Устройство для управления потоком текучей среды при помощи подвижного механизма отклонения потока (варианты)

Устройство для управления потоком текучей среды при помощи подвижного механизма отклонения потока (варианты)

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение касается устройств и способов, предназначенных для управления потоком текучей среды в подземной скважине при помощи подвижного механизма управления потоком, который активируется под воздействием изменения одного из параметров потока текучей среды.

Уровень техники

В процессе заканчивания скважины, пересекающей подземный пласт, в скважину устанавливаются насосно-компрессорные трубы и различное оборудование, предназначенные для безопасной и эффективной добычи пластовых текучих сред. Например, для управления скоростью подачи добываемых текучих сред в насосно-компрессорную трубу внутрь колонны насосно-компрессорных труб обычно устанавливают один или несколько регуляторов притока.

В пластах часто содержатся множество составляющих, поступающих в общий поток добываемой текучей среды, такими составляющими являются природный газ, нефть и вода. Часто бывает необходимо снизить добычу одной составляющей, а добычу другой - увеличить. Например, в нефтедобывающей скважине может потребоваться минимизировать добычу природного газа, а добычу нефти сделать максимальной. В процессе применения различных глубинных инструментов для сепарации текучих сред и для управления подачей добываемых текучих сред возникла необходимость в устройстве, позволяющем регулировать приток пластовых текучих сред. Кроме того, желательно, чтобы такое устройство управления потоком текучей среды выполняло свои функции под воздействием изменений параметров потока текучей среды, происходящих в течение функционирования скважины, без вмешательства оператора.

Раскрытие изобретения

Представлены устройства и способы управления потоком текучей среды, например пластовой текучей среды, через нефтедобывающую трубную секцию, расположенную в скважине, проходящей через подземный пласт. Управление потоком текучей среды осуществляется автономно под воздействием изменения одного из параметров потока текучей среды, например плотности. В одном исполнении настоящего изобретения механизм отклонения потока может перемещаться между открытым и закрытым положениями под воздействием изменения плотности текучей среды, выполняя функцию ограничения потока текучей среды через вход сборного клапана. Такой механизм отклонения потока может поворачиваться на оси, вращаться или перемещаться иным способом под воздействием изменения плотности текучей среды. В одном варианте исполнения такой механизм отклонения потока осуществляет управление скоростью потока текучей среды через два входа клапана. Орган управления клапана использует скорость потока текучей среды для ограничения потока текучей среды через клапан. В других вариантах исполнения механизм отклонения потока перемещается под воздействием изменения плотности текучей среды, изменяя схему прохождения потоков текучих сред в добывающем трубном отсеке, при этом это изменение схемы прохождения потоков в свою очередь управляет работой сборного клапана.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания особенностей и преимуществ настоящего изобретения далее представлено подробное описание изобретения со ссылками на прилагающиеся фигуры, при этом соответствующие числовые обозначения на различных фигурах относятся к соответствующим деталям, где

на Фигуре 1 представлена схематическая иллюстрация конструкции скважины, включающая множество автономных сборных устройств управления потоком текучей среды по настоящему изобретению;

на Фигуре 2 представлен вид сбоку и частично в разрезе одного из вариантов исполнения устройства управления потоком текучей среды, имеющего поворачивающиеся на оси отклоняющие рычаги, показанного в условиях текучей среды с повышенной плотностью, в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения;

Фигура 3 - вид сбоку и частично в разрезе одного из вариантов исполнения устройства управления потоком текучей среды, имеющего поворачивающиеся на оси отклоняющие рычаги, показанного в условиях текучей среды с пониженной плотностью, в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения;

Фигура 4 - детальный вид сбоку в разрезе одного из вариантов сборного клапана для текучей среды в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения;

Фигура 5 - вид с торца по линии А-А Фигуры 4;

Фигура 6 - вид снизу в разрезе сборного клапана по Фигуре 2, орган управления которого находится в закрытом положении (аппарат находится в текучей среде относительно высокой плотности);

Фигура 7 - вид снизу в разрезе сборного клапана по Фигуре 3, орган управления которого находится в открытом положении (аппарат находится в текучей среде относительно низкой плотности);

