WO2023121512A1 - Electric valve for oil and gas wells - Google Patents

Electric valve for oil and gas wells Download PDF

Info

Publication number
WO2023121512A1
WO2023121512A1 PCT/RU2022/050367 RU2022050367W WO2023121512A1 WO 2023121512 A1 WO2023121512 A1 WO 2023121512A1 RU 2022050367 W RU2022050367 W RU 2022050367W WO 2023121512 A1 WO2023121512 A1 WO 2023121512A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
sleeve
valve
electric motor
downhole
well
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/050367
Other languages
French (fr)
Russian (ru)
Inventor
Андрей Александрович Арбузов
Алексей Львович БАИЧЕВ
Артем Наилевич БУХАРАЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "НЕОВЭЛЛ" (ООО "НЕОВЭЛЛ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2021138564A external-priority patent/RU2777043C1/en
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "НЕОВЭЛЛ" (ООО "НЕОВЭЛЛ") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "НЕОВЭЛЛ" (ООО "НЕОВЭЛЛ")
Publication of WO2023121512A1 publication Critical patent/WO2023121512A1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells

Definitions

  • SUBSTANCE group of inventions relates to the oil industry, namely to underground well equipment, in particular to downhole electrovalves for killing, development, flushing, hydraulic fracturing of a productive formation, subsequent control and regulation of inflow (injection) to increase oil recovery or gas recovery.
  • the device consists of several main sections: hollow piston, spring, radial hydraulic channels, radial holes.
  • the device does not require the installation of an underground electrical cable for power supply, as well as additional devices for monitoring the operation.
  • the device is capable of operating in aggressive environments during chemical treatments of the formation, however, the main disadvantage of the device is its design features.
  • the formation of a hydrodynamic connection between the in-line and annulus of the well is provided by hydraulic forces due to the creation of excess pressure in the annulus, which sets the hollow piston in motion.
  • the valve is capable of performing the function of a circulation valve with remote hydraulic control only if an excess pressure is created in the annulus that exceeds the inline pressure, taking into account the elastic force of the spring, the properties of which cannot be changed after installation, which limits its use. Also, this valve does not contain pressure and temperature sensors, which forces the subsoil user to install them additionally.
  • the prior art is also known equal-flow circulation valve, reusable, activated with special tools RU150548U1, publ. 20.02.2015.
  • the device is a mechanical movable sleeve, the activation (opening) of which is carried out by a mechanical jar lowered into the well in different positions.
  • the sleeve can be in two fixed positions. In the open position, the radial windows of the sleeve coincide with the radial windows of the body, which ensures the creation of a hydrodynamic connection between the tubular and annulus. In the closed position, the radial channels of the body and sleeve do not match.
  • the sleeve has the possibility of axial movement inside the body and multiple opening and closing.
  • the device is capable of operating under conditions of high content of mechanical impurities and high flow rates typical of gas wells.
  • the main disadvantage of the device is its design features, due to which the device cannot be opened or closed without the use of an additional tool lowered into the well, which requires the call of additional specialized teams to carry out the work, which leads to large additional costs of time and money for oil and gas companies.
  • the valve also does not contain sensors.
  • the device does not require the installation of an underground electrical cable for energy supply.
  • the device consists of five main components: movable sleeve, rupture disc, sleeve circulation holes, body circulation holes, hydraulic signal receiver, movable piston. When flushing and exceeding the pressure of destruction of the rupture disk, the movable sleeve moves and the circulation holes of the body are activated (opened), and a hydrodynamic connection is established between the tubular and annular space.
  • the supply of a hydraulic signal to the downhole receiver is transformed into an electrical signal that activates the movement of the movable piston, entraining the movable sleeve, bringing it to its original closed state.
  • the device does not allow re-opening the circulation valve without using a special key lowered into the well.
  • the main disadvantage is the one-time use of the circulation electrovalve, which limits its use in the case of subsequent flushing to flush out mechanical impurities from the well.
  • An additional disadvantage is that the device does not contain pressure and temperature sensors.
  • the prior art downhole valve for production or injection US20190316440A1, publ. 10/17/2019 (prototype).
  • the device consists of three sections: a movable valve, an electric motor, a controller, and pressure and temperature sensors can be additionally introduced to determine reservoir conditions.
  • Power supply, reception and transmission of signals for remote control of the device is carried out using an underground electrical cable, which is installed in a protective casing and fixed along the wellbore.
  • the device is capable of operating in aggressive environments during chemical treatments of the formation, however, the main disadvantage of the device is its design features.
  • the movable valve is a shut-off element that does not allow operation in high-rate oil and gas and gas production wells, as well as in injection wells.
  • the device has only one side opening of a small section, resulting in a sharp decrease in flow in any position, which does not allow pumping large volumes of fluid.
  • the known device uses a standard motor-reducer, which is installed on the side of the main channel of the valve. Due to the presence of a choke and the above design features, the valve can only function as an inflow control device and cannot be used at high injection or production rates and in wells in which hydraulic fracturing is planned (hereinafter referred to as hydraulic fracturing).
  • a closable port system and methods for isolating hydrocarbon production are also known from the prior art.
  • US9850742B2, published 08/20/2015 The device is a mechanical clutch, the activation (opening) of which is carried out by changing the pressure in the intrapipe space.
  • the clutch can be in two main fixed positions. In the open position, the circulation holes of the body coincide with the holes of the shutter, located concentrically inside the body, with the possibility of axial movement up or down. In the closed position, the openings of the body and the shutter do not match and there is no possibility of circulation. To re-close the clutch, the key must be released.
  • the main disadvantage of the device is the impossibility to re-close the sleeve remotely and without shutting down the well, since it is necessary to run an additional tool - a key to mechanically move the sleeve shutter.
  • the general objective of the group of inventions is to create a new downhole valve with an electric motor with a hollow shaft-rotor through which fluid flows, which makes it possible to operate the device in high-rate oil and gas or gas production wells, as well as in injection wells; carrying out work on killing, development, flushing, hydraulic fracturing of a productive formation; during further operation of the well, serve as a device for controlling the fluid inflow into the production well or as a profile for fluid injection into the injection well.
  • the general technical result of the claimed group of inventions is to expand the operational and functional capabilities of the downhole valve while increasing its reliability.
  • a new electrovalve for installation in a well as part of downhole pipes (option 1), which is configured to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, and contains a hollow cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and the closed position by a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the body is configured to perform the functions of the stator of the electric motor, and the hollow shaft of the rotor of the electric motor is directly connected to the movable sleeve.
  • the hollow shaft can be connected to the sleeve with a screw pair, for which the inner surface of the hollow shaft and the outer surface of the sleeve are threaded with the possibility of alignment.
  • a new electrovalve for installation in a well as part of downhole pipes (option 2), which is configured to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, containing a hollow a cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and the closed position according to a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the housing is made with the possibility of performing the functions of the stator of the electric motor, and the hollow shaft of the rotor of the electric motor and the movable sleeve are made in the form of a single element.
  • the inner surface of the housing is provided with an electromagnetic winding.
  • the total area of the holes is at least equal to the cross-sectional area of the inner space of the sleeve.
  • the communication channel may be a wired channel or a wireless channel.
  • the valve may be additionally equipped with temperature and/or pressure and/or composition and/or flow sensors to control the flow of fluid into or out of the well, or any combination thereof.
  • the valve may be configured to respond to changes provided by at least one sensor.
  • a distinctive feature of the group of inventions is the expansion of the operational and functional capabilities of the downhole valve due to the new design of the electric downhole valve, which uses an electric motor installed in the body of the device, the hollow shaft of which is connected to the movable sleeve, which makes it possible to increase the internal flow area of the downhole valve without a significant increase in its outer diameter and achieve operation in small diameter wells or operation at high flow rates.
  • it is possible to constantly monitor and quickly change the position of the movable sleeve which makes it possible to eliminate the technological operations of classical killing, development, flushing, hydraulic fracturing (HF) and inflow control, in which tools lowered into the well are used.
  • HF hydraulic fracturing
  • the new design of the valve does not contain discontinuous elements, hydraulic channels and other stationary mechanical drive elements, there is no need to use additional tools to activate the device, which generally increases its reliability. In addition, this makes it possible to flush the well immediately after cementing, fracturing or during operation.
  • the design also allows multiple opening and closing of the circulation holes without violating the integrity of the device, which, increasing the operational reliability of the device, allows you to control the opening / closing of the circulation holes, that is, to control and control the inflow (injection) of fluid into the well or from the well, in case of installation devices in the productive zone of the formation.
  • Figure 1 shows a longitudinal section of the downhole valve, made according to the first option.
  • Figure 2 shows an enlarged view A of Figure 1.
  • Figure 3 shows a longitudinal section of the downhole valve, made according to the second option.
