Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод

Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу и устройству для управления потоком текучей среды в добычном трубопроводе тяжелой нефти, снабженному устройствами управления притоком. Изобретение может, например, быть использовано для управления массовым расходом поступления углеводородов в добычный трубопровод в стволе скважины.

Сведения о предшествующем уровне техники

Устройства для извлечения нефти и газа из длинных, как горизонтальных, так и вертикальных скважин известны из публикаций №4, 821, 801, №4, 858, 691, №4, 574, 691 патентов С.Ш.А. и №2169018 патента Великобритании. Эти известные устройства содержат перфорированную дренажную трубу, например, с фильтром для борьбы с пескопроявлением вокруг трубы. Значительным недостатком известных устройств для добычи нефти и/или газа из высокопроницаемых геологических пластов является то, что в результате гидравлического трения в трубе давление в дренажной трубе растет экспоненциально в направлении выше по потоку. Поскольку в результате этого, разница давлений между коллектором и дренажным трубопроводом будет снижаться в направлении выше по потоку, то, соответственно, будет снижаться и количество нефти и/или газа, притекающих из коллектора в дренажную трубу. Поэтому, при добыче таким средством общий объем добываемых нефти и/или газа будет низким. В случае добычи на тонких нефтеносных участках и геологических пластах с высокой проницаемостью, также существует большой риск образования конусов, то есть, попадания нежелательного потока воды или газа внутрь дренажной трубы ниже по потоку, где скорость потока нефти, проходящего из коллектора в трубу, является наибольшей.

При извлечении нефти из коллекторов при помощи нагнетания пара или с использованием сжигания, разница давлений может варьировать на протяжении дренажной трубы. Изменения разности давлений могут быть вызваны неравномерным распределением или распространением нагнетаемого пара и/или тепла сгорания в коллекторе. Присутствующие в коллекторном пласте флюиды, которые могут быть пластовой водой, конденсированным паром и/или текучими углеводородами, имеют температуру, равную или близкую к их соответствующим точкам кипения. В таких условиях, изменения давления могут приводить к мгновенному испарению или закипанию флюидов с выделением газа или пара. Это может вызвать проблемы, если пар или газ достигнут клапанов, используемых для дренирования флюида из коллектора в добычную трубу, так как многие такие клапаны не способны закрыться, предотвратив попадание пара или дымового газа в добычный трубопровод. В частности, если разница давлений относительно низкая, то вторжение пара или дымового газа может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи. Это вызовет еще большее падение разницы давлений, что негативно скажется на эффективности процесса дренажа. Эффективность определяется соотношением затрачиваемой энергии нагнетания и объемои добытой нефти.

Другим результатом существования участков с низкой разницей давлений совместно с высокой температурой, также называемых областями местного перегрева, является то, что низковязкий флюид из высокотемпературных областей коллектора будет преобладать на притоке в добычную трубу. В этом случае добычная труба будет обладать нежелательным профилем притока по своей длине.

Прорыв горячих флюидов, таких как углеводороды и/или вода, при температуре, близкой к их соответствующим точкам кипения, может привести к тому, что флюид мгновенно испарится или закипит внутри добычного трубопровода. Если это случится во внутрискважинном насосе или выше по потоку от него, то это негативно скажется на работе насоса и приведет к ограничению депрессии, то есть разницы между давлением в коллекторе и давлением в добычном трубопроводе.

Как было ранее описано в «World Oil», том 212, №11 (11/91), стр. 73-80, дренажный трубопровод можно разделить на секции с одним или более ограничивающими приток устройствами, такими как скользящие муфты или дросселирующие устройства. Однако, в указанной работе речь ведется, в основном, об управлении притоком для ограничения его интенсивности расхода на участках выше по скважине и, посредством этого, устранения или уменьшения образования конусов воды и/или газа.

Документ WO-A-9208875 описывает горизонтальный добычный трубопровод, содержащий множество добычных секций, которые соединены смесительными камерами, имеющими больший внутренний диаметр, чем добычные участки. Добычные участки включают в себя внешний щелевой хвостовик, который может рассматриваться в качестве фильтрующего устройства. Однако, последовательность участков различного диаметра создает турбулентность потока и препятствует прохождению инструментов для ремонтных работ, действующих вдоль наружной поверхности добычного трубопровода.