Фигура 8 - ортогональная проекция устройства управления потоком текучей среды, конфигурация механизма отклонения потока которого соответствует Фигуре 2;

Фигура 9 - вертикальная проекция другого варианта устройства управления потоком текучей среды, имеющего вращающийся механизм отклонения потока, согласно одному из аспектов настоящего изобретения;

Фигура 10 - сборочный чертеж устройства управления потоком текучей среды по Фигуре 9;

Фигура 11 - блок-схема, показывающая выход регулятора притока текучей среды, соединенный с устройством управления потоком текучей среды по одному из аспектов настоящего изобретения;

Фигура 12 - вид сбоку в разрезе устройства управления потоком текучей среды по Фигуре 9, механизм отклонения потока которого показан в закрытом положении, при этом устройство находится в текучей среде пониженной плотности;

Фигура 13 - вид сбоку в разрезе устройства управления потоком текучей среды по Фигуре 9, находящегося в текучей среде повышенной плотности;

Фигура 14 - детальный вид в разрезе устройства управления потоком текучей среды по Фигуре 9;

Фигура 15 - схематичная иллюстрация принципов плавучести;

Фигура 16 - схематичная иллюстрация эффекта плавучести на объектах различной плотности и объема, погруженных в текучую среду, являющуюся воздухом;

Фигура 17 - схематичная иллюстрация эффекта плавучести на объектах различной плотности и объема, погруженных в текучую среду, являющуюся природным газом;

Фигура 18 - схематичная иллюстрация эффекта плавучести на объектах различной плотности и объема, погруженных в текучую среду, являющуюся нефтью;

Фигура 19 - схематичное изображение одного варианта исполнения настоящего изобретения, иллюстрирующее относительную плавучесть и положения в текучих средах с различной относительной плотностью;

Фигура 20 - схематичное изображение одного варианта исполнения настоящего изобретения, иллюстрирующее относительную плавучесть и положения в текучих средах с различной относительной плотностью;

Фигура 21 - вертикальная проекция другого варианта исполнения устройства управления потоком текучей среды, имеющего вращающийся механизм отклонения потока, изменяющий направление потока, в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения;

Фигура 22 показывает устройство по Фигуре 21 в положении, когда поток текучей среды минимально ограничен;

на Фигурах с 23 по 26 представлены виды сбоку в разрезе запирающего механизма по Фигуре 21;

Фигура 27 - вид сбоку в разрезе другого варианта исполнения устройства управления потоком текучей среды, оснащенного механизмом сопротивления, вращающимся под воздействием потока, и показанного в открытом положении, в соответствии с одним аспектом настоящего изобретения;

Фигура 28 - вид сбоку в разрезе варианта исполнения по Фигуре 27, оснащенного механизмом сопротивления, вращающимся под воздействием потока, и показанного в закрытом положении.

Квалифицированным специалистам в данной области будет понятно, что термины, обозначающие направление, такие как «сверху», «снизу», «верхний», «нижний», «вверх», «вниз» и т.п., используются при описании иллюстрируемых вариантов исполнения так, как они показаны на фигурах, где направление вверх - это направление к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз - это направление к нижней части соответствующей фигуры. Там, где это не так, и тот или иной термин используется для обозначения требуемой ориентации, то в данном описании будет дано ясное указание на это - либо непосредственно, либо исходя из контекста. Термины «выше по течению» и «ниже по течению» применяются для указания места или направления по отношению к поверхности, при этом «выше по течению» означает относительное положение или движение по скважине к поверхности, а «ниже по течению» означает относительное положение или движение по скважине вдаль от поверхности.

Осуществление изобретения

Представленное ниже подробное описание различных вариантов исполнения настоящего изобретения и их применения дает возможность квалифицированному специалисту в данной области оценить, что настоящее изобретение предоставляет практически осуществимые концепции, которые можно воплотить в различных конкретных ситуациях. Описанные здесь конкретные варианты исполнения иллюстрируют конкретные пути осуществления и применения настоящего изобретения и не ограничивают его объем.