  • the downhole valve consists of a housing 1, in the inner part of which there is a movable sleeve 2 and a hollow shaft 3 of the electric motor (Fig. 1).
  • the movable sleeve 2 and the hollow shaft 3 can be connected, for example, using a screw pair 4 (Fig. 2), which is formed due to the presence of a thread 5 on the outer surface of the sleeve and a thread 6 on the inner surface of the hollow shaft 3.
  • the downhole valve consists of a body 1, in the inner part of which there is a single structural element 9, which simultaneously performs the functions of a movable sleeve and a hollow shaft of the electric motor, made with the possibility of combining or separating the circulation holes 7 of the body 1 with the holes 10 of the element 9 itself as a result of rotation to a certain degree ( Figure 3).
  • the housing 1 simultaneously performs the functions of the stator of the electric motor.
  • Housing 1 is equipped with a built-in electromagnetic winding 11, which can be sealed (not shown in the drawings).
  • an electric motor is used that is built into the body 1 of the device, which makes it possible to increase the inner diameter of the movable sleeve 2 and the single element 9 and reduce the outer diameter of the body 1.
  • the hollow shaft 3 according to the first version and the single element 9 according to the second version are connected to permanent magnets 12 (Fig. 1 and Fig. 3, respectively).
  • the movable sleeve 2 according to the first variant and the movable single element 9 according to the second variant can be equipped with seals 13 located at their both ends (Fig. 1 and Fig. 3, respectively).
  • the power supply and remote control of the downhole valve according to the first and second options can be carried out by transmitting signals over a wireless communication channel (not shown in the drawings) or a wired communication channel, in particular through a downhole cable 14, which feeds the electric motor through a pressure seal 15, mounted in the housing 1 ( Fig. 1 and Fig. 3, respectively).
  • the supply of alternating current using a downhole cable 14 through a pressure seal 15 feeds the winding 11 of the electric motor, as a result of which, the resulting alternating magnetic field acts on permanent magnets 12 installed according to the first option in the hollow shaft 3 or according to the second option in a single element 9, which creates a rotating them torque.
  • the hollow shaft 3 according to the first variant and the single element 9 according to the second variant can be mounted on bearings 16.
  • the above-mentioned communication channel can be part of a ground control station (not shown in the drawings) and allow receiving a command signal from a computer, remote control or control unit (not shown in the drawings) and transfer it to the downhole valve.
  • the circulation holes 7 of the body 1 are located around its circumference and have a total area equal to, greater or less than the cross-sectional area of the working (inner) space of the movable sleeve 2 or a single element 7 (Fig. 1 and Fig. 3 respectively).
  • the holes 8 of the movable sleeve 2 or the holes 10 of a single element 9 can, if necessary, be made identical in location, shape and area to the circulation holes 7 of the housing 1 to prevent erosion of the device elements when operating at high flow rates and fluid flow rates.
  • the device according to the first and second options may additionally contain clamps from axial movements of the movable sleeve 2 and element 9 (not shown in the drawings).
  • the device according to the first and second options can additionally be equipped with temperature sensors, and/or pressure, and/or composition, and/or flow to control the fluid inflow into the well or from the well (not shown in the drawings) .
  • the electric motor is equipped with an encoder for counting the exact number of revolutions of the hollow shaft 3 (Fig. 1) or a single element 9 (Fig. 3), and a control board located in the housing (not shown in the drawings ) , which can be connected by a downhole cable 14 to a ground control station (not shown in the drawings) through a pressure seal 15 that separates the downhole environment from the sealed electronics compartment.
  • the downhole valve may additionally contain a mechanism for mechanical opening/closing of holes 7.
  • the device according to the first and second options can be additionally equipped with batteries.
  • the device according to the first and second options can be additionally equipped with radio frequency identification systems for wireless control of at least one downhole valve.
  • the downhole valves according to the first and second options can be made of materials in an acid-resistant design for acid treatment of a productive formation.
  • the winding 11 of the electric motor located inside the housing 1 is covered with a stable sealed coating (not shown in the drawings).
  • the device according to the first and second options can be equipped with batteries and radio frequency identification systems that allow wireless control of the downhole valve when lowering the device into the well, which is the source of the command signal of the required frequency, shape, duration, or by transmitting electromagnetic signals from the earth's surface (not shown in the drawings).
  • downhole valves according to the first and second options can be installed on casing pipes (without a liner), or in a combined string, or in a liner assembly, or in flexible pump pipes, or on tubing pipes.
  • Downhole valves according to the first or second option can be combined into a system of downhole valves located at different depths, which may additionally include valves of a different design, if necessary.
  • said system of downhole valves they can be connected in series with a downhole cable and/or configured to operate in different modes relative to each other.
  • the device in any position (open/closed), provides a minimum pressure drop and maximum fluid flow during flow into the tubing, when the valve bore diameter is equal to or not less than the bore diameter of the main string (for example, tubing string), for operation in high-rate oil and gas or gas production wells, as well as in injection wells.
  • the device in the open position, can provide minimum pressure drops between the tubular and annular space due to the area of the side outlet holes (circulation holes 7) equal to or not less than the area of the borehole valve bore, to increase the flow rate when operating in high-rate oil and gas or gas production wells, and also in injection wells.
  • the openings 7 of the housing 1 may have a total cross-sectional area less than the area of the borehole valve bore.
  • the device can be equipped with pressure and temperature sensors (not shown in the drawings) for measuring and transmitting to the control station the parameters of the working environment, both in the annulus and in the tubular space.
  • the valve may be provided with pressure, composition, and/or flow sensors to monitor fluid inflow into or out of the well.
  • the downhole valve may be part of tubing, casing, or hanging equipment (liner) and may be used in gas or oil well construction or injection wells.
  • the device can also be used as a cementing sleeve.
  • the device can work in a system consisting of several valves placed at different depths.
  • the downhole valve allows you to remotely carry out both circulation, well flushing, hydraulic fracturing, and control of fluid inflow into the well or from the well if installed in the zone of the productive formation.
  • the electrovalve works as follows.
  • the valve sleeve 2 according to the first version or the single element 9 according to the second version blocks the circulation holes 7.
  • there is no hydrodynamic connection between the annulus and the tubular space and the movement of the medium in the tubular space occurs inside the column, including inside the sleeve 2 along the first option or a single element 9 according to the second option, the hollow design of which makes it possible to provide a flow area for fluid movement comparable to the flow area of the main column, which allows minimizing hydraulic losses in the tubular space.
  • the rotational movement of the hollow shaft 3 of the electric motor is converted into the movement of the sleeve 2, in which it is displaced relative to the closed position, opening the circulation holes 7, while there is a hydrodynamic connection between the tubular and annular space.
  • the second option since the hollow shaft and the sleeves are made in the form of a single structural element 9, the rotational movement is directly transmitted to the element 9, the rotation of which by the required degree leads to its displacement relative to the closed position, opening the circulation holes 7, while hydrodynamic connection between the in-line and annulus.
  • the area of the circulation holes 7 makes it possible to provide a flow area for fluid movement comparable to the flow area of the main string, which allows minimizing hydraulic losses between the annulus and tubular space.
  • the area of the side holes 7 may be smaller, for example, when using a choke valve.
  • Well flushing occurs as follows.
  • the downhole valve as part of the tubing string is lowered into the well in the closed position up to a predetermined interval of the wellbore.
  • downhole cable 14 remotely transmits a signal to open the downhole valve.
  • the movable sleeve 2 covers the holes 7 of the body 1, and in the open position, the holes 8 of the movable sleeve 2 coincide with the positions of the circulation holes 7 of the body 1.
  • the mechanism for opening the downhole valve is as follows. After receiving a signal from the ground control station via downhole cable 14, the electric motor rotates the hollow shaft 3 (rotor) by the required number of revolutions, which is connected to the movable sleeve 2 through a screw pair 4, to convert rotational motion into translational.
  • the mechanical connection of the hollow shaft 3 (rotor) with the movable sleeve 2 ensures the transmission of translational motion, which allows you to move the movable sleeve 2 along the axis of the housing 1.
  • the openings 7 of the housing 1 are closed according to a similar principle.
  • Hydraulic fracturing occurs as follows.
  • the downhole valve according to the first version as part of the liner is lowered into the well in the closed position (holes 7 of the body 1 and holes 8 of the movable sleeve 2 are disconnected) up to a predetermined interval of the wellbore.
  • the casing packers (not shown in the figures, since they are not related to the device) are activated to seal the space in the fracturing area.
  • downhole cable 14 remotely transmits a signal to open the downhole valve.
  • the movable sleeve 2 covers the holes 7 of the body 1, and in the open position, the holes 8 of the movable sleeve 2 coincide with the positions of the holes 7 of the body 1.
