способы и системы обработки нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

1. Система удаления текучей среды из подземной скважины, содержащая баллон, установленный в подземной скважине, трубопровод нагнетания газа, сообщенный текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для нагнетания в баллон газа с места вблизи поверхности земли, обратный трубопровод текучей среды, сообщенный текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для перемещения, по меньшей мере, одной подземной текучей среды из баллона на место вблизи поверхности земли, первый клапан, образующий стыковочное устройство между трубопроводом нагнетания газа и баллоном, второй клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном, третий клапан, образующий стыковочное устройство между обратным трубопроводом текучей среды и баллоном, и четвертый клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном, при этом второй клапан расположен в системе на глубине под землей над четвертым клапаном.

2. Система по п.1, в которой третий клапан является односторонним обратным клапаном или односторонним клапаном сброса давления, допускающим проход в одном направлении текучей среды из баллона в обратный трубопровод текучей среды, и четвертый клапан является односторонним обратным клапаном или односторонним клапаном сброса давления, допускающим проход в одном направлении текучей среды из подземной скважины и баллона.

3. Система по п.1, имеющая первое положение клапанов, в котором первый клапан и третий клапан закрыты, и второй клапан и четвертый клапан открыты, и второе положение клапанов, в котором первый клапан и третий клапан открыты, и второй клапан и четвертый клапан закрыты.

4. Система по п.3, дополнительно содержащая первый гидравлический шлангокабель и гидравлический исполнительный механизм для управления положением, по меньшей мере, одного из первого, второго, третьего или четвертого клапанов, реагирующий на сигнал гидравлической мощности, передаваемый по первому гидравлическому шлангокабелю с места вблизи поверхности земли.

5. Система по п.4, в которой гидравлический исполнительный механизм способен реагировать на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением в подземной скважине.

6. Система по п.3, дополнительно содержащая электропроводный шлангокабель и электрический исполнительный механизм для управления положением, по меньшей мере, одного из первого, второго, третьего или четвертого клапанов, реагирующий на сигнал электрической энергии, передаваемый по электропроводному шлангокабелю с места вблизи поверхности земли.

7. Система по п.3, дополнительно содержащая исполнительный механизм для управления положением, по меньшей мере, одного из первого, второго, третьего или четвертого клапанов, содержащий приемник для приема коммуникационного сигнала, передаваемого с места вблизи поверхности земли, локальный источник электроэнергии для питания исполнительного механизма и контроллер, реагирующий на коммуникационный сигнал, передаваемый с места вблизи поверхности земли.

8. Способ удаления текучей среды из подземной скважины, содержащий следующие стадии:

размещение системы по п.4 в подземной скважине;

нагнетание газа в трубопровод нагнетания газа;

увеличение давления нагнетания до первого уровня, превышающего опорное давление на первую установленную величину, для открытия первого клапана и закрытия второго клапана;

нагнетание газа нагнетания по трубопроводу нагнетания в баллон;

уменьшение давления нагнетания до второго уровня, превышающего опорное давление на вторую установленную величину, которая меньше первой установленной величины, для закрытия первого клапана, открытия второго клапана и входа, по меньшей мере, одной подземной текучей среды в баллон из подземной скважины.

9. Способ по п.8, дополнительно содержащий, по меньшей мере, частичное заполнение газом второго гидравлического шлангокабеля и трубопровода нагнетания газа, при этом опорное давление является давлением во втором гидравлическом шлангокабеле.

10. Способ удаления текучей среды из подземной скважины, содержащий следующие стадии:

размещение системы по п.1 в подземной скважине;

нагнетание газа в трубопровод нагнетания газа;

увеличение давления нагнетания до первого уровня, превышающего опорное давление на первую установленную величину, для открытия первого клапана и закрытия второго клапана;

нагнетание газа по трубопроводу нагнетания газа в баллон;

уменьшение давления нагнетания до второго уровня, превышающего опорное давление на вторую установленную величину, которая меньше первой установленной величины, для закрытия первого клапана, открытия второго клапана и входа, по меньшей мере, одной подземной текучей среды в баллон из подземной скважины.

Описание изобретения к патенту

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение, в общем, относится к имеющим новизну и неочевидным системам и способам для обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание систем и способов удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин.

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Нефть и газ добывают из скважин, проходящих в подземные нефтегазоносные пласты или коллекторы. Такие коллекторы могут обнаруживать на различных глубинах под землей. В газовых коллекторах находящиеся в них газ и/или нефть сжаты весом породы кровли. Когда пласт вскрывают скважиной, газ стремится пройти в скважину под действием пластового давления. Любая другая текучая среда в пласте, такая как реликтовая вода, захваченная в пустоты отложений во время осаждения пласта, также перемещается к скважине. Добыча текучих сред из скважины продолжается, пока давление в скважине меньше пластового давления. Постепенно добыча замедляется и/или прекращается, поскольку пластовое давление становится равным или падает ниже скважинного давления (давления в стволе скважины). В последнем случае часто обнаруживают, что вода, заполняющая скважину, создает достаточное давление для остановки или резкого уменьшения добычи. Проблема возникает, когда затраты на удаление воды становятся значительными или превышают цену добытых углеводородов, что делает экономически нецелесообразной эксплуатацию газовой и/или нефтяной скважины. В таком случае до 60% запаса нефти и/или газа могут оставаться в пласте.

Многие обычные подходы к удалению жидкости из нефтяных и газовых скважин описаны в известной технике. Поршневые насосы являются общеизвестными и требуют либо электрических или газовых двигателей, соединенных ремнями или зубчатыми передачами с качалками насосов. Возвратно-поступательное перемещение качалки, в свою очередь, сообщает возвратно-поступательное перемещение поршню в цилиндре, установленном в скважине. При возвратно-поступательном перемещении поршня в скважине клапаны открываются и закрываются, создавая пониженное давление в скважине и обеспечивая подачу нефти на поверхность. Центробежные или роторные насосы, часто устанавливаемые в водных скважинах, также работают с приводом от электрического или газового двигателя. Обычно насос прикреплен непосредственно к валу двигателя. Вращение лопастей крыльчаток уменьшает давление в скважине, что обуславливает подачу текучей среды вверх в скважине.

Главный недостаток как поршневых, так и центробежных насосов заключается в механическом усталостном износе и поломке движущихся частей и высоких эксплуатационных и ремонтных затратах. Кроме того, такие системы потребляют много электроэнергии или топлива при работе, что делает их более затратными, чем пассивные системы. Обычно стоимость техобслуживания и эксплуатации таких систем со временем превышает уровень рентабельности и, в результате, приводит к закрытию скважины с оставлением до 60% запасов в пласте неизвлеченными.

В газовых эксплуатационных скважинах другой главный недостаток обычных насосов, таких как электроцентробежные погружные насосы, заключается в том, что их кпд может быть очень низким, если не создано достаточное гидростатическое давление. В газовых скважинах часто важно полное удаление застаивающейся текучей среды, почти до забоя скважины, при этом отсутствует достаточная высота столба текучей среды и гидростатическое давление является недостаточным для обеспечения эффективной работы таких насосов. Кроме того, скорость накопления жидкостей в газовых скважинах может быть значительно ниже производительности насосов, что приводит к высокой частоте отключения насосов и увеличенному риску работы таких насосов насухую и их сгорания.