На Фигуре 1 схематически представлена система скважины, обозначенная цифрой 10 и включающая множество автономных узлов управления текучей средой, срабатывающих под воздействием изменения плотности и выполненных согласно принципам настоящего изобретения. Скважина 12 проходит через различные геологические слои. Скважина 12 содержит практически вертикальный участок 14, в верхней части которого установлена обсадная колонна 16. Скважина 12 также содержит существенно отклоненный от вертикали участок 18, показанный здесь горизонтальным, проходящий через подземный пласт 20, содержащий углеводороды.

Внутри скважины 12 располагается насосно-компрессорная труба 22, верхняя часть которой выступает из поверхности земли. Эта насосно-компрессорная труба 22 представляет собой канал, позволяющий пластовым текучим средам проходить из пласта 20 вверх по течению к поверхности. Внутри насосно-компрессорной трубы 22 на различных продуктивных горизонтах вплотную к пласту 20 расположено множество механизмов управления потоком 25 и множество добывающих трубных секций 24. С каждой стороны каждой добывающей трубной секции 24 расположен уплотнитель 26, обеспечивающий герметичность между насосно-компрессорной трубой 22 и стенкой скважины 12. Каждая пара соседних уплотнителей 26 образует продуктивный горизонт.

В показанном варианте исполнения каждая из добывающих трубных секций 24 обеспечивает защиту от поступления песка. Элементы защиты от песка или фильтры, связанные с добывающими трубными секциями 24, выполнены таким образом, чтобы пропускать текучие среды, но задерживать твердые частицы достаточно большого размера. Конкретная конструкция элемента защиты от песка, связанного с устройствами управления потоком 24, не важна для настоящего изобретения, если она соответствует характеристикам пластовых текучих сред и требованиям технологических операций.

Используемый здесь термин «природный газ» означает смесь углеводородов (и различных количеств не-углеводородов), находящихся в газовой фазе при комнатной температуре и нормальном давлении. Однако этот термин не означает, что природный газ находится в газовой фазе на большой глубине в системах по настоящему изобретению. В действительности следует понимать, что системы управления потоком применяются в таких местах, где значения давления и температуры обусловливают нахождение природного газа по большей части в сжиженном состоянии, хотя могут присутствовать и другие компоненты, и некоторые из этих компонентов могут находиться в газообразном состоянии. Концепция настоящего изобретения будет работать с жидкостями, или с газами, или в присутствии тех и других.

Пластовая текучая среда, поступающая в добывающую трубную секцию 24, в типичном случае состоит из нескольких компонентов - видов текучей среды. Типичными компонентами являются природный газ, нефть, вода, пар или углекислый газ. Пар, воду и углекислый газ обычно применяют как нагнетаемые агенты, предназначенные для вытеснения углеводородов из пласта к добывающей трубной секции, в то время как природный газ, нефть и вода в типичном случае содержатся в самом пласте. Пропорция этих компонентов в пластовой текучей среде, поступающей в добывающую трубную секцию, будет варьироваться со временем в соответствии с условиями внутри пласта и в скважине. Аналогично, и состав текучей среды, поступающей в различные добывающие трубные секции, расположенные вдоль всей насосно-компрессорной трубы, может значительно отличаться от секции к секции. Функция устройств управления потоком текучей среды состоит в том, чтобы ограничивать добычу из горизонта с высоким содержанием нежелательного компонента, исходя из относительной плотности текучей среды.

Соответственно, когда продуктивный горизонт, соответствующий конкретному устройству управления текучей средой (из всего их множества), дает повышенное содержание нежелательного компонента в текучей среде, то устройство управления потоком текучей среды на этом горизонте ограничит подачу текучей среды из этого горизонта. Следовательно, другие продуктивные горизонты, дающие более высокую пропорцию желаемого компонента (например, нефти) в текучей среде, будут вносить больший вклад в общий поток добычи, поступающий в насосно-компрессорную трубу 22. Использование устройств управления потоком текучей среды 25 по настоящему изобретению, а также разработка множества продуктивных горизонтов дают возможность управлять объемом и составом добываемых текучих сред. Например, если в процессе добычи нефти в один из продуктивных горизонтов поступает нежелательный компонент добываемой текучей среды, например вода, пар, углекислый газ или природный газ, и процентная доля этого компонента в составе текучей среды превышает заданное значение, то устройство управления потоком текучей среды на этом горизонте автономно ограничит добычу пластовой текучей среды на этом интервале, базируясь на изменении плотности, проявляющемся в случае наличия таких компонентов в количестве, превышающем заданное.