  • the mechanism for opening and closing the downhole valve follows a similar principle as described for the use of a downhole valve for flushing a well. After the downhole valve is opened (combination of holes 7 of the body 1 and holes 8 of the movable sleeve 2), pressure is pumped in the liner sufficient to form fractures in the formation, after which hydraulic fracturing occurs and a given amount of fluid and/or proppant is pumped into the formation.
  • the downhole valve After hydraulic fracturing in the well, to control and control the inflow (injection) of fluid into the well, the downhole valve can be driven according to the previously described opening / closing mechanism, due to which the hydrodynamic resistance to fluid flow changes and the inflow or injection profile is leveled. Commands for controlling the degree of opening / closing from the ground control station through the downhole cable 14 are transmitted to the motor. Further, the encoder, which can be part of the electric motor, allows you to count the number of revolutions of the hollow shaft 3 (rotor), which in turn allows you to determine the position of the movable sleeve 2 and adjust the degree of opening or closing of the holes 7 of the housing 1.
  • the examples described above are equally applicable to the second version of the downhole valve with a combined design of the hollow shaft 3 (rotor) and the movable sleeve 2 - a rotating single element 9 (Fig. 3).
  • the hollow shaft 3 (rotor) is connected to the movable sleeve 2 in a single structural element 9, so that the element 9 has the ability to rotate around its axis without translational movement and open or close the holes 7 of the body 1 by aligning or not aligning with the holes 10 of the element itself 9.
  • the mechanism for opening the downhole valve (opening holes 7 of the body 1) is as follows.
  • the electric motor After receiving a signal from the ground control station via downhole cable 14, the electric motor rotates by a certain degree, for example, through the use of an encoder, the rotating element 9 (rotor), which allows you to change its radial position relative to the holes 7 of the body 1. Closing of the holes 7 of the body 1 occurs according to similar principle.
  • the significant differences of the presented group of inventions is the use of an electric motor with a hollow rotor to pass the fluid, and the stator of the electric motor is actually built into the outer valve body.
  • the rotor of the electric motor under the rotor of the electric motor, according to the first version, it should be understood as a hollow shaft 2 with magnets 12, and according to the second version, the movable element 9 with magnets 12.
  • the movement of the movable sleeve 2 is carried out by connecting to the hollow shaft 3, for example, using a screw pair 4 (Fig.
  • the hollow rotor directly performs the function of a movable sleeve, the rotation of which is carried out by means of an electric motor directly by making the hollow shaft and sleeve in the form of a single structural element 9 (rotating sleeve), which can also move to extreme positions (open or close holes 7) or intermediate positions (Fig. 3).
  • the total area of the side holes can be equal to, less than or greater than the cross-sectional area of the working (internal) space of the valve, which allows pumping equally large volumes of fluid both through the open valve and through the closed one.
  • the cross-sectional area of the working (internal) space of the valve should be understood as the internal cross-sectional area of the sleeve 2, and according to the second variant, the internal cross-sectional area of the element 9.
  • the position of the movable sleeve 2 according to the first variant or the rotating element 9 according to the second variant can be fixed in any position (not only in the open position or the closed position described above), for example, 90% open, etc. P.

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Electrically Driven Valve-Operating Means (AREA)

Abstract

The group of inventions relates to the oil production industry, and more particularly to downhole equipment, and even more particularly to downhole electric valves for carrying out killing, completion, flushing and hydraulic fracturing operations on a producing formation and subsequently controlling and adjusting inflow (injection) to increase oil or gas recovery. The present electric valve is intended for installation in a well as part of the well tubing. The valve is designed to be capable of controlling the flow of fluid between the tube side and the annulus side at the point where the valve is located and comprises a hollow cylindrical housing with ports, a sleeve arranged inside said housing and having ports, said sleeve being capable of moving between an open position and a closed position in response to a signal received over a remote communication link, and an electric motor connected to the sleeve, wherein the housing is designed to be capable of acting as the stator of the electric motor, and a hollow valve of the electric motor rotor and the movable sleeve are directly connected or are connected into a single rotatable structural element. The invention makes it possible to expand the operational and functional capabilities of a downhole valve while simultaneously increasing the reliability thereof.

Description

СКВАЖИННЫЙ ЭЛЕКТРОКЛАПАН (ВАРИАНТЫ)DOWNHOLE ELECTROVALVE (OPTIONS) ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к подземному скважинному оборудованию, в частности к скважинным электроклапанам для проведения работ по глушению, освоению, промывке, гидроразрыву продуктивного пласта, последующего контроля и регулирования притока (закачки) для увеличения нефтеотдачи или газоотдачи. SUBSTANCE: group of inventions relates to the oil industry, namely to underground well equipment, in particular to downhole electrovalves for killing, development, flushing, hydraulic fracturing of a productive formation, subsequent control and regulation of inflow (injection) to increase oil recovery or gas recovery.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
Из уровня техники известен равнопроходной циркуляционный клапан многоразового действия и гидравлического дистанционного управления RU 2693211 C1, опубл. 01.07.2019. Устройство состоит из нескольких основных секций: полый поршень, пружина, радиальные гидравлические каналы, радиальные отверстия. Устройство не требует установки подземного электрокабеля для подачи энергии, а также дополнительных устройств контроля работы. Устройство способно работать в агрессивных средах при химических обработках пласта, однако главным недостатком устройства являются его конструкционные особенности. Образование гидродинамической связи между внутритрубным и затрубным пространством скважины обеспечивается гидравлическими силами за счет создания избыточного давления в затрубном пространстве, которое приводит полый поршень в движение. Изменение баланса гидравлических сил (снятие избыточного давления) заставляет полый поршень, под воздействием упругой силы пружины, возвращаться в свое первоначальное положение, что обрывает гидродинамическую связь. Таким образом клапан способен выполнять функцию циркуляционного с дистанционным гидравлическим управлением только при условии создания избыточного давления в затрубном пространстве, превышающего внутритрубное давление с учетом силы упругости пружины, свойства которой не могут быть изменены после установки, что ограничивает его использование. Также данный клапан не содержит датчиков давления и температуры, что вынуждает недропользователя устанавливать их дополнительно. The prior art equal-port reusable circulation valve and hydraulic remote control RU 2693211 C1, publ. 07/01/2019. The device consists of several main sections: hollow piston, spring, radial hydraulic channels, radial holes. The device does not require the installation of an underground electrical cable for power supply, as well as additional devices for monitoring the operation. The device is capable of operating in aggressive environments during chemical treatments of the formation, however, the main disadvantage of the device is its design features. The formation of a hydrodynamic connection between the in-line and annulus of the well is provided by hydraulic forces due to the creation of excess pressure in the annulus, which sets the hollow piston in motion. Changing the balance of hydraulic forces (removing excess pressure) causes the hollow piston, under the influence of the elastic force of the spring, to return to its original position, which breaks the hydrodynamic connection. Thus, the valve is capable of performing the function of a circulation valve with remote hydraulic control only if an excess pressure is created in the annulus that exceeds the inline pressure, taking into account the elastic force of the spring, the properties of which cannot be changed after installation, which limits its use. Also, this valve does not contain pressure and temperature sensors, which forces the subsoil user to install them additionally.
Из уровня техники также известен равнопроходной циркуляционный клапан, многоразового действия, активируемый с помощью специальных инструментов RU150548U1, опубл. 20.02.2015. Устройство представляет собой механическую подвижную гильзу, активация (открытие) которой осуществляется за счет механического яса, спускаемого в разных положениях в скважину. Гильза может находиться в двух фиксированных положениях. При открытом положении радиальные окна гильзы совпадают с радиальными окнами корпуса, что обеспечивает создание гидродинамической связи между внутритрубным и затрубным пространством. В закрытом положении радиальные каналы корпуса и гильзы не совпадают. Гильза имеет возможность осевого движения внутри корпуса и многократного открытия и закрытия. Устройство способно работать в условиях повышенного содержания механических примесей и больших расходах свойственных газовым скважинам. Главным недостатком устройства являются его конструкционные особенности, за счет которых устройство не может открыться или закрыться без использования дополнительного инструмента, спускаемого в скважину, что требует вызова дополнительных специализированных бригад для проведения работ, что приводит к большим дополнительным затратам времени и денег нефтегазодобывающих компаний. Клапан также не содержит датчики.The prior art is also known equal-flow circulation valve, reusable, activated with special tools RU150548U1, publ. 20.02.2015. The device is a mechanical movable sleeve, the activation (opening) of which is carried out by a mechanical jar lowered into the well in different positions. The sleeve can be in two fixed positions. In the open position, the radial windows of the sleeve coincide with the radial windows of the body, which ensures the creation of a hydrodynamic connection between the tubular and annulus. In the closed position, the radial channels of the body and sleeve do not match. The sleeve has the possibility of axial movement inside the body and multiple opening and closing. The device is capable of operating under conditions of high content of mechanical impurities and high flow rates typical of gas wells. The main disadvantage of the device is its design features, due to which the device cannot be opened or closed without the use of an additional tool lowered into the well, which requires the call of additional specialized teams to carry out the work, which leads to large additional costs of time and money for oil and gas companies. The valve also does not contain sensors.