Поэтому давно существует необходимость создания в данной области техники улучшенных систем и способов извлечения текучей среды из ствола скважины.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В общем, различные варианты осуществления настоящего изобретения относятся к системам и способам удаления текучей среды из подземной скважины или ствола скважины. Способ и системы могут включать в себя системы подъема с помощью газа и связанные с ними системы и способы удаления текучих сред из подземной скважины или ствола скважины. В различных вариантах осуществления ствол скважины представляет собой скважину для добычи нефти и/или газа. В различных вариантах осуществления систему или инструмент удаления текучей среды из ствола скважины спускают в скважину в эксплуатационной колонне. В различных дополнительных вариантах осуществления возможно получение нефти и/или газа в скважине из эксплуатационной колонны и/или кольцевого пространства скважины при использовании системы или инструмента удаления текучей среды.

В одном варианте осуществления настоящего изобретения создана система удаления текучей среды из подземной скважины. Система включает в себя баллон, установленный в подземной скважине, трубопровод нагнетания газа, сообщающийся текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для нагнетания газа нагнетания с места вблизи поверхности земли в баллон, обратный трубопровод текучей среды, сообщающийся текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для перемещения, по меньшей мере, одной подземной текучей среды из баллона на место вблизи поверхности земли, первый клапан, образующий стыковочное устройство между трубопроводом нагнетания газа и баллоном, второй клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном, третий клапан, образующий стыковочное устройство между обратным трубопроводом текучей среды и баллоном, и четвертый клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном. Второй клапан установлен в системе на глубине под землей над четвертым клапаном. При эксплуатации системы четвертый клапан установлен на первоначальной подземной глубине ниже установившегося уровня, по меньшей мере, одной подземной текучей среды, подлежащей удалению из подземной скважины. Система выполнена с возможностью установки в первое положение клапанов, в котором первый клапан и третий клапан закрыты, а второй и четвертый клапаны открыты и второе положение клапанов, в котором первый клапан и третий клапан открыты, а второй клапан и четвертый клапан закрыты.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ удаления текучей среды из подземной скважины включает в себя размещение баллона в подземной скважине, при этом баллон содержит клапан входа текучей среды для создания точки входа в баллон текучей среды и клапан выхода текучей среды для создания точки выхода текучей среды из баллона, нагнетание газа в баллон, обуславливая открытие клапана входа текучей среды и обеспечивая вход, по меньшей мере, одной подземной текучей среды из подземной скважины в баллон, обеспечение достижения давлением в баллоне опорного давления, которое обуславливает закрытие клапана входа текучей среды и открытие клапана выхода текучей среды, и проход, по меньшей мере, одной текучей среды вверх по подземной скважине.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения способ удаления текучей среды из подземной скважины включает в себя размещение системы удаления текучей среды в подземной скважине, система может включать в себя баллон, установленный в подземной скважине, трубопровод нагнетания газа, сообщающийся текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для нагнетания газа нагнетания с места вблизи поверхности земли в баллон, обратный трубопровод текучей среды, сообщающийся текучей средой с баллоном для создания пути текучей среды для перемещения, по меньшей мере, одной подземной текучей среды из баллона на место вблизи поверхности земли, первый клапан, образующий стыковочное устройство между трубопроводом нагнетания газа и баллоном, второй клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном, третий клапан, образующий стыковочное устройство между обратным трубопроводом текучей среды и баллоном, и четвертый клапан, образующий стыковочное устройство между подземной скважиной и баллоном. Второй клапан установлен в системе на глубине под землей над четвертым клапаном. Система может дополнительно включать в себя гидравлический шлангокабель для передачи сигналов гидравлической мощности для приведения в действие клапанов системы и камеру для газа, предварительно заполненную газом, подлежащим нагнетанию через трубопровод нагнетания. Во время нагнетания трубопровод нагнетания и гидравлический шлангокабель можно, по меньшей мере, частично заполнять газом.

Способ дополнительно включает в себя нагнетание газа через трубопровод нагнетания газа в баллон под давлением нагнетания, увеличение давления нагнетания до первого давления больше опорного давления на первую установленную величину, обуславливая открытие первого клапана и закрытие второго клапана, и уменьшение давления нагнетания до второго давления, больше опорного давления на вторую установленную величину, которая меньше первой установленной величины, обуславливая закрытие первого клапана, открытие второго клапана и вход, по меньшей мере, одной подземной текучей среды в баллон из подземной скважины.

Опорное давление может быть давлением в подземной скважине, давлением в баллоне, давлением в обратном трубопроводе, давлением в камере для газа, давлением в гидравлическом шлангокабеле.

Первую установленную величину и вторую установленную величину давления нагнетания можно определять и устанавливать перед размещением системы в подземной скважине, предварительно нагружая, по меньшей мере, одну работающую на сжатие пружину, связанную с одним или несколькими клапанами системы. Давление нагнетания можно поддерживать на второй установленной величине на период времени, достаточного для вытеснения газа нагнетания из баллона в обратный трубопровод, создавая тем самым силу, содействующую подъему газом, по меньшей мере, одной подземной жидкости вверх по обратному трубопроводу.

Различные варианты осуществления настоящего изобретения относятся к системам и способам удаления, по меньшей мере, одной текучей среды из скважины или ствола скважины, содержащим совместную работу четырех клапанов: первого клапана, второго клапана, третьего клапана и четвертого клапана, при которой четвертый клапан открыт при четвертом давлении, равном или меньше гидростатического давления в скважине, второй клапан открыт при втором давлении, равном или больше четвертого давления, первый клапан открыт при первом давлении, равном или больше второго давления, и третий клапан открыт при третьем давлении больше третьего давления. В различных вариантах осуществления, давления циклически изменяются для удаления необходимого количества, по меньшей мере, одной текучей среды.

В различных вариантах осуществления второе давление закрывает или начинает закрывать второй клапан, но второй клапан закрывается, по меньшей мере, третьим давлением. В различных дополнительных вариантах осуществления третье давление закрывает второй клапан. Обычно второй клапан закрывается при давлении между вторым давлением и третьим давлением.

В различных вариантах осуществления первое давление закрывает или начинает закрывать четвертый клапан, но четвертый клапан закрывается, по меньшей мере, вторым давлением. Обычно четвертый клапан закрывается при давлении между первым давлением и вторым давлением. В различных дополнительных вариантах осуществления второе давление закрывает четвертый клапан.

В различных вариантах осуществления третье давление открывает или начинает открывать третий клапан. Обычно третий клапан закрывается при давлении ниже третьего давления. Вместе с тем, в различных вариантах осуществления давление между первым давлением и третьим давлением открывает третий клапан. В различных дополнительных вариантах осуществления давление между вторым давлением и третьим давлением открывает третий клапан. Третий клапан является клапаном возврата и способен оставаться открытым в различных вариантах осуществления.

Таким образом, дополнительные варианты осуществления содержат первое клапанное средство, второе клапанное средство, третье клапанное средство, четвертое клапанное средство и баллонное средство для удаления, по меньшей мере, одной текучей среды из скважины или ствола скважины.

Различные варианты осуществления настоящего изобретения содержат устройства первого клапана, второго клапана, третьего клапана и четвертого клапана в системах удаления, по меньшей мере, одной текучей среды из ствола скважины и/или скважины.