Устройство управления потоком текучей среды срабатывает под воздействием изменения плотности текучей среды на месте добычи. Конструкция этого устройства позволяет ограничить поток текучей среды в том случае, когда плотность текучей среды достигает заданного значения. Значение плотности можно выбрать таким, чтобы ограничение потока текучей среды выполнялось тогда, когда процентная доля нежелательного компонента достигнет заданного значения. Например, могут возникнуть требования, разрешающие добычу пластовой текучей среды, состоящей на 80 (или более) процентов из нефти и соответственно на 20 (или менее) процентов из природного газа. Если процентная доля нефти в потоке текучей среды упадет ниже заданного значения, этот поток следует ограничить. Следовательно, заданным значением плотности будет плотность пластовой текучей среды, состоящей на 80 процентов из нефти и на 20 процентов из природного газа. Если плотность текучей среды станет слишком низкой, то описанные здесь механизмы ограничат такой поток. Аналогично, в случае добычи текучей среды с низкой плотностью можно ограничить поток текучей среды, плотность которой будет превышать желаемое значение.

Хотя на Фигуре 1 показано применение устройств управления потоком текучей среды по настоящему изобретению в условиях необсадной скважины, квалифицированные специалисты в данной области поймут, что настоящее изобретение равным образом применимо и для обсадных скважин. Кроме того, хотя на Фигуре 1 показано по одному устройству управления потоком текучей среды на каждом продуктивном горизонте, следует понимать, что на любом продуктивном горизонте можно расположить любое количество устройств по настоящему изобретению, и это не будет считаться превышением притязаний по настоящему изобретению.

Кроме того, предусматривается, что устройство управления потоком текучей среды 25 можно применять в сочетании с другими глубинными устройствами, включая регуляторы притока (РП) и фильтрующие защитные устройства. Регуляторы притока и фильтрующие защитные устройства здесь подробно не описаны, они хорошо известны в данной области, их изготовителем, среди прочих, является компания Halliburton Energy Services, Inc.

Кроме того, на Фигуре 1 показано размещение устройств управления потоком текучей среды по настоящему изобретению на участке скважины, отклоняющемся от вертикального ствола, показанном в виде горизонтальной скважины. Квалифицированным специалистам в данной области будет понятно, что устройства по настоящему изобретению применимы для работы как на участках скважин, отклоняющихся от вертикальных стволов, включая горизонтальные скважины, так и в вертикальных скважинах. Под отклоняющимися от вертикальных стволов скважинами мы понимаем скважины, намеренно пробуренные в сторону от вертикали.

На Фигуре 2 показано одно исполнение устройства управления потоком текучей среды 25, предназначенное для работы в глубинной добывающей трубной секции. В качестве примера для рассмотрения представленный вариант устройства будет описан выполняющим функцию управления добычей пластовой текучей среды путем ограничения добычи пластовой текучей среды в случае повышенного содержания в ней природного газа. Устройство управления потоком текучей среды 25 срабатывает под воздействием изменения плотности пластовой текучей среды. Устройства управления потоком текучей среды 25 можно располагать вдоль всей скважины в насосно-компрессорной трубе для управления потоком текучей среды во множестве точек. Это может быть преимуществом, например, для выравнивания потока добываемой нефти в тех случаях, когда на приствольном участке горизонтальной скважины ожидается большая интенсивность потока, чем на призабойном участке этой скважины.

Устройство управления потоком текучей среды 25 эффективно ограничивает приток нежелательной текучей среды, в то же время позволяя потоку желательной текучей среды проходить с минимальным ограничением. Например, устройство управления 25 может иметь такую конфигурацию, которая позволяет ограничивать поток пластовой текучей среды в том случае, если содержание природного газа в ней превышает заданное значение или если плотность текучей среды станет ниже заданного значения. В таком случае данное устройство управления потоком текучей среды выбирает добычу нефти, а не газа, при этом эффективно ограничивая добычу газа.