Из уровня техники также известен равнопроходной циркуляционный клапан одноразового действия и дистанционной активации. (https://www.nov.com/products/react-completion-circulation-valve). Устройство не требует установки подземного электрокабеля для подачи энергий. Устройство состоит из пяти основных компонентов: подвижная гильза, разрывной диск, циркуляционные отверстия гильзы, циркуляционные отверстия корпуса, приемник гидравлического сигнала, подвижный поршень. При проведении промывки и превышении давления разрушения разрывного диска происходит движение подвижной гильзы и активация (открытие) циркуляционных отверстий корпуса, и установление гидродинамической связи между внутритрубным и затрубным пространством. Подача гидравлического сигнала на скважинный приемник трансформируется в электрический сигнал, который активирует движение подвижного поршня, увлекающего за собой подвижную гильзу, приводя ее исходное закрытое состояние. Несмотря на возможность дистанционного управления, устройство не позволяет повторно открыть циркуляционный клапан без применения специального ключа, спускаемого в скважину. Таким образом, основным недостатком является одноразовость использования циркуляционного электроклапана, что ограничивает его применение в случае проведения последующих промывок для вымывания механических примесей из скважины. Дополнительным недостатком является то, что устройство не содержит датчики давления и температуры.Also known from the prior art is a single-acting equal-port circulation valve with remote activation. (https://www.nov.com/products/react-completion-circulation-valve). The device does not require the installation of an underground electrical cable for energy supply. The device consists of five main components: movable sleeve, rupture disc, sleeve circulation holes, body circulation holes, hydraulic signal receiver, movable piston. When flushing and exceeding the pressure of destruction of the rupture disk, the movable sleeve moves and the circulation holes of the body are activated (opened), and a hydrodynamic connection is established between the tubular and annular space. The supply of a hydraulic signal to the downhole receiver is transformed into an electrical signal that activates the movement of the movable piston, entraining the movable sleeve, bringing it to its original closed state. Despite the possibility of remote control, the device does not allow re-opening the circulation valve without using a special key lowered into the well. Thus, the main disadvantage is the one-time use of the circulation electrovalve, which limits its use in the case of subsequent flushing to flush out mechanical impurities from the well. An additional disadvantage is that the device does not contain pressure and temperature sensors.
Из уровня техники известен забойный клапан для добычи или закачки, US20190316440A1, опубл. 17.10.2019 (прототип). Устройство состоит из трёх секций: подвижный клапан, электромотор, контроллер, также для определения пластовых условий дополнительно могут быть внедрены датчики давления, температуры. Подача энергии прием и передача сигналов для удаленного управления устройством осуществляется с помощью подземного электрокабеля, который установлен в защитном кожухе и закреплен вдоль ствола скважины. Устройство способно работать в агрессивных средах при химических обработках пласта, однако главным недостатком устройства являются его конструкционные особенности. Подвижный клапан представляет собой запорный элемент, не позволяющий работать в высокодебитных нефтегазовых и газовых добывающих скважинах, а также в нагнетательных скважинах. Устройство имеет только одно боковое отверстие малого сечения, приводящее к резкому снижению расхода в любом положении, что не позволяет прокачивать большие объемы флюида. В известном устройстве используется стандартный мотор-редуктор, который устанавливается сбоку от основного канала клапана. Из-за наличия штуцера и указанных выше конструкционных особенностей клапан способен выполнять функции только устройства контроля притока и не может использоваться при высоких расходах закачки или добычи и в скважинах, в которых планируется проведение гидроразрыв пласта (далее - ГРП).The prior art downhole valve for production or injection, US20190316440A1, publ. 10/17/2019 (prototype). The device consists of three sections: a movable valve, an electric motor, a controller, and pressure and temperature sensors can be additionally introduced to determine reservoir conditions. Power supply, reception and transmission of signals for remote control of the device is carried out using an underground electrical cable, which is installed in a protective casing and fixed along the wellbore. The device is capable of operating in aggressive environments during chemical treatments of the formation, however, the main disadvantage of the device is its design features. The movable valve is a shut-off element that does not allow operation in high-rate oil and gas and gas production wells, as well as in injection wells. The device has only one side opening of a small section, resulting in a sharp decrease in flow in any position, which does not allow pumping large volumes of fluid. The known device uses a standard motor-reducer, which is installed on the side of the main channel of the valve. Due to the presence of a choke and the above design features, the valve can only function as an inflow control device and cannot be used at high injection or production rates and in wells in which hydraulic fracturing is planned (hereinafter referred to as hydraulic fracturing).
Из уровня техники также известна закрываемая система портов и методы изоляции добычи углеводородов. (US9850742B2, опубл. 20.08.2015). Устройство представляет собой механическую муфту, активация (открытие) которой осуществляется за счет изменения давления во внутритрубном пространстве. Муфта может находиться в двух основных фиксированных положениях. При открытом положении циркуляционные отверстия корпуса совпадают с отверстиями затвора, расположенной концентрично внутри корпуса, с возможностью осевого движения вверх или вниз. При закрытом положении отверстия корпуса и затвора не совпадают и нет возможности осуществить циркуляцию. Для повторного закрытия муфты необходим спуск ключа. Таким образом основным минусом устройства является невозможность дистанционно и без остановки работы скважины осуществлять повторное закрытие муфты, поскольку необходим спуск дополнительного инструмента - ключа для механического перемещения затвора муфты.A closable port system and methods for isolating hydrocarbon production are also known from the prior art. (US9850742B2, published 08/20/2015). The device is a mechanical clutch, the activation (opening) of which is carried out by changing the pressure in the intrapipe space. The clutch can be in two main fixed positions. In the open position, the circulation holes of the body coincide with the holes of the shutter, located concentrically inside the body, with the possibility of axial movement up or down. In the closed position, the openings of the body and the shutter do not match and there is no possibility of circulation. To re-close the clutch, the key must be released. Thus, the main disadvantage of the device is the impossibility to re-close the sleeve remotely and without shutting down the well, since it is necessary to run an additional tool - a key to mechanically move the sleeve shutter.
Анализ современного уровня техники показывает, что известные технические решения имеют ряд эксплуатационных и функциональных ограничений.An analysis of the state of the art shows that the known technical solutions have a number of operational and functional limitations.
Общей задачей группы изобретений является создание нового скважинного клапана с электрическим двигателем с полым валом-ротором, через который протекает флюид, который обеспечивает возможность эксплуатации устройства в высокодебитных нефтегазовых или газовых добывающих скважинах, а также в нагнетательных скважинах; проведения работы по глушению, освоению, промывке, гидроразрыву продуктивного пласта; при дальнейшей эксплуатации скважины служить устройством контроля притока флюида в добывающую скважину или профилем закачки жидкости в нагнетательную скважину.The general objective of the group of inventions is to create a new downhole valve with an electric motor with a hollow shaft-rotor through which fluid flows, which makes it possible to operate the device in high-rate oil and gas or gas production wells, as well as in injection wells; carrying out work on killing, development, flushing, hydraulic fracturing of a productive formation; during further operation of the well, serve as a device for controlling the fluid inflow into the production well or as a profile for fluid injection into the injection well.
Общим техническим результатом заявленной группы изобретений является расширение эксплуатационных и функциональных возможностей скважинного клапана при одновременном повышении его надежности.The general technical result of the claimed group of inventions is to expand the operational and functional capabilities of the downhole valve while increasing its reliability.
Поставленная задача и требуемый технический результат при использовании группы изобретений достигается за счет нового электроклапана для установки в скважину в составе скважинных труб (вариант 1), который выполнен с возможностью управления потоком флюида между пространством внутри труб и пространством за трубами в месте расположения клапана, и содержит полый цилиндрический корпус с отверстиями, расположенную внутри корпуса гильзу с отверстиями, выполненную с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением по сигналу, поступающему по удаленному каналу связи, и электродвигатель, соединенный с гильзой, при этом корпус выполнен с возможностью осуществления функций статора электродвигателя, а полый вал ротора электродвигателя непосредственно соединен с подвижной гильзой.The set task and the required technical result when using a group of inventions is achieved by a new electrovalve for installation in a well as part of downhole pipes (option 1), which is configured to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, and contains a hollow cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and the closed position by a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the body is configured to perform the functions of the stator of the electric motor, and the hollow shaft of the rotor of the electric motor is directly connected to the movable sleeve.