Системы различных вариантов осуществления настоящего изобретения содержат скважинные инструменты с шлангокабелем для эффективного удаления с помощью газа текучих сред из скважины для увеличения и/или повышения добычи нефти и/или газа из пласта с неожиданными улучшениями по сравнению с известной техникой, поскольку работой системы можно управлять с помощью только трубопровода нагнетания, регулируя расход газа, проходящего через систему. В варианте осуществления системы настоящего изобретения обеспечивают извлечение с помощью газа до 60% нефти и/или газа, захваченных в пласт. В различных пластах, только около 50% нефти и/или газа являются захваченными. В альтернативных пластах, только около 40% нефти и/или газа являются захваченными. В альтернативных пластах, только около 30% нефти или газа являются захваченными.

С использованием систем настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 75% нефти и/или газа, являющихся захваченными. В альтернативных вариантах осуществления, с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 50% нефти и/или газа являющихся захваченными. В альтернативных вариантах осуществления, с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 40% нефти и/или газа, являющихся захваченными. В альтернативном варианте осуществления с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 30% нефти и/или газа, являющихся захваченными. В альтернативном варианте осуществления с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 25% нефти и/или газа, являющихся захваченными. В альтернативном варианте осуществления с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 20% нефти и/или газа, являющихся захваченными. В альтернативном варианте осуществления с системами настоящего изобретения прогнозируют извлечение до 15% нефти и/или газа являющихся захваченными.

В различных вариантах осуществления различные системы настоящего изобретения содержат, в различных комбинациях, трубопровод нагнетания газа, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод, установленные в скважине для удаления текучей среды из ствола скважины или скважины. Дополнительно варианты осуществления содержат источник газа высокого давления, такой как компрессор, насос, баллон с запасом, производящая газ высокого давления эксплуатационная скважина и/или т.п. Трубопровод нагнетания газа сообщается текучей средой с источником газа высокого давления. Клапан нагнетания регулирует и поддерживает давление газа в трубопроводе нагнетания. В различных вариантах осуществления клапан сброса давления обеспечивает проход сжатого газа в баллон, по меньшей мере, в одном положении и клапан сброса давления обеспечивает сброс или выпуск газа высокого давления в скважину, по меньшей мере, в одном альтернативном положении. В различных вариантах осуществления баллон создает камеру для отбора текучей среды из скважины. В различных вариантах осуществления, баллон может представлять собой сосуд, барабан, трубу, пластовую структуру, шпиндель, композитный материал и/или т.п. В различных вариантах осуществления, клапан баллона обеспечивает заполнение баллона текучей средой из скважины, когда открыт и может закрываться для осуществления удаления текучей среды из скважины. В различных вариантах осуществления клапан возврата обеспечивает проход текучей среды и/или газа в обратный трубопровод, когда клапан возврата открыт и предотвращает проход текучей среды из скважины назад в баллон, когда клапан возврата закрыт. В различных вариантах осуществления, обратный трубопровод является каналом удаления текучей среды из скважины.

Одной целью изобретения является создание простого способа удаления текучей среды газом с помощью шлангокабеля из нефтяных и/или газовых скважин для интенсификации притока нефти и/или газа. Способ удаления текучей среды включает в себя индивидуальные этапы понижения уровня воды в скважине с размещением нижнего конца обратного трубопровода, связанного с системой настоящего изобретения, ниже уровня текучей среды в скважине и размещение верхнего конца в сообщении текучей средой с выкидной линией текучей среды на поверхности, при этом, только с регулированием ввода газа высокого давления в трубопровод нагнетания газа, связанный с системой из четырех клапанов настоящего изобретения.

Обычно текучая среда, подлежащая удалению, содержит воду. Вместе с тем, различные варианты осуществления настоящего изобретения можно использовать для удаления любой необходимой текучей среды. Текучей среде в скважине обеспечивают вход в баллон и затем, селективно, в обратный трубопровод. Предотвращают выход попавшей в баллон текучей среды назад из баллона, увеличивая давление в баллоне перед удалением текучей среды по обратному трубопроводу.

Этапы способа можно повторять при необходимости для понижения уровня, по меньшей мере, одной текучей среды, такой как вода, в скважине до заданной точки или необходимой точки, тем самым обеспечивая более свободный выход нефти и/или газа в пласте и повышение добычи нефти и/или газа.

В различных вариантах осуществления настоящего изобретения созданы недорогие пути (или способы) удаления воды из нефтяных и/или газовых скважин, максимизирующие добычу нефти и/или газа. Системы и способы также создают практически не требующие техобслуживания системы удаления воды, принципиально отличающиеся от непрерывно работающих механических систем перекачки. В результате, извлечение воды с использованием подъемной компоновки дает улучшенную добычу газа с уменьшенными эксплуатационными затратами и более быстрой отдачей от подъемной компоновки.

Таким образом, в варианте осуществления системы настоящего изобретения способ удаления, по меньшей мере, одной текучей среды из скважины содержит следующие этапы: спуск в скважину системы, удаление текучей среды, содержащей комбинацию трубопровода нагнетания газа, клапана нагнетания, клапана сброса давления, баллона, клапана баллона, клапана обратного трубопровода и обратного трубопровода, при этом клапан баллона открыт или, по меньшей мере, частично открыт, когда скважинное гидростатическое давление больше давления газа в баллоне, с заполнением при этом, по меньшей мере, частично, баллона, по меньшей мере, одной текучей средой, нагнетание газа в трубопровод нагнетания системы удаления текучей среды, при этом давление нагнетания является достаточным, по меньшей мере, для частичного открытия клапана нагнетания, что обеспечивает доступ в баллон, заполнение баллона достаточным объемом газа для создания избыточного давления в баллоне и закрытие клапана баллона с удержанием, по меньшей мере, одной текучей среды в баллоне, создание давления в содержимом баллона до уровня третьего давления, достаточного для преодоления гидростатического давления столба текучей среды в обратном трубопроводе и открытия возвратного клапана, при котором, по меньшей мере, часть, по меньшей мере, одной текучей среды удаляют по обратному трубопроводу, соединенному с возвратным клапаном. В различных дополнительных вариантах осуществления клапан сброса давления начинает открываться, когда давление в баллоне меньше третьего давления. В различных других вариантах осуществления клапан сброса давления открыт, когда давление в баллоне больше или равно гидростатическому давлению в скважине.

Данные и другие цели, преимущества и признаки изобретения должны стать понятнее из следующего описания с прилагаемыми с чертежами, приведенного ниже.

Различные дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения содержат способы получения нефти и/или газа из эксплуатационной колонны при одновременном удалении, по меньшей мере, одной текучей среды из скважины и/или ствола скважины, содержащие этапы спуска устройства, описанного в данном документе, в эксплуатационную колонну скважины и/или ствол скважины, удаление, по меньшей мере, одной текучей среды, как описано в данном документе, и получение нефти и/или газа через эксплуатационную колонну. В альтернативном варианте осуществления нефть и/или газ получают из кольцевого пространства скважины и/или ствола скважины. В альтернативном варианте осуществления нефть и/или газ получают как из кольцевого пространства, так и из эксплуатационной колонны. Обычно варианты осуществления настоящего изобретения имеют размеры, подходящие для размещения в эксплуатационной колонне, оставляющие достаточного места для других устройств, подлежащих спуску для обеспечения добычи.