На Фигуре 2 представлен вид сбоку с частичным разрезом одного варианта устройства управления потоком текучей среды 25, применимого в нефтедобывающей трубной секции, расположенной в скважине, проходящей через подземный пласт. Это устройство управления потоком текучей среды 25 включает два сборных клапана 200 и устройство отклонения потока 100. Устройство отклонения потока 100 состоит из механизма отклонения потока 101 с двумя отклоняющими рычагами 102. Отклоняющие рычаги 102 связаны друг с другом и поворачиваются на оси 103. Механизм отклонения потока 101 изготовлен из вещества, плотность которого выбрана таким образом, чтобы отклоняющие рычаги 102 активировались в тот момент, когда плотность текучей среды на месте добычи достигнет заданного значения. Механизм отклонения потока может быть изготовлен из пластика, резины, композитного материала, металла, другого материала или из комбинации этих материалов.

Функция отклоняющих рычагов 102 состоит в том, чтобы выбирать каким образом поток текучей среды будет разделен между нижним входом 204 и верхним входом 206 сборного клапана 200, тем самым управляя потоком текучей среды через данную добывающую трубную секцию. Механизм отклонения потока 101 срабатывает под воздействием изменения плотности текучей среды, в которую он погружен, и соответствующего изменения плавучести механизма отклонения потока 101. Если плотность механизма отклонения потока 101 превышает плотность текучей среды, то механизм отклонения потока «утонет» в положение, показанное на Фигуре 2, считающееся закрытым положением, поскольку сборный клапан 200 закрыт (ограничивая поток), если отклоняющие рычаги 102 находятся в этом положении. В закрытом положении отклоняющие рычаги 102 повернулись на оси в нижнее положение, и концы рычагов 102 располагаются вплотную к входу 204. Если плотность пластовой текучей среды увеличивается до значения, превышающего плотность материала механизма отклонения потока 101, то это изменение активирует механизм отклонения потока 101, вызывая его «всплытие», в результате чего механизм отклонения потока 101 займет положение, показанное на Фигуре 3. Устройство управления потоком текучей среды, показанное на Фигуре 3, находится в открытом положении, поскольку сборный клапан 200 открыт, если отклоняющие рычаги находятся в показанном положении.

Работа рычагов отклонения потока основана на различных значениях плотности добываемой текучей среды с течением времени. Например, плавучесть отклоняющих рычагов в текучей среде, состоящей, главным образом, из нефти, отличается от плавучести в текучей среде, состоящей, главным образом, из природного газа. Аналогично, плавучесть в нефти отличается от плавучести в воде, плавучесть в воде отличается от плавучести в газе, и т.д. Принципы плавучести более подробно объясняются здесь на примере Фигур 15-20. Под воздействием изменения плотности текучей среды рычаги будут перемещаться между открытым и закрытым положениями. В варианте исполнения, показанном на Фигуре 2, материал механизма отклонения потока 101 обладает более высокой плотностью, чем типичная добываемая текучая среда, и будет оставаться в показанном на Фигуре 2 положении, независимо от плотности текучей среды. В таком случае можно применить смещающий механизм 106, показанный здесь в виде плоской пружины, который позволит компенсировать силу тяжести таким образом, что отклоняющие рычаги 102 будут перемещаться в открытое положение, несмотря на то, что плотность отклоняющих рычагов превышает плотность добываемой текучей среды, например нефти. Можно применять и другие смещающие механизмы, известные в данной области, например (без ограничения) противовесы, пружины других типов и т.п., а располагать смещающие механизмы можно в других местах, например на концах отклоняющих рычагов или вблизи них. В представленном варианте смещающая пружина 106 прикреплена к двум отклоняющим рычагам 102, помогая им поворачиваться на оси вверх и по направлению к положению, показанному на Фигуре 3. Смещающий механизм и прикладываемую им силу выбирают так, чтобы отклоняющие рычаги 102 перемещались в показанное на Фигуре 3 положение в том случае, когда плотность текучей среды достигнет заданного значения. Плотность отклоняющих рычагов и усилие смещающей пружины выбирают так, чтобы в результате активация отклоняющих рычагов происходила в том случае, когда плотность текучей среды, в которую погружено устройство, достигает заданного значения.