Устройства управления притоком или автономные клапаны, раскрытые в международных публикациях WO 2009/088292 и WO 2008/004875, обладают высокой прочностью, могут выдерживать большие нагрузки и высокие температуры, предотвращать депрессии (разность давлений), не требуют подачи энергии и выдерживают пескопроявление. При этом они надежны, обладают простой конструкцией и очень дешевы. Однако, несмотря на это, можно выполнить ряд усовершенствований для повышения эффективности и долговечности вышеупомянутых устройств.

При извлечении нефти и/или газа из продуктивных геологических пластов, флюиды различного качества, то есть нефть, газ, вода (и песок) добываются в разных количествах и пропорциях в зависимости от свойств или качества пласта. Ни одно из вышеупомянутых известных устройств не способно различать то, какой флюид притекает - нефть, газ или вода, сравнивая их относительный состав и/или качество, а также управлять их притоком на основе этого. В частности, известные устройства не обладают возможностью управления изменениями притока в добычный трубопровод по изменениям разности давлений, вызываемой изменениями температуры. Указанные клапаны также не способны контролировать последствия мгновенного испарения или закипания флюида внутри добычного трубопровода.

Настоящее изобретение обеспечивает улучшенный добычный трубопровод, предназначенный для сведения к минимуму проблем, связанных с изменениями притока в добычный трубопровод вследствие температурных изменений. Коме того, целью изобретения является уменьшение проблем, связанных с мгновенным испарением или закипанием флюидов в добычном трубопроводе.

Сущность изобретения

Изобретение обеспечивает способ, систему добычи и способ использования устройств управления притоком согласно прилагаемой формуле изобретения.

Вышеуказанные проблемы решаются способом и добычным трубопроводом для управления притоком в добычный трубопровод согласно прилагаемой формуле изобретения.

Устройства управления потоком предпочтительно являются саморегулирующимися или автономными. Устройства управления притоком могут быть легко установлены в стенке добычного трубопровода и не препятствуют использованию инструментов для ремонтных работ. Устройство выполнено с возможностью «различать» нефть и/или газ и/или воду, а также с возможностью управлять потоком или притоком нефти или газа, в зависимости от того, к потоку какого из этих флюидов требуется применять такое управление.

Упоминаемый в тексте «флюид» может содержать углеводороды в жидком фазовом состоянии (например, нефть или битуминозную нефть), углеводороды в газообразном фазовом состоянии, или может быть смешанным флюидом, содержащим смесь углеводородов в жидком фазовом состоянии и/или углеводородов в газообразном фазовом состоянии и/или воды. Упоминаемая ниже точка кипения элемента или субстанции является температурой, при которой давление пара текучей среды эквивалентно давлению в среде, окружающей текучую среду. Температура насыщения эквивалентна точке кипения. Температура насыщения является температурой для соответствующего давления насыщения, при котором текучая среда закипает с переходом в парообразное фазовое состояние.

В одном варианте осуществления, при снижении притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, устройства управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора. Таким образом, для локального уменьшения притока устройства управления потоком, в зависимости от состава и вязкости флюида, будут закрываться, по меньшей мере, частично.

Для увеличения притока в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, указанные устройства управления притоком используют аналогичный эффект, в силу которого для локального увеличения притока устройства управления потоком будут открываться.

Способ может предусматривать управление устройствами управления притоком в зависимости от, по меньшей мере, одного из следующего: состава, плотности и/или вязкости флюида.

В одном варианте осуществления, приток уменьшают в участках дренажной трубы, где флюид в пласте находится в точке кипения или выше нее, посредством, по меньшей мере, частичного закрытия указанных автономных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на увеличение скорости потока и/или на снижение вязкости флюида. Приток через устройства управления притоком может также быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток флюида в ответ на повышение температуры флюида.

При уменьшении притока в участках дренажной трубы, расположенных в областях местного перегрева, способ может также предусматривать увеличение притока в участках дренажной трубы, отдаленных от указанных участков местного перегрева, где флюид в пласте находится ниже своей точки кипения, с использованием указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком может быть увеличен с помощью подвижного затвора, посредством которого автономно может быть увеличен поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или повышение вязкости флюида.