В дополнительных вариантах осуществления описаны системы подъема с помощью газа для перемещения текучей среды к устью скважины, системы, содержащие подачу газа, трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, баллон, содержащий клапан баллона и клапан сброса давления, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод, при этом конец выше по потоку трубопровода нагнетания соединен с источником подачи газа и конец ниже по потоку трубопровода нагнетания соединен через клапан нагнетания с баллоном, дополнительно при этом, конец ниже по потоку обратного трубопровода размещен ближе к устью на наземной части ствола скважины, и конец выше по потоку обратного трубопровода соединен через клапан возврата с баллоном, дополнительно при этом каждый из следующего: клапан сброса давления, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и клапан нагнетания выполнены с возможностью управления нагнетанием газа из источника подачи газа, так что увеличение давления в трубопроводе нагнетания до первого давления открывает клапан нагнетания, закрывает или начинает закрывать клапан баллона, когда в баллоне увеличивают давление до второго давления, открывает или начинает открывать клапан обратного трубопровода, когда в баллоне увеличивают давление до третьего давления, и открывает клапан сброса давления при четвертом давлении, при этом третье давление больше второго давления, которое больше или равно первому давлению, которое больше или равно четвертому давлению. Дополнительные варианты осуществления раскрывают системы, спускаемые в эксплуатационную колонну скважины и/или в ствол скважины. Другие дополнительные варианты осуществления раскрывают системы получения нефти и/или газа из эксплуатационной колонны при развертывании системы.

Описанные выше и другие цели, признаки и преимущества настоящего изобретения должны стать более понятными из следующего подробного описания являющихся примерами вариантов осуществления, приведенного в данном документе.

ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Следующие определения и объяснения предназначены для регулирования в любой будущей конструкции, если четко и однозначно не модифицированы в следующем описании или если применение не делает любую конструкцию бессмысленной или, по существу, бессмысленной. В вариантах, где конструкция термина делает его бессмысленным или по существу бессмысленным, определение следует брать из Webster's Dictionary, 3^rd Edition. Определения и/или интерпретации не следует включать из других патентных заявок, патентов или публикаций, связанных или не связанных, если иное конкретно не указано в данном описании или если включение не является необходимым для поддержания действительности.

При использовании в данном документе термин "скважинный" означает и относится к местоположению в стволе скважины или скважине. Ствол скважины или скважина может быть вертикальной, горизонтальной или проходящей под любым углом к вертикали или горизонтали.

При использовании в данном документе термин "устье" означает и относится к местоположению на поверхности или в начале ствола скважины. Ствол скважины или скважина может быть вертикальной, горизонтальной или проходящей под любым углом к вертикали или горизонтали.

При использовании в данном документе термин "ствол скважины" означает и относится к стволу, пробуренному в пласт.

При использовании в данном документе термин "кольцевое пространство" относится к любому пустому пространству в нефтяной скважине между любой трубной конструкцией, насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной и трубной конструкцией, насосно-компрессорной трубой или обсадной колонной, непосредственно окружающей ее. Наличие кольцевого пространства дает возможность осуществления циркуляции текучей среды в скважине для предотвращения чрезмерного скопления бурового шлама в кольцевом пространстве, препятствующего перемещению текучей среды и возможного прихвата трубы в стволе скважины.

При использовании в данном документе термин "клапан" означает и относится к любому клапану, включающему в себя, без ограничения этим, регулирующие расход клапаны, регулирующие температуру клапаны, клапаны автоматического управления процессом, воздухоподводящие клапаны, продувочные клапаны, переборочные клапаны, клапаны со свободным шаром, легкоплавкие или пожарные клапаны, гидравлические клапаны, струйные дисперсионные клапаны, запорные тарельчатые клапана, радиаторные клапаны, поворотные золотниковые клапаны, поворотные клапаны, электромагнитный клапан, клапан с поворотной дугой, термостатический смесительный клапан, дроссельный клапан, шаровой клапан, односторонний или двусторонний обратный клапан, односторонние или двусторонние клапаны сброса давления, комбинации вышеуказанного и/или т.п.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР

Варианты осуществления настоящего изобретения описаны только в качестве примера со ссылками на прилагаемые фигуры и поэтому не считаются ограничивающими объем настоящего изобретения или вариантов осуществления, приведенных в данном документе.

На фиг.1 показано сечение системы удаления текучей среды из ствола скважины, согласно одному варианту осуществления изобретения.

На фиг.2 показано сечение системы удаления текучей среды из ствола скважины, согласно другому варианту осуществления изобретения.

На фиг.3 показана система удаления текучей среды из ствола скважины согласно еще одному варианту осуществления изобретения.

На фиг.4 показан вариант средства для трубопроводов для работы с системой удаления текучей среды из ствола скважины, согласно настоящему изобретению.

На фиг.5 показано сечение системы удаления текучей среды из ствола скважины, согласно другому варианту осуществления изобретения.

На фиг.6 показано сечение системы удаления текучей среды из ствола скважины, согласно еще одному варианту осуществления изобретения.

На фиг.7 показана блок-схема последовательности операций способа удаления текучей среды из ствола скважины, согласно одному варианту осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

В следующем описании изложены некоторые детали, такие как конкретные количественные показатели, размеры и т.д. для обеспечения глубокого понимания настоящих вариантов осуществления изобретения, описанных в данном документе. Должно быть ясно, что для простоты и четкости показа, где приемлемо, позиции ссылки можно повторять на фигурах для указания соответствующих или аналогичных элементов. Кроме того, ряд конкретных деталей изложен для обеспечения углубленного понимания примеров вариантов осуществления изобретения, описанных в данном документе. Вместе с тем, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что примеры вариантов осуществления, описанные в данном документе, можно реализовать на практике без данных конкретных деталей. В других случаях способы, процедуры и компоненты не описаны подробно во избежание затенения вариантов осуществления, описанных в данном документе.

Системы и способы удаления текучих сред из ствола скважины хорошо известны в технике. Различные примеры известных в технике систем и способов включают в себя патенты США 7464763, 7445049, 6691787, 6629566, 5806598 и 5339905, содержание которых полностью включено в виде ссылки в данное описание.

Для целей описания в данном документе, термины "верхний", "нижний", "правый", "левый", "задний", "передний", "вертикальный", "горизонтальный" и их производные должны относиться к вариантам расположения, показанным на фиг.1. Вместе с тем, следует понимать, что изобретение может допускать различные альтернативы расположения. Также следует понимать, что конкретные устройства и способы, показанные на прилагаемых чертежах и описанные в следующем подробном описании, просто являются примером вариантов осуществления концепций изобретения, определенных в прилагаемой формуле изобретения. Таким образом, конкретные размеры и другие физические отличия, относящиеся к вариантам осуществления, описанным в данном документе, не считаются ограничивающими, если иное специально не указано.

На фиг.1 показано сечение системы 1 удаления текучей среды из ствола скважины согласно одному варианту осуществления изобретения. Система 1 может быть, например, системой механизированной добычи с откачкой газа. Позицией 2 показано сечение системы 1 по линии A-A. Система 1 включает в себя трубопровод 10 нагнетания газа, клапан 20 нагнетания, клапан 30 сброса давления, баллон 40, клапан 50 баллона, клапан 60 обратного трубопровода и обратный трубопровод 70. В различных вариантах осуществления возможно использование впускной секции 52. Обычно впускная секция 52 содержит, по меньшей мере, одно впускное отверстие для заполнения баллона 40. Систему 1 можно развертывать и располагать в стволе скважины для удаления текучей среды из ствола скважины. В различных вариантах осуществления система 1 соединена с помощью устройства трубопроводов в шлангокабеле с системой удаления текучей среды (фиг.2) и источником газа высокого давления (фиг.2).