Сборный клапан 200, показанный на Фигуре 2, подробно представлен в разрезе на Фигуре 4. Представленный сборный клапан показан в качестве примера, поэтому детали и конфигурацию клапана можно изменять, не выходя за рамки изобретения. Сборный клапан 200 имеет корпус клапана 202 с нижним входом 204, верхним входом 206 и выходом 208. В камере клапана 210 содержится орган управления клапана 212, выполняющий функцию ограничения потока текучей среды через выход 208. Представленный в качестве примера орган управления 212 состоит из активируемого давлением приводного конца или плеча 218 и стопорного плеча или пробки 216, предназначенного ограничивать поток текучей среды через выход 208. Орган управления клапана 212 закреплен в корпусе клапана 202 на оси 214 и может поворачиваться на ней. В закрытом положении пробка 216 органа управления располагается вплотную к выходу 208 и ограничивает прохождение потока текучей среды через него. Пробка может ограничивать поток или останавливать его.

Представленный вариант сборного клапана 200 включает преобразователь давления, повышающий приводное давление сборного клапана. Согласно принципу Бернулли, полагая, что остальные свойства потока остаются постоянными, статическое давление будет уменьшаться с увеличением скорости потока. С помощью отклоняющих рычагов 102 путем ограничения потока через один из входов сборного клапана (а следовательно, и снижения объемного расхода текучей среды через этот вход) создают соотношение потоков текучей среды между двумя входами 204 и 206. Во входах 204 и 206 имеются сужения, позволяющие согласно эффекту Вентури повышать изменение давления в каждом из напорных отверстий 224 и 226. Преобразователь давления на эффекте Вентури позволяет при наличии небольшой разности давлений на входах получить повышенную разность давлений, используемую для открывания и закрывания сборного клапана 200.

Фигура 5 представляет собой вид с торца в разрезе, выполненном по линии А-А согласно Фигуре 4. Представленный разрез позволяет видеть напорные отверстия 224 и 226. Верхнее напорное отверстие 226 передает давление текучей среды от верхнего входа 206 к одной стороне камеры клапана 210. Аналогично, нижнее напорное отверстие 224 передает давление от нижнего входа 204 к противоположной стороне камеры клапана 210. Разность давлений активирует плечо 218 органа управления клапана 212. Сторона с более высоким давлением толкает активируемое давлением плечо 218, или же сторона с более низким давлением втягивает его в себя, и оно, соответственно, поворачивается на оси.

На Фигурах 6 и 7 представлен вид снизу в разрезе сборного клапана, показанного на Фигурах 2 и 3. Сборный клапан на Фигуре 6 показан в закрытом состоянии, и рычаги 102, отклоняющие поток текучей среды, находятся в соответствующем закрытом положении, как показано на Фигуре 2. Такое положение отклоняющего рычага 102 предназначено ограничивать поток текучей среды в нижний вход 204 сборного клапана 200. На верхний вход 206 поступает поток текучей среды с относительно большей интенсивностью. Разность между интенсивностями потоков и результирующая разность давлений текучей среды используется, передаваясь через напорные отверстия 224 и 226 для активации давлением плеча 218 органа управления клапана 212. Находясь в закрытом положении, отклоняющий рычаг 102 ограничивает поток текучей среды в нижний вход 204 и позволяет относительно более интенсивному потоку проходить в верхний вход 206. Тем самым относительно пониженное давление передается через верхнее напорное отверстие 226, а относительно повышенное давление передается через нижнее напорное отверстие 224. Эта разность давлений приводит в действие плечо 218, толкая его к стороне камеры клапана 210 с пониженным давлением, в результате чего оно занимает закрытое положение, показанное на Фигуре 6. Орган управления клапана 212 поворачивается на оси 214, и пробка 216 органа управления 212 перемещается вплотную к выходу 208, тем самым ограничивая поток текучей среды через сборный клапан 200. Таким образом в скважине осуществляется ограничение подачи пластовой текучей среды из пласта в сборный клапан, что в результате препятствует ее прохождению в насосно-компрессорную трубу и на поверхность.