В частном варианте осуществления изобретения по первому варианту полый вал может быть соединен с гильзой винтовой парой, для чего внутренняя поверхность полого вала и внешняя поверхность гильзы снабжены резьбой с возможностью совмещения.In a private embodiment of the invention, according to the first variant, the hollow shaft can be connected to the sleeve with a screw pair, for which the inner surface of the hollow shaft and the outer surface of the sleeve are threaded with the possibility of alignment.
Поставленная задача и требуемый технический результат при использовании группы изобретений достигается за счет нового электроклапана для установки в скважину в составе скважинных труб (вариант 2), который выполнен с возможностью управления потоком флюида между пространством внутри труб и пространством за трубами в месте расположения клапана, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстиями, расположенную внутри корпуса гильзу с отверстиями, выполненную с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением по сигналу, поступающему по удаленному каналу связи, и электродвигатель, соединенный с гильзой, при этом корпус выполнен с возможностью осуществления функций статора электродвигателя, а полый вал ротора электродвигателя и подвижная гильза выполнены в виде единого элемента.The set task and the required technical result when using a group of inventions is achieved by a new electrovalve for installation in a well as part of downhole pipes (option 2), which is configured to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, containing a hollow a cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and the closed position according to a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the housing is made with the possibility of performing the functions of the stator of the electric motor, and the hollow shaft of the rotor of the electric motor and the movable sleeve are made in the form of a single element.
В скважинном клапане, выполненном по первому и второму вариантам, внутренняя поверхность корпуса снабжена электромагнитной обмоткой.In the downhole valve, made according to the first and second options, the inner surface of the housing is provided with an electromagnetic winding.
В частном варианте осуществления клапана по первому и второму вариантам суммарная площадь отверстий по меньшей мере равна площади поперечного сечения внутреннего пространства гильзы. In a private embodiment of the valve according to the first and second options, the total area of the holes is at least equal to the cross-sectional area of the inner space of the sleeve.
В еще одном частном варианте осуществления клапана по первому и второму вариантам канал связи может представлять собой проводной канал или беспроводной канал.In another particular embodiment of the valve according to the first and second options, the communication channel may be a wired channel or a wireless channel.
В другом частном варианте осуществления клапана по первому и второму вариантам клапан может быть дополнительно снабжен датчиками температуры и/или давления и/или состава и/или расхода для осуществления контроля притока флюида в скважину или из скважины или любой их возможной комбинацией. При этом клапан может быть выполнен с возможностью реагирования на изменения, предоставляемые, по меньшей мере, одним датчиком.In another particular embodiment of the valve according to the first and second options, the valve may be additionally equipped with temperature and/or pressure and/or composition and/or flow sensors to control the flow of fluid into or out of the well, or any combination thereof. In this case, the valve may be configured to respond to changes provided by at least one sensor.
Отличительной особенностью группы изобретений является расширение эксплуатационных и функциональных возможностей скважинного клапана за счет новой конструкции электрического скважинного клапана, в которой использован установленный в корпусе устройства электродвигатель, полый вал которого связан с подвижной гильзой, что позволяет увеличить внутреннее проходное сечение скважинного клапана без значительного увеличения его наружного диаметра и добиться работы в скважинах малого диаметра или эксплуатации при больших расходах. При этом сохраняется возможность постоянного контроля и оперативного изменения положения подвижной гильзы, что позволяет исключить технологические операции классического глушения, освоения, промывки, гидроразрыва пласта (ГРП) и контроля притока, в которых применяется спускаемые в скважину инструменты. Поскольку в новой конструкции клапана отсутствуют разрывные элементы, гидравлические каналы и иные стационарные механические приводные элементы, то нет необходимости в использовании дополнительных инструментов для активации устройства, что в целом повышает его надежность. Кроме того, это позволяет сразу после проведения работ по цементированию, ГРП или в процессе эксплуатации осуществить промывку скважины. Конструкция также позволяет осуществлять многократное открытие и закрытие циркуляционных отверстий без нарушения целостности устройства, что, повышая эксплуатационную надежность устройства, позволяет регулировать открытие/закрытие циркуляционных отверстий, то есть осуществлять управление и контроль притока (закачки) флюида в скважину или из скважины, в случае установки устройства в продуктивной зоне пласта. A distinctive feature of the group of inventions is the expansion of the operational and functional capabilities of the downhole valve due to the new design of the electric downhole valve, which uses an electric motor installed in the body of the device, the hollow shaft of which is connected to the movable sleeve, which makes it possible to increase the internal flow area of the downhole valve without a significant increase in its outer diameter and achieve operation in small diameter wells or operation at high flow rates. At the same time, it is possible to constantly monitor and quickly change the position of the movable sleeve, which makes it possible to eliminate the technological operations of classical killing, development, flushing, hydraulic fracturing (HF) and inflow control, in which tools lowered into the well are used. Since the new design of the valve does not contain discontinuous elements, hydraulic channels and other stationary mechanical drive elements, there is no need to use additional tools to activate the device, which generally increases its reliability. In addition, this makes it possible to flush the well immediately after cementing, fracturing or during operation. The design also allows multiple opening and closing of the circulation holes without violating the integrity of the device, which, increasing the operational reliability of the device, allows you to control the opening / closing of the circulation holes, that is, to control and control the inflow (injection) of fluid into the well or from the well, in case of installation devices in the productive zone of the formation.
Сущность группы изобретений поясняется чертежами. The essence of the group of inventions is illustrated by drawings.
На Фиг.1 изображено продольное сечение скважинного клапана, выполненного по первому варианту.Figure 1 shows a longitudinal section of the downhole valve, made according to the first option.
На Фиг.2 изображен увеличенный вид А Фиг.1.Figure 2 shows an enlarged view A of Figure 1.
На Фиг.3 изображено продольное сечение скважинного клапана, выполненного по второму варианту.Figure 3 shows a longitudinal section of the downhole valve, made according to the second option.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯIMPLEMENTATION OF THE INVENTION
Различные особенности конструкции и работы устройства по первому и второму вариантам подробно представлены ниже со ссылкой на фигуры чертежей. Следует понимать, что нижеприведенное подробное описание, включая представленные чертежи и примеры эксплуатации устройства, носят иллюстративный, а не ограничительный характер.Various features of the design and operation of the device according to the first and second options are presented in detail below with reference to the figures of the drawings. It should be understood that the following detailed description, including the accompanying drawings and operating examples of the apparatus, is illustrative and not restrictive.
По первому варианту скважинный клапан состоит из корпуса 1, во внутренней части которого располагается подвижная гильза 2 и полый вал 3 электродвигателя (Фиг. 1). При этом подвижная гильза 2 и полый вал 3 могут быть связаны, например, при помощи винтовой пары 4 (Фиг. 2), которая образована за счет наличия резьбы 5 на внешней поверхности гильзы и резьбы 6 на внутренней поверхности полого вала 3. Это позволяет преобразовать вращательное движение полого вала 3 в поступательное движение подвижной гильзы 2 вдоль осевого направления концентрично корпусу 1, тем самым совмещая или разобщая циркуляционные отверстия 7 корпуса 1 с отверстиями 8 подвижной гильзы 2. (Фиг.1).According to the first version, the downhole valve consists of a housing 1, in the inner part of which there is a movable sleeve 2 and a hollow shaft 3 of the electric motor (Fig. 1). In this case, the movable sleeve 2 and the hollow shaft 3 can be connected, for example, using a screw pair 4 (Fig. 2), which is formed due to the presence of a thread 5 on the outer surface of the sleeve and a thread 6 on the inner surface of the hollow shaft 3. This allows you to convert the rotational movement of the hollow shaft 3 in the translational movement of the movable sleeve 2 along the axial direction is concentric with the body 1, thereby combining or separating the circulation holes 7 of the body 1 with the holes 8 of the movable sleeve 2. (Figure 1).
По второму варианту скважинный клапан состоит из корпуса 1, во внутренней части которого располагается единый конструктивный элемент 9, осуществляющий одновременно функции подвижной гильзы и полого вала электродвигателя, выполненный с возможностью совмещения или разобщения циркуляционных отверстий 7 корпуса 1 с отверстиями 10 самого элемента 9 в результате поворота на определенный градус (Фиг.3).According to the second version, the downhole valve consists of a body 1, in the inner part of which there is a single structural element 9, which simultaneously performs the functions of a movable sleeve and a hollow shaft of the electric motor, made with the possibility of combining or separating the circulation holes 7 of the body 1 with the holes 10 of the element 9 itself as a result of rotation to a certain degree (Figure 3).