Клапан 20 нагнетания системы 1 может включать в себя пробку 24, седло 22 пробки, элемент 28 смещения клапана нагнетания, боковое отверстие 26 и вентиляционную линию 27. Ряд уплотнений и/или вентиляционных окон можно использовать для осуществления работы клапана 20 нагнетания, таких как первое уплотнение 12 клапана нагнетания, второе уплотнение 14 клапана нагнетания и вентиляционное отверстие 16. Дополнительные уплотнения и вентиляционные отверстия можно также использовать, если необходимо. Обычно клапан 20 нагнетания смещается или открывается сжатым газом, отводящим работающую на сжатие пружину 28 в клапане, установленную под заданной нагрузкой и имеющую заданный коэффициент жесткости на основании глубины ствола скважины и параметров системы.

Клапан 30 сброса давления системы 1 может включать в себя отверстие 31 сброса давления, элемент 32 смещения золотника, золотник 34, регулировочный шток 33, газовое отверстие 38 баллона и газовую линию 36 баллона. Аналогично, ряд уплотнений и/или вентиляционных окон можно использовать для осуществления работы клапана 30 сброса давления, таких как уплотнение 37 первого клапана сброса давления. Дополнительные уплотнения и вентиляционные отверстия можно также использовать, если необходимо.

Регулировочный шток 33 можно использовать для увеличения или уменьшения расстояния между клапаном 20 нагнетания и клапаном 30 сброса давления и для изменения давления открытия клапана нагнетания. В варианте осуществления регулировочный шток 33 является устройством винтового типа с возможностью завинчивания или вывинчивания для регулировки. Регулировочный шток 33 может также являться приемным устройством для одной или нескольких шайб для увеличения расстояния между клапаном 20 нагнетания и клапаном 30 сброса давления. Регулировочным штоком 33 можно манипулировать вручную или автоматически, например, с помощью электромагнитного двигателя, пневматического двигателя, гидравлического давления и/или любого другого средства автоматики для регулировки положения регулировочного штока 33.

Баллон 40 системы 1, показанный на фиг.1, может включать в себя объем изолируемого пространства 44, по меньшей мере, одно вентиляционное отверстие 31 баллона и линию 42 сброса давления баллона. Баллон 40 можно конструировать с любым необходимым объемом изолируемого пространства 44. Конструктивные параметры системы 1, которые можно использовать в определении размера баллона 40, включают в себя, без ограничения этим, количество текучей среды, подлежащей удалению из ствола скважины, вязкость текучей среды, подлежащей удалению, объем газа высокого давления, требуемого для работы системы 1, глубину пласта, в котором скважина пробурена, и другие параметры системы, пласта и работы, такие как давление, температуры, материалы конструкции и т.п.

Клапан 50 баллона системы 1 может включать в себя золотниковую пробку 56 баллона и седло 54 пробки баллона. Аналогично, одно или несколько уплотнений и/или вентиляционных окон можно использовать для осуществления работы клапана 50 баллона.

Клапан 60 возврата системы 1 может включать в себя пробку 62, седло 64 пробки и обратный трубопровод 70. Текучую среду, выводимую из скважины и транспортируемую через обратный трубопровод 70, можно распределять или сохранять с помощью любого средства, такого как сооружение переработки, емкость хранения, сквозной выпуск и/или т.п.

Дополнительные компоненты системы 1, показанной на фиг.1, включают в себя измерительный трубопровод 90 и обратный клапан 92. Измерительный трубопровод 90 можно использовать для спуска любых необходимых контрольно-измерительных устройств в скважину, включающих в себя, без ограничения этим, текучую среду, провод управления контрольно-измерительными устройствами, волоконно-оптический кабель и/или любой другой кабель контрольно-измерительных устройств или линии управления для выполнения измерений, энергоснабжения или для устройств или инструмента, необходимых для работы системы 1 или функционально связанных с системой 1. Спускаемые по измерительному трубопроводу 90 измерительные устройства могут измерять параметры, включающие в себя, без ограничения этим, температуры, давления, плотность текучей среды, глубину текучей среды и/или другие условия в текучих средах или зонах вблизи или на различных участках пласта или ствола скважины. Кроме того, текучие среды, реагенты и/или другие вещества можно нагнетать или спускать в скважину через измерительный трубопровод 90.

На фиг.2 показаны различные сечения являющегося примером устройства шлангокабеля системы 1 фиг.1. Позицией 3 показано сечение по линии B-B системы 1 в конфигурации шлангокабеля с тремя корпусами. Система 1 может включать в себя трубопровод 10 нагнетания газа, клапан 20 нагнетания, клапан 30 сброса давления, баллон 40, клапан 50 баллона, клапан 60 обратного трубопровода и обратный трубопровод 70, установленные в стволе скважины для удаления текучей среды из ствола скважины. По меньшей мере, один плоский корпус (фиг.4), описанный ниже, можно расположить в скважине ближе к поверхности и над инструментом 1 для удаления текучей среды из ствола скважины.

Системы 1 удаления текучей среды из подземной скважины или ствола скважины, описанные в данном документе, могут дополнительно включать в себя исполнительный механизм для открытия, закрытия, вращения или другого управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1. Исполнительный механизм может включать в себя один или несколько гидравлических исполнительных механизмов, электрических исполнительных механизмов, механических исполнительных механизмов, их комбинации или любой другой исполнительный механизм, способный управлять положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1. Один или несколько шлангокабелей можно спускать в скважину с поверхности для подачи сигналов на исполнительный механизм для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1.

В одном варианте осуществления исполнительный механизм является гидравлическим исполнительным механизмом для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1. Система 1 может дополнительно включать в себя один или несколько гидравлических шлангокабелей, через которые сигнал гидравлической мощности или усилие можно передавать на исполнительный механизм с поверхности земли. Исполнительный механизм управляет положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1 с реакцией на сигнал гидравлической мощности или усилия.

Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением на точке в подземной скважине. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением в трубопроводе 10 нагнетания. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением в обратном трубопроводе 70. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением во втором гидравлическом шлангокабеле.

Система 1 может дополнительно включать в себя камеру для газа, предварительно заполненную газом для нагнетания газа через трубопровод 10 нагнетания в баллон 40. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в первом гидравлическом шлангокабеле и давлением в камере приема газа.

В другом варианте осуществления сигнал гидравлической мощности можно передавать через трубопровод 10 нагнетания газа с поверхности земли. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в трубопроводе 10 нагнетания газа и давлением в точке в подземной скважине. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в трубопроводе 10 нагнетания газа и давлением в баллоне 40. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в трубопроводе 10 нагнетания газа и давлением в обратном трубопроводе 70. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в трубопроводе 10 нагнетания газа и давлением в гидравлическом шлангокабеле. Гидравлический исполнительный механизм можно выполнить с возможностью управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на перепад давления между давлением в трубопроводе 10 нагнетания газа и давлением в камере приема газа.

В другом варианте осуществления исполнительный механизм является электрическим исполнительным механизмом для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1. Электрический исполнительный механизм может являться соленоидом, электродвигателем или электрическим насосом, осуществляющим привод поршневого исполнительного механизма в гидравлической схеме с замкнутой петлей. Система 1 может дополнительно включать в себя один или несколько электропроводных шлангокабелей через которые сигнал электрической мощности можно передавать на исполнительный механизм с поверхности земли. Исполнительный механизм управляет положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1 с реакцией на электрический сигнал.

В одном варианте осуществления исполнительный механизм для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1 включает в себя приемник сигнала, локальный источник электроэнергии для питания исполнительного механизма, контроллер с ответной реакцией на сигнал в канале связи и датчик, подключенный к контроллеру, для обеспечения индикации присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды, подлежащей удалению из подземной скважины.