Для смещения органа управления клапана 212 по направлению к одному положению можно применить смещающий механизм 228, например пружину или противовес. В показанном на Фигуре 7 варианте плоская пружина смещает орган управления 212 в сторону открытого положения. Для контроля или предотвращения воздействия давления на детали сборного клапана или для предотвращения помех со стороны мелких частиц повороту на оси 214 в сборном клапане могут применяться другие устройства, например диафрагма 230. Квалифицированные специалисты в данной области легко смогут выполнить альтернативные варианты конструкции сборного клапана. Например, можно применять сильфоны, шары под давлением, а также альтернативные конструкции органов управления клапана.

На Фигуре 7 представлен вид снизу в разрезе сборного клапана 200, показанного в открытом положении, как на Фигуре 3. На Фигуре 7 отклоняющий рычаг 102 находится в открытом положении вплотную к верхнему входу 206, ограничивая прохождение текучей среды в верхний вход. На нижний вход 204 подается поток текучей среды с большей интенсивностью. Разность давлений между входами, передаваемая через напорные отверстия 224 и 226, воздействует на орган управления клапана 212, приводя к перемещению его в открытое положение. Активируемое давлением плечо органа управления 212 подтягивается к напорному отверстию 224, поворачивая орган управления 212 на оси и отодвигая пробку 216 от выхода 208. Текучая среда свободно проходит сквозь сборный клапан 200 в насосно-компрессорную трубу и на поверхность.

Фигура 8 представляет собой ортогональную проекцию устройства управления потоком текучей среды 25 в корпусе 120, подключенного к насосно-компрессорной трубе 24. В этом варианте исполнения изобретения корпус 120 представляет собой глубинную добывающую трубную секцию с отверстиями 114, позволяющими текучей среде поступать во внутреннюю полость корпуса. Пластовая текучая среда поступает из пласта в скважину, а затем проходит сквозь отверстия 114. Плотность пластовой текучей среды определяет поведение и активацию рычагов 102, отклоняющих поток текучей среды. Затем пластовая текучая среда проходит в сборные клапаны 200 на каждом конце устройства 25. Текучая среда протекает из устройства управления к внутреннему каналу 27, который ведет к внутренней полости насосно-компрессорной трубы, не показанной здесь. В показанном на Фигурах 2-8 предпочтительном варианте исполнения настоящего изобретения устройство управления потоком текучей среды имеет по одному сборному клапану 200 на каждом своем конце. Пластовая текучая среда, проходящая через эти сборные клапаны, может направляться в насосно-компрессорную трубу, или же пластовая текучая среда из нагнетательного конца может направляться в другое место, например обратно в скважину.

Представленную на Фигурах конструкцию с двумя рычагами и двумя сборными клапанами можно заменить конструкцией с одним рычагом и одним сборным клапаном. На Фигурах 6 и 7 показан альтернативный корпус 120, содержащий множество стержней для крепления двух корпусов сборных клапанов 202.

Следует отметить, что показанные на Фигурах 2-8 варианты исполнения можно модифицировать для ограничения добычи различных видов текучих сред в соответствии с изменением состава и плотности текучей среды. Например, можно разработать такой вариант исполнения, который позволял бы ограничивать добычу воды, одновременно позволяя добычу нефти, ограничивал бы добычу нефти, позволяя добычу природного газа, ограничивал бы добычу воды, позволяя добычу природного газа, и т.п. В зависимости от конкретного применения конструкцию сборного клапана можно выполнить такой, чтобы клапан было открыт тогда, когда механизм отклонения потока находится «на плаву» или в верхнем положении, как показано на Фигуре 3, или такой, чтобы клапан был открыт тогда, когда механизм отклонения потока «утонул» или находится в нижнем положении, как показано на Фигуре 2. Например, для того чтобы отделить добычу природного газа от добычи воды, сборный клапан конструируют так, чтобы он закрывался тогда, когда механизм отклонения потока поднимается вверх, в показанное на Фигуре 3 положение, вследствие своей плавучести в обладающей более высокой плотностью воде.