В одном варианте осуществления, флюид заставляют течь от дренажной трубы и вверх через вертикальную секцию добычного трубопровода с помощью инжектора газообразной среды в пятке или ниже ее по потоку. Расход потока флюида ниже по потоку от пятки может быть контролируемым посредством управляемого инжектора. Газообразную среду впрыскивают для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к сборному баку (не показан) на поверхности. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Расход потока флюида может быть контролируемым за счет регулирования количества газообразной среды, подаваемой инжектором.

Падение давления в дренажной трубе может быть ограничено с помощью добычного дросселя, установленного выше по потоку от инжектора.

Без добычного дросселя таким флюидам, как конденсат или перегретая вода, попадающим в дренажную трубу может быть предоставлена возможность мгновенного испарения. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и его используют для дополнительного способствования течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.

При помощи добычного дросселя, может быть предотвращено мгновенное испарение флюида, входящего в дренажную трубу выше по потоку от добычного дросселя. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции трубопровода.

Инжектор может впрыскивать газообразную среду, такую как водяной пар или газ, для усиления депрессии в дренажной трубе и снижения плотности флюида с целью транспортирования флюида и конденсата по направлению к поверхности или к точке сбора, расположенной над пяткой. По мере протекания газообразной среды и флюида наверх, локальное давление в вертикальной секции трубопровода снижается, и, по меньшей мере, некоторая часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида вверх. Конденсат природного газа является обладающей низкой плотностью смесью находящихся в жидком фазовом состоянии углеводородов, присутствующих в виде газообразных компонентов в неочищенном природном газе. Конденсат природного газа также называют просто конденсатом или газовым конденсатом.

Области местного перегрева возникают в результате нагревания пластового флюида выше его температуры насыщения, например, за счет пара, впрыснутого в пласт для того, чтобы нагреть его и сделать жидкие углеводороды менее вязкими с целью повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт нагрева проходит через пласт с одинаковой скоростью. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах фронт будет достигать дренажной трубы быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в указанную дренажную трубу. Когда нагретый углеводородный флюид достигнет клапана, автономные устройства управления притоком указанного типа будут реагировать на изменение состава флюида, например, на внезапное увеличение количества газа в нем, и/или на изменения вязкости, например, на ее снижение.

В случае надобности, устройства управления притоком могут быть также выполнены с возможностью автономного уменьшения потока флюида в ответ на повышение температуры флюида. Это может быть достигнуто с помощью чувствительного к температуре устройства, воздействующего на подвижный затвор или ограничивающего поток через проток в клапане.

Кроме того, с целью ограничения падения давления в дренажной трубе, вблизи пятки выше по потоку от указанного инжектора может быть предусмотрен добычный дроссель. В отсутствие добычного дросселя, поступающему в дренажную трубу флюиду, такому как конденсат или перегретая вода, может быть позволено мгновенно испариться. Мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах управления притоком, и может дополнительно способствовать течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх. При наличии добычного дросселя, можно не допустить мгновенного испарения флюида, поступающего в дренажную трубу. Добычный дроссель поддерживает давление в дренажной трубе выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя. Сразу же за добычным дросселем, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат, можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке и транспортированию флюида вверх.

Приток через устройства управления притоком может быть уменьшен с помощью подвижного затвора, посредством которого можно автономно уменьшить поток в ответ на повышение температуры флюида. Для того, чтобы позволить закрыться устройству управления притоком, чувствительное к температуре устройство может быть использовано в сочетании с устройством, чувствительным к скорости и/или вязкости потока.

В таком варианте осуществления, клапан может дополнительно содержать подвижный клапанный затвор, выполненный с возможностью приведения его в действие чувствительным к температуре устройством. Клапанный затвор может быть выполнен с возможностью перемещения его в направлении закрытого положение чувствительным к температуре устройством в ответ на заданное повышение температуры флюида, окружающего клапан и/или попадающего внутрь клапана.