В одном варианте осуществления приемник является акустическим приемником и сигнал в канале связи является акустическим сигналом, генерируемым на поверхности земли, на оборудовании устья скважины или другом удаленном месте. В другом варианте осуществления приемник является электромагнитным приемником и сигнал в канале связи является электромагнитным сигналом, генерируемым на поверхности земли, на оборудовании устья скважины или в другом удаленном месте.

Локальным источником электроэнергии для питания исполнительного механизма может являться перезаряжаемая батарея, конденсатор или электрический кабель с питанием от источника энергоснабжения, размещенного на поверхности земли, на оборудовании устья скважины или другом удаленном месте.

Контроллер исполнительных механизмов настоящего изобретения может включать в себя программируемый микропроцессор. Микропроцессор можно программировать для управления работой исполнительного механизма и управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на сигнал связи, принятый приемником и с реакцией на индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды, создаваемую датчиком.

Датчик исполнительных механизмов настоящего изобретения можно использовать для обнаружения нагрева, давления, света или других параметров подземной скважины, ствола скважины или текучей среды в нем. В одном варианте осуществления датчик включает в себя множество измерительных преобразователей перепада давления, установленных в нужных местах в подземной скважине на множестве глубин. Датчик может создавать индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды с реакцией на или посредством обнаружения изменения электропроводимости подземной текучей среды, подлежащей удалению. Датчик может обеспечивать индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды с реакцией на или посредством обнаружения изменений емкостного сопротивления подземной текучей среды, подлежащей удалению.

В другом варианте осуществления исполнительный механизм для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 системы 1 включает в себя локальный источник электроэнергии (описано в вышеупомянутых вариантах осуществления изобретения) для питания исполнительного механизма, контроллер (описано в вышеупомянутых вариантах осуществления изобретения) с реакцией на сигнал в канале связи и датчик (описано в вышеупомянутых вариантах осуществления изобретения), соединенный стыковочным устройством с контроллером для создания индикации присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды, подлежащей удалению из подземной скважины. В данном варианте осуществления приемник не требуется для управления положением клапанов 20, 30, 50, 60. Микропроцессор контроллера можно программировать для управления работой исполнительного механизма и управления положением клапанов 20, 30, 50, 60 с реакцией на индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды, обеспечиваемую датчиком. Датчик может обеспечивать индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды с реакцией на или посредством обнаружения изменений электропроводимости подземной текучей среды, подлежащей удалению. Датчик может также обеспечивать индикацию присутствия, по меньшей мере, одной подземной текучей среды с реакцией на или посредством обнаружения изменений емкостного сопротивления подземной текучей среды, подлежащей удалению.

На фиг.3 показана система 100 удаления текучей среды из ствола скважины согласно другому варианту осуществления изобретения. Работой системы 100 и удалением текучей среды из скважины или ствола скважины можно управлять, нагнетая газ через трубопровод 110 нагнетания газа. Трубопровод 110 нагнетания газа соединен или сообщается текучей средой с клапаном 120 нагнетания, сообщающимся текучей средой с клапаном 130 сброса давления, обеспечивающим доступ текучей среды в баллон 140. Клапан 150 баллона соединен или сообщается текучей средой с баллоном 140 и создает точку доступа для текучей среды из скважины, входящей в баллон 140. Клапан 160 возврата обеспечивает доступ текучей среды в обратный трубопровод 170.

В общем, при эксплуатации систему или инструмент 100 спускают в скважину в точку, в которой клапан 150 баллона, по меньшей мере, находится в контакте с текучей средой, подлежащей удалению. Систему 100 можно также спускать почти на всем пути сквозь слой текучей среды или спускать, пока клапан 150 баллона частично, по существу или полностью не погрузится в текучую среду. Систему 100 можно также спускать в слой текучей среды, подлежащей удалению, на глубину, достаточную для извлечения текучей среды через клапан 150 баллона и частичного, по существу, или полностью заполнения баллона 140.

Когда баллон 140 содержит текучую среду, подлежащую извлечению, или когда операции удаления текучей среды следует начинать, из источника 112 газа высокого давления подают газ через трубопровод 110 нагнетания. Газ воздействует на клапан 120 нагнетания, обычно отводя работающую на сжатие пружину, имеющую установку на заданную нагрузку и коэффициент жесткости, основанные на глубине скважины и параметрах системы. Газ проходит через клапан 120 нагнетания, воздействует на клапан 130 сброса давления и поджимает клапан 130 сброса давления вниз. Давление под клапаном 130 сброса давления и в баллоне 140 может, например, находиться на уровне или около уровня скважинного гидростатического давления до нагнетания давления газом, проходящим из трубопровода 110 нагнетания газа. При поджатии клапана 130 сброса давления в открытое положение, клапан 120 нагнетания открывается, создавая сообщение текучей средой с баллоном 140, и, одновременно, изолируя баллон от остальной части скважины, закрывая, по меньшей мере, одно вентиляционное отверстие (или другое средство уплотнения) на баллоне 140.

При нагнетании давления в баллоне 140 газом высокого давления клапан 150 баллона закрывается, изолируя баллон 140 от скважины и гидростатического давления в ней. Клапан 160 возврата открывается, как только гидростатическое давление в обратном трубопроводе 170 становится меньше созданного давления в баллоне 140. При эксплуатации вся текучая среда в баллоне 140 и некоторая часть нагнетаемого газа может быть подана в обратный трубопровод 170 до уменьшения давления нагнетания до давления больше гидростатического давления в стволе скважины на величину, равную перепаду давления обратной установки для клапана 20 нагнетания, определенному заданным усилием в пружине 28. В процессе работы только часть или, по существу, вся текучая среда, подлежащая удалению, может быть подана из баллона 140 в обратный трубопровод 170.

Контроллер 190 может использоваться для автоматического или ручного регулирования подачи газа, нагнетаемого в трубопровод 110 нагнетания, приводя в действие открытие и закрытие клапана 192 управления дозированием. Измерительный датчик 191 давления можно устанавливать на поверхности или в скважине для передачи данных давления по линии управления или линии передачи данных на контроллер 190. Измерительный датчик 191 давления можно использовать для измерения давления на глубине в стволе скважины, давления в баллоне 140, давления в трубопроводе 110 нагнетания или давления в любом другом объеме системы 100. Данные давления можно использовать для определения объема или давления нагнетаемого газа, требуемого для удаления необходимой текучей среды из скважины. Нагнетаемый газ можно подавать непрерывно или нагнетать в скважину импульсами. Удаляемую текучую среду и/или остаточный или захваченный нагнетаемый газ можно подавать из скважины и хранить на поверхности в сборной емкости 180 для последующей переработки или сепарирования. В автоматизированном способе регулирования и управления системами, описанном в данном документе, можно использовать алгоритмы, разработанные для конкретной скважины, применяемые простыми синхронизированными устройствами управления и/или т.п.