По первому и второму вариантам корпус 1, выполняет одновременно функции статора электродвигателя. Корпус 1 снабжен встроенной электромагнитной обмоткой 11, которая может быть герметизирована (на чертежах не показано). По сути для осуществления перемещения подвижной гильзы 2 и единого элемента 9 используется электродвигатель, встроенный в корпус 1 устройства, что позволяет увеличить внутренний диаметр подвижной гильзы 2 и единого элемента 9 и уменьшить наружный диаметр корпуса 1. According to the first and second options, the housing 1 simultaneously performs the functions of the stator of the electric motor. Housing 1 is equipped with a built-in electromagnetic winding 11, which can be sealed (not shown in the drawings). In fact, to carry out the movement of the movable sleeve 2 and the single element 9, an electric motor is used that is built into the body 1 of the device, which makes it possible to increase the inner diameter of the movable sleeve 2 and the single element 9 and reduce the outer diameter of the body 1.
Полый вал 3 по первому варианту и единый элемент 9 по второму варианту соединены с постоянными магнитами 12 (Фиг. 1 и Фиг. 3 соответственно). Для предотвращения перетоков жидкости во внутреннюю полость, где установлен электродвигатель, подвижная гильза 2 по первому варианту и подвижный единый элемент 9 по второму варианту могут быть оснащены уплотнениями 13, расположенными на их обоих концах (Фиг. 1 и Фиг. 3 соответственно). The hollow shaft 3 according to the first version and the single element 9 according to the second version are connected to permanent magnets 12 (Fig. 1 and Fig. 3, respectively). To prevent fluid overflows into the internal cavity where the electric motor is installed, the movable sleeve 2 according to the first variant and the movable single element 9 according to the second variant can be equipped with seals 13 located at their both ends (Fig. 1 and Fig. 3, respectively).
Питание и дистанционное управление скважинным клапаном по первому и второму вариантам может осуществляться путём передачи сигналов по беспроводному каналу связи (на чертежах не показано) или проводному каналу связи, в частности через скважинный кабель 14, который питает электродвигатель через гермоввод 15, вмонтированный в корпус 1 (Фиг. 1 и Фиг. 3 соответственно). Подача переменного тока с помощью скважинного кабеля 14 через гермоввод 15 питает обмотку 11 электродвигателя в результате чего, возникающее переменное магнитное поле воздействует на постоянные магниты 12, установленные по первому варианту в полом вале 3 или по второму варианту в едином элементе 9, что создает вращающий их крутящий момент. Для снижения трения при вращении полый вал 3 по первому варианту и единый элемент 9 по второму варианту могут быть установлены на подшипниках 16. В частном случае реализации упомянутый выше канал связи может являться частью наземной станции управления (на чертежах не показана) и позволять принимать командный сигнал от компьютера, пульта или блока управления (на чертежах не показаны) и передавать его на скважинный клапан.The power supply and remote control of the downhole valve according to the first and second options can be carried out by transmitting signals over a wireless communication channel (not shown in the drawings) or a wired communication channel, in particular through a downhole cable 14, which feeds the electric motor through a pressure seal 15, mounted in the housing 1 ( Fig. 1 and Fig. 3, respectively). The supply of alternating current using a downhole cable 14 through a pressure seal 15 feeds the winding 11 of the electric motor, as a result of which, the resulting alternating magnetic field acts on permanent magnets 12 installed according to the first option in the hollow shaft 3 or according to the second option in a single element 9, which creates a rotating them torque. To reduce friction during rotation, the hollow shaft 3 according to the first variant and the single element 9 according to the second variant can be mounted on bearings 16. In a particular case of implementation, the above-mentioned communication channel can be part of a ground control station (not shown in the drawings) and allow receiving a command signal from a computer, remote control or control unit (not shown in the drawings) and transfer it to the downhole valve.
В частном варианте осуществления клапана по первому и второму вариантам циркуляционные отверстия 7 корпуса 1 расположены по его окружности и имеют суммарную площадь равную, большую или меньшую площади сечения рабочего (внутреннего) пространства подвижной гильзы 2 или единого элемента 7 (Фиг. 1 и Фиг. 3 соответственно). При этом отверстия 8 подвижной гильзы 2 или отверстия 10 единого элемента 9 могут быть при необходимости выполнены идентичными по расположению, форме и площади циркуляционным отверстиям 7 корпуса 1 для предотвращения размыва элементов устройства при работе в условиях больших расходов и скоростей течения флюида.In a private embodiment of the valve according to the first and second options, the circulation holes 7 of the body 1 are located around its circumference and have a total area equal to, greater or less than the cross-sectional area of the working (inner) space of the movable sleeve 2 or a single element 7 (Fig. 1 and Fig. 3 respectively). In this case, the holes 8 of the movable sleeve 2 or the holes 10 of a single element 9 can, if necessary, be made identical in location, shape and area to the circulation holes 7 of the housing 1 to prevent erosion of the device elements when operating at high flow rates and fluid flow rates.
В частном случае реализации заявленного технического решения устройство по первому и второму вариантам может дополнительно содержать фиксаторы от осевых перемещений подвижной гильзы 2 и элемента 9 (на чертежах не показано).In a particular case of implementation of the claimed technical solution, the device according to the first and second options may additionally contain clamps from axial movements of the movable sleeve 2 and element 9 (not shown in the drawings).
В частном случае реализации заявленного технического решения устройство по первому и второму вариантам дополнительно может быть оснащено датчиками температуры, и/или давления, и/или состава, и/или расхода для осуществления контроля притока флюида в скважину или из скважины (на чертежах не показано).In a particular case of the implementation of the claimed technical solution, the device according to the first and second options can additionally be equipped with temperature sensors, and/or pressure, and/or composition, and/or flow to control the fluid inflow into the well or from the well (not shown in the drawings) .
В частном случае реализации заявленного технического решения по первому и второму вариантам электродвигатель снабжен энкодером для подсчета точного количества оборотов полого вала 3 (Фиг. 1) или единого элемента 9 (Фиг. 3), и платой управления, расположенными в корпусе (на чертежах не показано) , который может быть соединен скважинным кабелем 14 с наземной станцией управления (на чертежах не показано) через гермоввод 15, разделяющий скважинную среду от герметичного отсека электроники.In the particular case of the implementation of the claimed technical solution for the first and second options, the electric motor is equipped with an encoder for counting the exact number of revolutions of the hollow shaft 3 (Fig. 1) or a single element 9 (Fig. 3), and a control board located in the housing (not shown in the drawings ) , which can be connected by a downhole cable 14 to a ground control station (not shown in the drawings) through a pressure seal 15 that separates the downhole environment from the sealed electronics compartment.
В частном случае реализации заявленного технического решения в подвижной гильзе 2 по первому варианту или в элементе 9 по второму варианту могут быть установлены дополнительные уплотнения для обеспечения герметичности обмотки 11 электродвигателя (на чертежах не показано).In the particular case of the implementation of the claimed technical solution in the movable sleeve 2 according to the first option or in the element 9 according to the second option, additional seals can be installed to ensure the tightness of the winding 11 of the electric motor (not shown in the drawings).
В частном случае реализации заявленного технического решения по первому и второму вариантам скважинный клапан может дополнительно содержать механизм механического открытия/закрытия отверстий 7.In a particular case of implementation of the claimed technical solution according to the first and second options, the downhole valve may additionally contain a mechanism for mechanical opening/closing of holes 7.
В частном случае реализации заявленного технического решения устройство по первому и второму вариантам может быть дополнительно оснащено аккумуляторами.In a particular case of implementation of the claimed technical solution, the device according to the first and second options can be additionally equipped with batteries.
В частном случае реализации заявленного технического решения устройство по первому и второму вариантам может быть дополнительно оснащено системами радиочастотной идентификации для беспроводного управления по меньшей мере одним скважинным клапаном.In a particular case of the implementation of the claimed technical solution, the device according to the first and second options can be additionally equipped with radio frequency identification systems for wireless control of at least one downhole valve.
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинные клапаны по первому и второму вариантам могут быть выполнены из материалов в кислотостойком исполнении для кислотных обработок продуктивного пласта.In a particular case of the implementation of the claimed technical solution, the downhole valves according to the first and second options can be made of materials in an acid-resistant design for acid treatment of a productive formation.
В частном случае реализации по первому и второму вариантам для обеспечения защиты от поступления флюидов в электродвигатель, обмотка 11 электродвигателя, расположенная внутри корпуса 1 (статор) покрывается устойчивым герметичным покрытием (на чертежах не показана).In a particular case of implementation according to the first and second options, to ensure protection against the ingress of fluids into the electric motor, the winding 11 of the electric motor located inside the housing 1 (stator) is covered with a stable sealed coating (not shown in the drawings).