Чувствительное к температуре устройство может представлять собой герметичный расширяющийся механизм, по меньшей мере частично наполненный материалом, существенно расширяющимся при повышении температуры флюида, окружающего устройство. Предпочтительно, чтобы расширение было достаточным для существенного или полного закрытия клапана при повышении температуры флюида, окружающего чувствительное к температуре устройство, выше заданного значения. Такого расширения можно добиться, например, выбрав материал, изменяющий свое фазовое состояние при заданной температуре. Примером такого изменяющего свое фазовое состояние материала служит текучая среда, которая закипает при заданной температуре или выше нее. Текучая среда может представлять собой подходящий спирт, спиртоводную смесь или ацетон. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от ее точки кипения при заданном давлении, которое зависит от давления, воздействующего на добычный трубопровод в месте расположения клапана или устройства управления притоком. Текучая среда может быть выбрана в зависимости от расположения добычного трубопровода. Например, при нормальных условиях эксплуатации, на добычный трубопровод, расположенный на глубине 300 метров, действует давление от 25 до 30 бар при температуре 250-290°С. Для того чтобы предотвратить внезапный приток пара с более высокой температурой через клапан, расширяющийся механизм может быть заполнен спиртоводной смесью, кипящей, например, при 280°С. В процессе нежелательного повышения температуры протекающего через клапан флюида, расширяющийся механизм может расширяться, перемещая подвижный клапанный затвор в направлении закрытого положения, когда температура флюида превышает указанное заданное значение, механизм может расшириться, сместив подвижный клапанный затвор в направлении его закрытия. Таким образом, клапан может быть закрыт для предотвращения попадания кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод. Мгновенное испарение или кипение могут случаться при относительно низкой разнице давлений на устройстве управления притоком. Если допустить попадание кипящей или мгновенно испаряющейся воды в добычный трубопровод, это может привести к «короткому замыканию» давления нагнетания и давления добычи и, в результате, к еще большему уменьшению разницы давлений. Это отрицательно скажется на эффективности процесса дренажа, как было сказано ранее. Другими нежелательными флюидами, попадание которых в добычный трубопровод может быть предотвращено, являются горячие добычные газы или дымовые газы, использующиеся для повышения производительности скважины.

Для управления открытием и закрытием клапана при изменении температуры, расширяющийся механизм может быть расположен в контакте с флюидом, окружающим добычный трубопровод или протекающим через клапан. Расширяющийся механизм может быть прикреплен к участку флюидной камеры и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с подвижным клапанным затвором. Альтернативно, расширяющийся механизм может быть прикреплен к подвижному клапанному затвору и выполнен с возможностью, при расширении, вступать в контакт с флюидной камерой.

Перечень фигур чертежей

Далее, исключительно в качестве примера, будут подробно описаны варианты осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи. Следует понимать, что чертежи выполнены исключительно в целях иллюстрации и не предназначены для определения объема изобретения. Также следует понимать, что чертежи не обязательно выполнены в масштабе и что, если иное не указано, они предназначены только для схематического изображения конструкций и описанных в настоящем документе процедур.

На Фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод, расположенный в коллекторном пласте с областью местного перегрева;

На Фиг. 2 схематично показан добычный трубопровод в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения;

На Фиг. 3 схематично показан добычный трубопровод в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения;

На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы, являющийся частью добычного трубопровода, показанного на фиг. 2 или 3;

На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;

На Фиг. 6 схематически показан альтернативный клапанный механизм, пригодный для использования в дренажной трубе в соответствии с изобретением;

На Фиг. 7 показан клапанный механизм с Фиг. 5, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии с первым примером;

На Фиг. 8 показан клапанный механизм с Фиг. 6, оснащенный термически расширяющимся механизмом в соответствии со вторым примером.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 схематично показан добычный трубопровод 1, расположенный в стволе скважины в коллекторном пласте 2, где вблизи нижней части добычного трубопровода 1 имеется область 3 местного перегрева. Добычный трубопровод 1 содержит дренажную трубу 4, проходящую к поверхности вертикальную секцию 5 и пятку 6, соединяющую дренажную трубу 4 с вертикальной секцией 5. Дренажная труба 4 заканчивается носком 7, отдаленным от пятки 6.

Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым свыше его температуры насыщения, например, посредством водяного пара 8, впрыснутого в пласт из второго ствола скважины (не показан) с тем, чтобы нагреть пластовый флюид и сделать жидкие углеводороды менее вязкими для повышения отдачи добычного трубопровода. В идеале, фронт 9 нагрева (показанный штрихпунктирными линиями) проходит через пласт 2 с одинаковой скоростью по всей длине фронта 9. Однако, местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах часть фронта 9 будет достигать дренажной трубы 4 быстрее, создавая, тем самым, области 3 местного перегрева, в которых находящиеся при своей температуре насыщения или выше нее вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы 4 и нарушать приток флюида в нее. Это создает вокруг дренажной трубы 4 относительно горячую зону в области 3 местного перегрева, в то время как оставшиеся участки дренажной трубы 4 остаются окруженными относительно холодной областью, в которой флюиды находятся при температуре ниже их температуры насыщения.

Добычный трубопровод 1 содержит инжектор 10, расположенный в пятке или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды 11, такой как пар или газ, с целью усиления депрессии в дренажной трубе 4. Газообразную среду 11 подают от находящегося на поверхности источника 12. Впрыск газообразной среды 11 приводит к снижению плотности флюида, что имеет целью транспортирование флюида и конденсата вверх по вертикальной секции 5 по направлению к находящемуся на поверхности сборному баку 13.

На фиг. 2 схематически показан добычный трубопровод 21 в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 21 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, в дренажной трубе 24, дренирующей флюид из коллекторного пласта 22. Дренажная труба 24 содержит множество участков 24а, 24b, 24с, 24d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 25а, 25b, 25с, 25d управления притоком (показано по одному такому устройству на участок), соединяющими геологический добычный пласт 22 с внутренним потоковым пространством 26 дренажной трубы 24. Добычный трубопровод 21 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 23, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 24, и пяточную секцию 27, соединяющую вертикальную секцию 23 с дренажной трубой 24. Дренажная труба 24 проходит между пяткой 27 и носком данного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 24 к пятке 27 показано стрелками А1.

Добычный трубопровод также содержит инжектор 28, расположенный в месте нахождения пятки 27 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 29 в вертикальной секции 23 протекает к инжектору 28. Газообразную среду впрыскивают инжектором 28 для усиления депрессии в дренажной трубе 24 и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенному на поверхности сборному баку (не показан). Результатом впрыска газообразной среды в нижней части вертикальной секции 23 является снижение плотности флюида в вертикальной секции 23, что, в свою очередь, приводит к снижению давления в пятке 27 в нижней части вертикальной секции 23 за счет уменьшения веса находящегося в вертикальной секции 23 флюида. Благодаря тому, что давление в коллекторном пласте 22 примерно постоянно, снижение давления в пятке 27 приводит к усилению депрессии, то есть, к увеличению разницы давлений между коллекторным пластом 22 и внутренностью дренажной трубки 24. По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 23 к поверхности показано стрелками A3.

Дренажная труба 24 снабжена устройствами 25а - 25d управления притоком, каждое из которых внутри своего корпуса содержит подвижный затвор. Подвижный затвор выполнен с возможностью автономного регулирования на основе эффекта Бернулли потока флюида через устройство управления притоком, которое выполнено с возможностью локального уменьшения притока из областей местного перегрева и/или увеличения притока на отдалении от областей местного перегрева.

Области местного перегрева создаются пластовым флюидом, нагретым выше своей температуры насыщения согласно вышеприведенному описанию. Местные изменения пористости пласта могут приводить к тому, что в некоторых местах (смотри место «3» на фиг. 1) фронт будет достигать дренажной трубы 24 быстрее, создавая, тем самым, области местного перегрева, в которых вода или конденсат могут мгновенно испаряться вблизи дренажной трубы и нарушать приток флюида в нее. Автономное устройство управления притоком указанного типа будет реагировать на изменение состава флюида, например, на резкое увеличение количества газа в нем, и/или на вязкость, например, на снижение вязкости, когда горячий углеводородный флюид достигнет клапана. Если область местного перегрева достигнет одного устройства 25 с управления притоком в одном участке 24 с дренажной трубы 24, то в ответ на увеличение скорости потока и/или снижение вязкости это устройство 25 с уменьшит приток, или кратковременно закроет устройство. Этим будет уменьшен приток в данный участок дренажной трубы и, по меньшей мере, уменьшено влияние области местного перегрева на поток через дренажную трубу. Устройства управления притоком выполнены с тем, чтобы никогда не закрываться полностью надолго, хотя они могут закрываться кратковременно.