На фиг.4 показан вариант средства для трубопроводов, которое можно использовать с системами, описанными в данном документе, для удаления текучей среды из ствола скважины, такими как системы, показанные на фиг.1-3 и 5-6. Средство может, например, представлять собой плоский корпус 95 для использования с системой удаления текучей среды, имеющей устройства трубопроводов или линий в виде шлангокабеля. Плоский корпус 95 может включать в себя три канала 96, 97 и 98. Плоский корпус не является обязательным элементом для работы систем и способов удаления текучей среды из ствола скважины, описанных в данном документе, но представляет собой удобный способ компоновки трубопроводов, проходящих в стволе скважины. В общем, плоский корпус является полученным экструзией корпусом для трубопроводов, проходящих в скважине. В дополнительных вариантах осуществления плоский корпус 95 сконструирован с металлическим армированием. По меньшей мере, один трубопровод 95 нагнетания и один обратный трубопровод 98 можно расположить, по меньшей мере, в двух каналах 96, 97 и 98 плоского корпуса 95. В различных вариантах осуществления трубопровод 97 управления установлен, по меньшей мере, в одном из каналов 96, 97 и 98 плоского корпуса 95. Плоские корпуса 95 можно использовать в колонне обсадных труб для компоновки, расположения, выставления по оси и/или группировки различных трубопроводов, проходящих в скважине. В общем, плоский корпус 95 помещается в эксплуатационной колонне. Трубопровод 10 нагнетания, обратный трубопровод 70 и/или измерительный трубопровод 90 (фиг.1) может проходить через плоский корпус 95.

Шлангокабели, описанные в данном документе, могут быть выполнены из любого подходящего материала, известного в технике. Обычно шлангокабели выполняют из термопластичного материала. Шлангокабели могут включать в себя, по меньшей мере, одну трубку из нержавеющей стали, заделанную в несущий термопластичный материал. Вместе с тем, в общем, материал (материалы) для конструирования шлангокабелей зависят от различных параметров скважины, ствола скважины, пласта или проводимой в них операции (операций). Шлангокабели могут иметь любые необходимые диаметры, такие как, без ограничения этим, 5/8 дюйма (16 мм), 7/8 дюйма (22 мм), 3/8 дюйма (10 мм), 1/2 дюйма (13 мм), 1/4 дюйма (6 мм), 2 см, 2,2 см, 1,5 см и/или т.п. В общем, размер шлангокабеля ограничен пространством в обсадной колонне, которое часто зависит от того, какие еще коммуникации проходят в скважине.

На фиг.5 показано сечение системы 200 удаления текучей среды из ствола скважины согласно другому варианту осуществления изобретения. Система 200 содержит трубопровод 210 нагнетания газа, клапан 220, баллон 230, по меньшей мере, одно отверстие 240 для текучей среды и обратный трубопровод 250.

Текучая среда может проходить через клапан 220 и вверх по обратному трубопроводу 250 и трубопроводу 210 нагнетания газа. Когда газ нагнетают по трубопроводу 210, закрывающийся клапан 220 предотвращает выход текучей среды из нижней части системы. Давление газа повышают до нужного уровня в трубопроводе 210 нагнетания для подачи текучей среды из трубопровода 210 нагнетания в обратный трубопровод 250. В то время, как газ выходит из нижней части обратного трубопровода 250, по меньшей мере, часть текучей среды стоит в обратном трубопроводе 250 и гидростатическое давление столба текучей среды приблизительно вдвое превышает такое давление перед началом нагнетания. В данный момент газ нагнетания начинает поднимать текучую среду вверх в обратный трубопровод 250. Как условие конструктивного исполнения, тестами показано, что чем меньше диаметр обратного трубопровода, тем больше КПД удаления текучей среды из скважины.

Системы удаления текучей среды из ствола скважины, описанные в данном документе, можно регулировать или управлять их работой вручную или автоматически. Регулирование подачи газа в трубопровод нагнетания можно выполнять способами с ручным или автоматическим управлением. В способе автоматического регулирования и управления работой систем, описанных в данном документе, можно использовать алгоритмы, разработанные для конкретной скважины, применяемые простыми синхронизированными устройствами управления и/или т.п.

На фиг.6 показано сечение системы 300 удаления текучей среды из ствола скважины согласно другому варианту осуществления изобретения. В скважинной компоновке и конфигурации системы 300 используют один трехходовой отсечной золотниковый клапан или ряд таких клапанов. Рабочие компоненты системы 300 могут включать в себя отверстие 310 сброса давления, отверстие 320 нагнетания, отверстие 330 баллона, отверстие 340 возврата и пробку 325. Линию 350 управления, такую как электрическая линия, гидравлическая линия, коаксиальная линия, волоконно-оптическая линия и/или т.п. можно использовать для управления поршнем 305, например, с помощью соленоида или другого типа двигателя. В общем, в первом положении или состоянии вентиляционное отверстие 320 закрыто. Во втором положении или состоянии отверстие 330 баллона закрыто. В третьем положении или состоянии, отверстие 340 возврата открыто. В четвертом положении или состоянии отверстие 330 заполнения баллона открыто и вентиляционное отверстие 310 открыто для обеспечения сообщения текучей средой с отверстием 330 баллона.

Когда стравливают давление в гидравлической линии 350, газ из баллона выпускают через вентиляционное отверстие 340, затем баллон заполняется текучей средой через приемный клапан. Когда давление в гидравлической линии 350 поднимают на достаточную величину выше гидростатического давления в скважине, золотниковый клапан переключается и открывается отверстие 320 нагнетания для обеспечения сообщения текучей средой с верхней частью баллона. Обратный трубопровод может быть создан в нижней части баллона и поэтому текучая среда в баллоне должна вводиться под давлением в обратный трубопровод.

Вспомогательный обратный клапан может быть создан в нижней части обратного трубопровода для предотвращения возврата текучей среды в баллон, когда управляющее давление убрано из цикла заполнения баллона. Линия 350 управления может также быть предусмотрена для стравливания, по существу, несжимаемой текучей среды на заданный период времени.

Приводимый в действие давлением золотниковый клапан (клапаны) можно заменить клапаном с электромагнитным приводом и трубопроводную линию 350 управления можно заменить электропроводкой управления, обычно используемой для развертывания в скважине контрольно-измерительных устройств. Создание тока в электропроводке приводит в действие соленоид и трехходовой отсечной клапан. Такое устройство должно иметь хорошую реакцию на сигнал управления во временной области. Такое устройство требует выделенной линии управления в дополнение к трубопроводу нагнетания газа и обратному трубопроводу. В варианте с клапаном с электромагнитным приводом, если дополнительные функции измерений в скважине также необходимы, как приведение в действие клапана с электромагнитным приводом, так и измерение данных можно осуществлять для создания весьма необходимого устройства управления.

На фиг.7 показана блок-схема последовательности операций примера способа удаления текучей среды из ствола скважины согласно одному варианту осуществления. Систему удаления текучей среды или инструмент спускают в ствол скважины или скважину, пробуренную в подземном пласте. Система может включать в себя в комбинации трубопровод нагнетания газа, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод, развернутые и установленные в нужное положение в стволе скважины, пробуренной в подземном пласте. Клапан баллона остается в открытом положении пока гидростатическое давление больше давления газа в трубопроводе нагнетания. Баллон, по меньшей мере, частично заполняется и может, по существу, или полностью заполняться одной или несколькими текучими средами из ствола скважины, входящими в баллон через клапан баллона.