Кроме того, вариант исполнения настоящего изобретения можно применять не только для добычи из углеводородной скважины, но и для других процессов. Например, такое устройство можно применять в процессе нагнетания текучих сред в скважину для отделения нагнетания пара от нагнетания воды на основе относительной плотности этих двух сред. В процессе нагнетания часто происходит взаимное смешивание горячей воды и пара, в результате чего они присутствуют в различных соотношениях в нагнетаемой текучей среде. Часто горячую воду прокачивают по скважине до тех пор, пока температура и давление в скважине не достигнут требуемых значений, после чего в пласт нагнетается главным образом пар. В типичном случае нагнетание горячей воды в пласт является нежелательным.

Следовательно, устройство управления потоком 25 можно применить для отделения нагнетания пара (или другой нагнетаемой текучей среды) от нагнетания горячей воды или других менее желательных текучих сред. Активация механизма отклонения потока будет происходить под воздействием относительной плотности нагнетаемой текучей среды. Если в нагнетаемой текучей среде содержится слишком большая доля воды и, соответственно, ее плотность относительно высока, то механизм отклонения потока будет плавать, находясь в положении, показанном на Фигуре 3, тем самым ограничивая прохождение нагнетаемой текучей среды в верхний вход 206 сборного клапана 200. Результирующая разность давлений между верхним и нижним входами 204 и 206 используется для перевода сборного клапана в закрытое положение, тем самым ограничивая прохождение нежелательной текучей среды через выход 208 и к пласту. Когда в содержание пара в нагнетаемой текучей среде повысится, приводя к соответствующему снижению плотности, механизм отклонения потока переместится в противоположное положение, тем самым уменьшая ограничение подачи данной текучей среды к пласту. Описанные выше способы нагнетания относятся к нагнетанию пара. Следует понимать, что для нагнетания можно применять также углекислый газ или другую нагнетаемую текучую среду.

Фигура 9 представляет собой вертикальную проекцию другого варианта исполнения устройства управления потоком 325, оснащенного вращающимся механизмом отклонения потока 301. Это устройство управления потоком 325 содержит устройство отклонения потока текучей среды 300 с подвижным механизмом отклонения потока 301, а также два сборных клапана 400, установленных на каждом конце отклоняющего устройства.

Крепление механизма отклонения потока 301 позволяет ему вращаться под воздействием изменения плотности текучей среды. Показанный вариант механизма отклонения потока 301 имеет полукруглое сечение по большей части своей длины и круглое на каждом конце. Данный вариант исполнения будет описан на примере применения в случае добычи текучей среды высокой плотности, например нефти, при ограничении добычи текучей среды относительно низкой плотности, например природного газа. В таком случае механизм отклонения потока «нагружается» противовесом 306, изготовленным из материала с относительно высокой плотностью, например из стали или другого металла. Показанный в представленном варианте участок 304 имеет полукруглое сечение и изготовлен из материала с относительно низкой плотностью, например из пластика. Участок 304 механизма отклонения потока имеет большую плавучесть, чем противовесы 306 в плотной текучей среде, что вызывает поворот механизма отклонения потока в верхнее или открытое положение, показанное на Фигуре 10. И наоборот, в текучей среде с относительно низкой плотностью участок механизма отклонения потока 304 будет менее плавучим, чем противовесы 306, и 301 поворачивается в закрытое положение, как показано на Фигуре 9. Вместо противовеса можно применять смещающий элемент пружинного типа.

На Фигуре 10 представлен сборочный чертеж устройства управления потоком текучей среды по Фигуре 9. На Фигуре 10 селектор текучей среды или механизм отклонения потока 301 повернут в открытое положение, соответствующее условию, когда представленное управляющее устройство погружено в текучую среду с относительно высокой плотностью, например в нефть. В текучей среде с повышенной плотностью менее плотный участок 304 механизма отклонения потока 301 имеет плавучесть больше и стремится "всплыть". Этот менее плотный участок 304 может в этом случае иметь плотность ниже, чем у текучей среды. Однако совсем не обязательно, чтобы плотность участка 304 была ниже плотности текучей среды. Вместо этого участки 306 механизма отклонения потока 301, обладающие высокой плотностью, могут служить противовесом или смещающим элемен