В то же время оставшиеся устройства 25а, 25b, 25d управления притоком, не подверженные воздействию областей местного перегрева, увеличат приток в участках 24а, 24b, 24d дренажной трубы, где флюид в пласте находится при температуре ниже его точки кипения. Здесь, устройства 25а, 25b, 25d управления притоком используют эффект Бернулли и любое застойное давление, создаваемое поверх подвижного затвора для открытия указанных устройств управления притоком. Приток через устройства управления притоком увеличивают при помощи подвижного затвора, посредством которого автономно увеличивают поток флюида в ответ на снижение скорости потока и/или увеличение вязкости флюида. Это увеличивает депрессию в этих участках дренажной трубы, что способствует увеличению потока от тех частей пласта, где нагретый фронт (смотри линию «9» на фиг. 1) движется медленнее. Следовательно, устройство в соответствии с изобретением может содействовать контролю прохождения распространяющегося в пласте нагретого фронта и поддерживать равномерность потока флюида через дренажную трубу в ответ на температурные изменения по длине дренажной трубы.

На фиг. 3 схематически показан добычный трубопровод 31 в соответствии со вторым вариантом осуществления изобретения. Добычный трубопровод 31 выполнен с возможностью управления притоком флюида из пласта по длине добычного трубопровода, например, дренажной трубы 34, дренирующей флюид из коллекторного пласта 32. Дренажная труба 34 содержит множество участков 34а, 34b, 34с, 34d (четыре из которых показаны), каждый из которых снабжен одним или более устройствами 35а, 35b, 35с, 35d управления притоком (показано по одному такому устройству на секцию), соединяющими геологический добычный пласт 32 с внутренним потоковым пространством 36 дренажной трубы 34. Добычный трубопровод 31 также содержит верхнюю добычную трубу или вертикальную секцию 33, служащую для удаления или сбора флюида из дренажной трубы 34, и пяточную секцию 37, соединяющую вертикальную секцию 33с дренажной трубой 34. Дренажная труба проходит между пяткой 37 и носком указанного добычного трубопровода. Направление потока в дренажной трубе 34 к пятке 37 показано стрелками А1.

Добычный трубопровод также содержит инжектор 38, расположенный в месте нахождения пятки 37 или ниже ее по потоку и выполненный с возможностью впрыска газообразной среды, такой как пар или газ. Направление потока газообразной среды показано стрелками А2. Газообразная среда подается от расположенного на поверхности источника (не показан), и по каналу 39 в вертикальной секции 33 протекает к инжектору 38. Газообразную среду впрыскивают инжектором для усиления депрессии в дренажной трубе и уменьшения плотности флюида с тем, чтобы транспортировать флюид и конденсат по направлению к расположенного на поверхности сборному баку (не показан). По мере протекания впрыснутой газообразной среды и флюида вверх, локальное давление в вертикальной секции падает, и, по меньшей мере, часть углеводородов и конденсата может мгновенно испариться и способствовать транспортированию флюида наверх. Направление потока в вертикальной секции 33 к поверхности показано стрелками A3.

Вариант осуществления с фиг. 3 отличается от варианта осуществления с фиг. 2 тем, что предусматривает наличие добычного дросселя 30 вблизи пятки 37 выше по потоку от указанного инжектора 28. Добычный дроссель 30 предназначен для ограничения падения давления в дренажной трубе 34.

В отсутствие добычного дросселя, флюидам, таким как конденсат или перегретая вода, входящим в дренажную трубу 24, может быть позволено мгновенно испариться. Этот случай проиллюстрирован на фиг.2, где мгновенное испарение может быть вызвано падением давления на устройствах 25а - 25d управления притоком и используется для дополнительного способствования течению по направлению к пятке 27 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 23.