В частном случае реализации заявленного технического решения устройство по первому и второму вариантам может быть оснащено аккумуляторами и системами радиочастотной идентификации, позволяющие осуществлять беспроводное управление скважинным клапаном при спуске в скважину устройства, которое является источником командного сигнала необходимой частоты, формы, длительности, либо при помощи передачи электромагнитных сигналов с поверхности земли (на чертежах не показано).In a particular case of the implementation of the claimed technical solution, the device according to the first and second options can be equipped with batteries and radio frequency identification systems that allow wireless control of the downhole valve when lowering the device into the well, which is the source of the command signal of the required frequency, shape, duration, or by transmitting electromagnetic signals from the earth's surface (not shown in the drawings).
В частном случае реализации заявленного технического решения скважинные клапаны по первому и второму вариантам могут быть установлены на обсадных трубах (без хвостовика), или в комбинированной колонне, или в компоновке хвостовика, или в гибких насосных трубах, или на насосно-компрессорных трубах.In a particular case of the implementation of the claimed technical solution, downhole valves according to the first and second options can be installed on casing pipes (without a liner), or in a combined string, or in a liner assembly, or in flexible pump pipes, or on tubing pipes.
Скважинные клапаны по первому или второму варианту могут быть объединены в систему скважинных клапанов, размещенных на разных глубинах, которая при этом дополнительно может включать клапана иной конструкции при необходимости. В указанной системе скважинных клапанов они могут быть соединены последовательно скважинным кабелем и/или выполнены с возможностью работы на разных режимах относительно друг друга.Downhole valves according to the first or second option can be combined into a system of downhole valves located at different depths, which may additionally include valves of a different design, if necessary. In said system of downhole valves, they can be connected in series with a downhole cable and/or configured to operate in different modes relative to each other.
По любому из вариантов осуществления в любом положении (открытое/закрытое) устройство обеспечивает минимальный перепад давления и максимальный расход флюида при течении во внутритрубном пространство, когда проходной диаметр клапана равен или не меньше, чем проходной диаметр основной колонны (например, колонны НКТ), для эксплуатации в высокодебитных нефтегазовых или газовых добывающих скважинах, а также в нагнетательных скважинах. В открытом положении устройство может обеспечивать минимальные перепады давления между внутритрубным и затрубным пространством за счет площади отверстий бокового отвода (циркуляционных отверстий 7) равной или не меньшей площади проходного внутреннего диаметра скважинного клапана, для увеличения дебита при эксплуатации в высокодебитных нефтегазовых или газовых добывающих скважинах, а также в нагнетательных скважинах. При это следует отметить, что при малых потоках флюида через клапан (например, меньше 5 м/сек) отверстия 7 корпуса 1 могут иметь суммарную площадь сечения меньше, чем площадь проходного внутреннего диаметра скважинного клапана. According to any of the embodiments, in any position (open/closed), the device provides a minimum pressure drop and maximum fluid flow during flow into the tubing, when the valve bore diameter is equal to or not less than the bore diameter of the main string (for example, tubing string), for operation in high-rate oil and gas or gas production wells, as well as in injection wells. In the open position, the device can provide minimum pressure drops between the tubular and annular space due to the area of the side outlet holes (circulation holes 7) equal to or not less than the area of the borehole valve bore, to increase the flow rate when operating in high-rate oil and gas or gas production wells, and also in injection wells. It should be noted that at low fluid flows through the valve (for example, less than 5 m/s), the openings 7 of the housing 1 may have a total cross-sectional area less than the area of the borehole valve bore.
По любому из вариантов устройство может снабжаться датчиками давления, температуры (на чертежах не показано) для замера и передачи на станцию управления параметров рабочей среды, как в затрубном, так и во внутритрубном пространстве. Дополнительно клапан может снабжаться датчиками давления, состава и/или расхода для осуществления контроля притока флюида в скважину или из скважины. Скважинный клапан может входить в состав насосно-компрессорных труб, обсадной колонны или в состав подвесного оборудования (хвостовика) и может быть использован при строительстве скважин для добычи газа или нефти или в нагнетательных скважинах. Устройство также может использоваться как цементировочная муфта. Устройство может работать в системе, состоящей из нескольких клапанов, размещенных на разных глубинах. According to any of the options, the device can be equipped with pressure and temperature sensors (not shown in the drawings) for measuring and transmitting to the control station the parameters of the working environment, both in the annulus and in the tubular space. Additionally, the valve may be provided with pressure, composition, and/or flow sensors to monitor fluid inflow into or out of the well. The downhole valve may be part of tubing, casing, or hanging equipment (liner) and may be used in gas or oil well construction or injection wells. The device can also be used as a cementing sleeve. The device can work in a system consisting of several valves placed at different depths.
По любому из вариантов в процессе эксплуатации скважинный клапан позволяет удаленно проводить как циркуляцию, промывку скважины, гидроразрыв пласта, так и осуществлять контроль притока флюида в скважину или из скважины в случае установки в зоне продуктивного пласта. Работает электроклапан следующим образом.According to any of the options during operation, the downhole valve allows you to remotely carry out both circulation, well flushing, hydraulic fracturing, and control of fluid inflow into the well or from the well if installed in the zone of the productive formation. The electrovalve works as follows.
В закрытом положении гильза 2 клапана по первому варианту или единый элемент 9 по второму варианту перекрывает циркуляционные отверстия 7. При этом гидродинамическая связь между затрубным и внутритубным пространством отсутствует, и движение среды во внутритрубном пространстве происходит внутри колонны, в том числе и внутри гильзы 2 по первому варианту или единого элемента 9 по второму варианту, полая конструкция которых позволяет обеспечить проходное сечение для движения флюида сопоставимое с проходным сечением основной колонны, что позволяет минимизировать гидравлические потери во внутритрубном пространстве. При открытии управляющий сигнал с наземной станции управления (на чертежах не показано) через электрический кабель 14 поступает к электродвигателю клапана. По первому варианту, в этот момент вращательное движение полого вала 3 электродвигателя преобразуется в перемещение гильзы 2, при котором она смещается относительно закрытого положения, открывая циркуляционные отверстия 7, при этом появляется гидродинамическая связь между внутритрубным и затрубным пространством. По второму варианту, так как полый вал и гильзы выполнены в виде единого конструктивного элемента 9, то вращательное движение непосредственно передается на элемент 9, поворот которого на требуемый градус приводит к его смещению относительно закрытого положения, открывая циркуляционные отверстия 7, при этом также появляется гидродинамическая связь между внутритрубным и затрубным пространством. По любому варианту площадь циркуляционных отверстий 7 позволяет обеспечить проходное сечение для движения флюида сопоставимое с проходным сечением основной колонны, что позволяет минимизировать гидравлические потери между затрубным и внутритрубным пространством. В отдельных случаях площадь боковых отверстий 7 может быть меньшей, например при использовании клапана для штуцирования. In the closed position, the valve sleeve 2 according to the first version or the single element 9 according to the second version blocks the circulation holes 7. In this case, there is no hydrodynamic connection between the annulus and the tubular space, and the movement of the medium in the tubular space occurs inside the column, including inside the sleeve 2 along the first option or a single element 9 according to the second option, the hollow design of which makes it possible to provide a flow area for fluid movement comparable to the flow area of the main column, which allows minimizing hydraulic losses in the tubular space. When opening the control signal from the ground control station (not shown in the drawings) through the electrical cable 14 is supplied to the valve motor. According to the first option, at this moment, the rotational movement of the hollow shaft 3 of the electric motor is converted into the movement of the sleeve 2, in which it is displaced relative to the closed position, opening the circulation holes 7, while there is a hydrodynamic connection between the tubular and annular space. According to the second option, since the hollow shaft and the sleeves are made in the form of a single structural element 9, the rotational movement is directly transmitted to the element 9, the rotation of which by the required degree leads to its displacement relative to the closed position, opening the circulation holes 7, while hydrodynamic connection between the in-line and annulus. According to any option, the area of the circulation holes 7 makes it possible to provide a flow area for fluid movement comparable to the flow area of the main string, which allows minimizing hydraulic losses between the annulus and tubular space. In some cases, the area of the side holes 7 may be smaller, for example, when using a choke valve.
Пример 1. Режим промывки скважины.Example 1. Well flushing mode.
Промывка скважины происходит следующим образом. Скважинный клапан по первому варианту в составе колонны НКТ спускается в скважину в закрытом положении до заданного интервала ствола скважины. После спуска с наземной станции управления по скважинному кабелю 14 дистанционно передается сигнал открытия скважинного клапана. В исходном положении подвижная гильза 2 перекрывает отверстия 7 корпуса 1, а в открытом положении отверстия 8 подвижной гильзы 2 совпадают с положениями циркуляционных отверстий 7 корпуса 1. Well flushing occurs as follows. According to the first version, the downhole valve as part of the tubing string is lowered into the well in the closed position up to a predetermined interval of the wellbore. After descent from the ground control station, downhole cable 14 remotely transmits a signal to open the downhole valve. In the initial position, the movable sleeve 2 covers the holes 7 of the body 1, and in the open position, the holes 8 of the movable sleeve 2 coincide with the positions of the circulation holes 7 of the body 1.