Систему настоящего изобретения можно устанавливать в нужное положение в подземной скважине, спуская на тросе систему в подземную скважину через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб без перемещения эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб. Систему настоящего изобретения можно также устанавливать в нужное положение в подземной скважине, спуская на тросе систему в подземную скважину с помощью нагнетательной системы на оборудовании устья скважины. Систему можно выполнить с плотной установкой в лубрикатор на поверхности и спускать на тросе в него до включения в работу и во время работы системы. Систему можно устанавливать в нужное положение в подземной скважине на глубине, достаточной для уменьшения уровня стоящей в скважине подземной текучей среды, подлежащей удалению, до уровня ниже, по меньшей мере, одного перфорационного канала в подземной скважине или обсадной колонне. Уменьшая установившийся уровень подземной текучей среды, углеводороды, включающие в себя нефть и газ, можно получать, по существу, из безводных перфорационных каналов улучшая извлечение. Систему можно устанавливать в нужное положение под землей, при этом, по меньшей мере, один клапан (например, клапан баллона) устанавливают в нужное положение на глубине под землей ниже, по меньшей мере, одного перфорационного канала также для уменьшения установившегося уровня подземной текучей среды, улучшая извлечение углеводородов, включающих в себя нефть и газ, по существу из безводного перфорационного канала, проходящего в подземной скважине и сообщающегося текучей средой с пластом. Систему можно также устанавливать в нужное положение под землей, в котором, по меньшей мере, один клапан (например, клапан баллона) устанавливают в нужное положение на глубине под землей ниже конца трубы хвостовика в скважине.

Газ нагнетают по трубопроводу нагнетания под давлением, достаточным для частичного, по существу, или полного открытия клапана нагнетания, обеспечивающего доступ текучей среды в баллон. Когда давление в баллоне достигает и/или превосходит гидростатическое давление в скважине, клапан баллона закрывается. Баллон заполняют объемом нагнетаемого газа, достаточным для приведения в действие закрытия клапана баллона, и одна или несколько текучих сред из скважины содержатся в баллоне.

Содержимое баллона, включающее в себя нагнетаемый газ и одну или несколько принятых текучих сред из скважины, сжимается под давлением, достаточным для преодоления гидростатического давления в скважине и открытия возвратного клапана. Дается возможность подачи, по меньшей мере, части одной или нескольких текучих сред, принятых в баллон и сжатых в нем, по обратному трубопроводу текучей среды, сообщающемуся текучей средой с открытым возвратным клапаном.

При необходимости, процесс можно повторить для удаления, по меньшей мере, части одной или нескольких текучих сред из ствола скважины. При этом соединение шлангокабеля можно объединить с нагнетательным клапаном для поддержания трубопровода нагнетания газа в рабочем состоянии под необходимым давлением. Клапан сброса давления обеспечивает подачу сжатого газа в баллон, находясь в рабочем и нерабочем состоянии, обеспечивая стравливание газа в скважину. Баллон создает камеру, под действием гидростатического давления заполняемую текучей средой из скважины, где в текучей среде можно затем нагнетать давление и удалять ее из скважины, подавая с помощью перепада давления. Клапан баллона открывается и обеспечивает вход текучей среды снизу баллона, когда газ стравливают, и закрывается, когда в баллоне увеличивают давление. Клапан возврата (например, клапан одностороннего действия) обеспечивает вход текучей среды и/или газа в обратный трубопровод, когда в баллоне увеличивают давление, и предотвращает поступление среды обратно в баллон, когда давление начинают уменьшать.

Конкретно, как показано на фиг.1 и 2, способ с использованием систем, описанных в данном документе, выполняют, создавая в трубопроводе 10 нагнетания газа высокое давление, действующее на пробку 24 клапана 20 нагнетания для отведения работающей на сжатие пружины 28, установленной с заданной нагрузкой и имеющей коэффициент жесткости на основе глубины скважины. Когда газ обходит пробку 24 и седло 22 пробки, в полости, содержащей работающую на сжатие пружину 28 и боковое отверстие 26, осуществляющее сообщение в седле 22 пробки, нагнетается давление. Давление газа в полости пружины действует на первое уплотнение 12 клапана нагнетания и на второе уплотнение 14 клапана нагнетания для дополнительного отведения работающей на сжатие пружины 28, увеличивающего рабочее сечение потока между пробкой 24 и седлом 22 пробки и задерживающего закрытие клапана 20 нагнетания. В различных вариантах осуществления имеется отверстие 16, расположенное за первым 12 уплотнением клапана нагнетания на втором уплотнении 14 клапана нагнетания, осуществляющее вентиляцию в ствол скважины и обеспечивающее дополнительное действие поршня. Давление в полости пружины также передается вниз через отверстие в регулирующем стержне 33 и действует на уплотнение 37 клапана сброса давления для отведения пружины 32 золотника и сдвига золотника 34 вниз. Давление под золотником 34 и в баллоне 40 должно находиться на уровне скважинного гидростатического давления или около него. При сдвиге золотника 34 вниз боковое отверстие 38, сообщающееся текучей средой с клапаном 20 нагнетания, открывает сообщение текучей средой с баллоном 40, одновременно изолируя баллон закрытием выпускного отверстия 30.

Баллон 40 находится под давлением газа, клапан 50 баллона прочно установлен и уплотнен для изоляции баллона 40 от скважинного гидростатического давления. Клапан 60 возврата открывается, как только давление нагнетания в баллоне 40 превышает гидростатическое давление в обратном трубопроводе 70. По меньшей мере, часть текучей среды в баллоне и некоторая часть нагнетаемого газа проходит в обратный трубопровод 70 до падения давления нагнетания до значения гидростатического давления скважины или до значения, близкого к нему. Данное равновесие давления является результатом действия давления нагнетания на площадь поршня между первым уплотнением 12 клапана нагнетания и на второе уплотнение 14 клапана нагнетания, смещающего работающую на сжатие пружину 28.

Вторичную площадь поршня можно использовать для поддержания клапана 20 нагнетания в открытом положении до некоторого давления ниже давления открытия клапана. Необходимое значение перепада давления регулируют на основе размера баллона 40 и количества газа, имеющегося в трубопроводе 10 нагнетания газа. Конкретно, минимальное давление открытия клапана 20 нагнетания устанавливают с величиной, равной или больше максимального возможного гидростатического давления в заполненном обратном трубопроводе 70, плюс значение перепада давления, возникающее, когда газ расширяется, проходя в баллон 40. Когда газ расширяется, проходя в баллон 40, и выталкивает текучую среду в обратный трубопровод 70, давление газа должно уменьшаться до преодоления силой пружины давления, действующего на площадь поршня между первым уплотнением 12 клапана нагнетания и на второе уплотнение 14 клапана нагнетания, обеспечивая повторную установку и уплотнение клапана 20 нагнетания.

После повторного уплотнения клапана 20 нагнетания давление газа в полости пружины и баллоне 40 должно приближаться к равновесному, пружина 28 должна сдвигать клапан 30 сброса давления вверх, закрывать отверстие 38 газового баллона и одновременно открывать вентиляционное отверстие 31 баллона. Сжатый газ, остающийся в баллоне 40, должен стравливаться в ствол скважины до смещения гидростатическим давлением текучей среды в стволе скважины клапана 50 баллона в открытое положение и начала повторного заполнения баллона 40, по меньшей мере, одной текучей средой из скважины. Трубопровод 10 нагнетания, в данный промежуток времени, повторно приводят в рабочее состояние, заполняя газом под давлением, и цикл должен вновь начинаться при срабатывании клапана 20 нагнетания и его открытии. При таком способе процесс удаления текучей среды из ствола скважины является непрерывным процессом.

Хотя выше описаны конкретные варианты осуществления изобретения, очевидно, что можно выполнять многие изменения в деталях и расположении компонентов конструкции без отхода от сущности и объема данного изобретения. Понятно, что изобретение не ограничено вариантами осуществления, изложенными в данном документе в качестве примера, но ограничено только объемом прилагаемой формулы изобретения с включением в состав широкого диапазона эквивалентов каждого указанного элемента.