При наличии добычного дросселя 30, как показано на фиг. 3, можно не допустить мгновенного испарения флюида, приходящего в дренажную трубу 34. Добычный дроссель 30 поддерживает давление в дренажной трубе 34 выше заданного уровня и подавляет или предотвращает мгновенное испарение в дренажной трубе выше по потоку от добычного дросселя 30. Это может быть использовано для поддержания равномерного потока флюида через дренажную трубу 34. Сразу же за добычным дросселем 30, падение давления на нем заставляет конденсат частично испариться в процессе, который называется мгновенным испарением. Флюиду, содержащему воду и/или конденсат можно позволить мгновенно испариться, что дополнительно поспособствует течению по направлению к пятке 37 и транспортированию флюида вверх по вертикальной секции 33.

На Фиг. 4 показан участок дренажной трубы 41, являющийся частью добычного трубопровода. Дренажная труба 41 снабжена отверстием, в котором установлено устройство управления потоком в виде автономного клапанного механизма 42 в соответствии с изобретением. В частности, лапанный механизм 42 полезен для управления потоком флюида, протекающим из подземного коллектора в дренажную трубу 41 скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе между впускным отверстием 43 на стороне впуска и, по меньшей мере, одним выпускным отверстием (не показано) на стороне выпуска автономного клапанного механизма 42. Компонент, составляющий весь автономный клапанный механизм, именуется в дальнейшем «клапанный механизмом», в то время как активные компоненты, необходимые для управления потоком, в целом, называются «устройством управления потоком». Впускная сторона автономного клапанного механизма 42 расположена в отверстии с внешней стороны 44 дренажной трубы 41, а выпускная сторона расположена с внутренней стороны 45 дренажной трубы 41. Далее по тексту, термины «внутренний» и «внешний» служат для определения положений относительно внутренней и внешней поверхностей клапанного механизма, когда он установлен в дренажную трубу 41.

На Фиг. 5 схематически показан клапанный механизм 50, пригодный для использования в дренажной трубе согласно вышеприведенному описанию. Клапанный механизм содержит корпус 51, состоящий из первого дискообразного корпусного элемента 51а с внешней цилиндрической частью 51b, внутренней цилиндрической частью 51с и центральным впускным отверстием 52. Корпус 51 также содержит второй дискообразный удерживающий корпусной элемент 51d с внешней цилиндрической частью 51е, расположенной между указанными наружной цилиндрической частью 51b и внутренней цилиндрической частью 51с. В камере 54, образованной между первым дискообразным корпусным элементом 51 а и вторым дискообразным удерживающим корпусным элементом 51d, находится подвижный затвор или диск 53. Подвижный затвор 53 предпочтительно имеет плоскую форму и свободно перемещается в камере 54. Главная плоскость подвижного затвора 53 расположена под прямыми углами к центральной оси центрального впускного отверстия 52 и свободно перемещается вдоль этой оси. Для некоторых областей применения и конфигураций, подвижный затвор 53 может не иметь плоской формы, а иметь частично коническую или полукруглую геометрическую форму. В случае конической геометрической формы, вершина конуса направлена к впускному отверстию 52. Как видно на фиг. 5, цилиндрическая часть 51е второго дискообразного удерживающего корпусного элемента 51d помещается внутри и выступает в противоположном направлении внешней цилиндрической части 51b первого дискообразного корпусного элемента 51а, тем самым формируя проток, направление которого отмечено стрелками 55, где флюид попадает в устройство управления через центральное впускное отверстие 52 и протекает по направлению к диску 53 и радиально вдоль него перед протеканием через кольцевое отверстие 56, образованное между внутренней 51с и внешней 51е цилиндрическими частями, соответственно, и далее наружу через кольцевое отверстие 57, образованное между соответствующими наружными цилиндрическими частями 51b и 51е. Два элемента 51а и 51d скреплены друг с другом при помощи винтового соединения, сварки или других средств (не показано на чертежах), и установлены в дренажную трубу с помощью внешней резьбовой секции 58.

В настоящем изобретении используется эффект Берну