Механизм открытия скважинного клапана (открытие отверстий 7 корпуса 1) происходит следующим образом. После получения сигнала с наземной станции управления по скважинному кабелю 14 электродвигатель поворачивает на необходимое количество оборотов полый вал 3 (ротор), который через винтовую пару 4 связан с подвижной гильзой 2, для преобразования вращательного движения в поступательное. Механическая связь полого вала 3 (ротор) с подвижной гильзой 2 обеспечивает передачу поступательного движения, что позволяет двигать подвижную гильзу 2 вдоль оси корпуса 1. Закрытие отверстий 7 корпуса 1 происходит по аналогичному принципу. После открытия скважинного клапана (совмещение отверстий 7 корпуса 1 и отверстий 8 подвижной гильзы 2) в НКТ нагнетается давление достаточное для течения промывочной жидкости с заданным расходом после чего происходит промывка скважины. The mechanism for opening the downhole valve (opening holes 7 of the body 1) is as follows. After receiving a signal from the ground control station via downhole cable 14, the electric motor rotates the hollow shaft 3 (rotor) by the required number of revolutions, which is connected to the movable sleeve 2 through a screw pair 4, to convert rotational motion into translational. The mechanical connection of the hollow shaft 3 (rotor) with the movable sleeve 2 ensures the transmission of translational motion, which allows you to move the movable sleeve 2 along the axis of the housing 1. The openings 7 of the housing 1 are closed according to a similar principle. After the downhole valve is opened (combination of holes 7 of the body 1 and holes 8 of the movable sleeve 2), pressure is pumped into the tubing sufficient for the flushing fluid to flow with a given flow rate, after which the well is flushed.
Пример 2. Режим гидроразрыва пласта. Example 2. Hydraulic fracturing regime.
Гидроразрыва пласта происходит следующим образом. Скважинный клапан по первому варианту в составе хвостовика спускается в скважину в закрытом положении (отверстия 7 корпуса 1 и отверстия 8 подвижной гильзы 2 разобщены) до заданного интервала ствола скважины. После спуска с двух противоположных сторон от скважинного клапана происходит активация заколонных пакеров (не изображены на рисунках, поскольку не имеют отношения к устройству) для герметизации пространства в области проведения ГРП. С наземной станции управления по скважинному кабелю 14 дистанционно передается сигнал открытия скважинного клапана. В исходном положении подвижная гильза 2 перекрывает отверстия 7 корпуса 1, а в открытом положении отверстия 8 подвижной гильзы 2 совпадают с положениями отверстий 7 корпуса 1. Hydraulic fracturing occurs as follows. The downhole valve according to the first version as part of the liner is lowered into the well in the closed position (holes 7 of the body 1 and holes 8 of the movable sleeve 2 are disconnected) up to a predetermined interval of the wellbore. After descent from two opposite sides of the downhole valve, the casing packers (not shown in the figures, since they are not related to the device) are activated to seal the space in the fracturing area. From the ground control station, downhole cable 14 remotely transmits a signal to open the downhole valve. In the initial position, the movable sleeve 2 covers the holes 7 of the body 1, and in the open position, the holes 8 of the movable sleeve 2 coincide with the positions of the holes 7 of the body 1.
Механизм открытия и закрытия скважинного клапана происходит по аналогичному принципу, описанному при применении скважинного клапана для промывки скважины. После открытия скважинного клапана (совмещение отверстий 7 корпуса 1 и отверстий 8 подвижной гильзы 2) в хвостовике нагнетается давление достаточное для образования трещин в пласте после чего происходит ГРП и закачивается заданное количество жидкости и/или пропанта в пласт. The mechanism for opening and closing the downhole valve follows a similar principle as described for the use of a downhole valve for flushing a well. After the downhole valve is opened (combination of holes 7 of the body 1 and holes 8 of the movable sleeve 2), pressure is pumped in the liner sufficient to form fractures in the formation, after which hydraulic fracturing occurs and a given amount of fluid and/or proppant is pumped into the formation.
В случае необходимости проведения ГРП на другом участке ствола скважины путем передачи сигнала с наземной станции управления по скважинному кабелю 14 происходит закрытие ранее открытого скважинного клапана, и описанная выше операция проведения ГРП повторяется с участием другого скважинного клапана.If it is necessary to perform hydraulic fracturing in another section of the wellbore, by transmitting a signal from the ground control station via downhole cable 14, the previously opened downhole valve is closed, and the hydraulic fracturing operation described above is repeated with the participation of another downhole valve.
После проведения ГРП в скважине для управления и контроля притоком (закачки) флюида в скважину скважинный клапан может приводиться в движение согласно ранее описанному механизму открытия / закрытия, за счет чего изменяется гидродинамическое сопротивление течению флюида и выравнивается профиль притока или закачки. Команды для управления степенью открытия / закрытия от наземной станции управления через скважинный кабель 14 передаются на электродвигатель. Далее энкодер, который может входить в состав электродвигателя, позволяет производить подсчет количества оборотов полого вала 3 (ротор), что в свою очередь позволяет определять положение подвижной гильзы 2 и регулировать степень открытия или закрытия отверстий 7 корпуса 1. After hydraulic fracturing in the well, to control and control the inflow (injection) of fluid into the well, the downhole valve can be driven according to the previously described opening / closing mechanism, due to which the hydrodynamic resistance to fluid flow changes and the inflow or injection profile is leveled. Commands for controlling the degree of opening / closing from the ground control station through the downhole cable 14 are transmitted to the motor. Further, the encoder, which can be part of the electric motor, allows you to count the number of revolutions of the hollow shaft 3 (rotor), which in turn allows you to determine the position of the movable sleeve 2 and adjust the degree of opening or closing of the holes 7 of the housing 1.
Описанные выше примеры равно применимы и ко второму варианту скважинного клапана с совмещенной конструкцией полого вала 3 (ротор) и подвижной гильзы 2 - вращающийся единый элемент 9 (Фиг. 3). Полый вал 3 (ротор) соединен с подвижной гильзой 2 в единый конструкционный элемент 9, таким образом, что элемент 9 имеет возможность без поступательного движения вращаться вокруг своей оси и открывать или закрывать отверстия 7 корпуса 1 путем совмещения или не совмещения с отверстиями 10 самого элемента 9. Механизм открытия скважинного клапана (открытие отверстий 7 корпуса 1) происходит следующим образом. После получения сигнала с наземной станции управления по скважинному кабелю 14 электродвигатель поворачивает на определенный градус, например, за счет использования энкодера, вращающийся элемент 9 (ротор), что позволяет изменять его радиальное положение относительно отверстий 7 корпуса 1. Закрытие отверстий 7 корпуса 1 происходит по аналогичному принципу.The examples described above are equally applicable to the second version of the downhole valve with a combined design of the hollow shaft 3 (rotor) and the movable sleeve 2 - a rotating single element 9 (Fig. 3). The hollow shaft 3 (rotor) is connected to the movable sleeve 2 in a single structural element 9, so that the element 9 has the ability to rotate around its axis without translational movement and open or close the holes 7 of the body 1 by aligning or not aligning with the holes 10 of the element itself 9. The mechanism for opening the downhole valve (opening holes 7 of the body 1) is as follows. After receiving a signal from the ground control station via downhole cable 14, the electric motor rotates by a certain degree, for example, through the use of an encoder, the rotating element 9 (rotor), which allows you to change its radial position relative to the holes 7 of the body 1. Closing of the holes 7 of the body 1 occurs according to similar principle.
Как видно из вышеприведенного описания работы устройства и примеров существенными отличиями представленной группы изобретений является использование электродвигателя с полым ротором для прохождения флюида, а статор электродвигателя фактически встроен во внешний корпус клапана. При этом под ротором электродвигателя по первому варианту следует понимать полый вал 2 с магнитами 12, а по второму варианту подвижный элемент 9 с магнитами 12. Согласно первому варианту устройства перемещение подвижной гильзы 2 осуществляется посредством соединения с полым валом 3, например, при помощи винтовой пары 4 (Фиг. 1, 2) Вращательное движение полого вала 3 за счет работы электродвигателя приводит к поступательному движению гильзы 2 и позволяет двигать гильзу 2 в осевом направлении, открывая или закрывая отверстия 7 в крайних или промежуточных положениях. Согласно второму варианту устройства полый ротор напрямую выполняет функцию подвижной гильзы, вращение которой осуществляется посредством электродвигателя напрямую за счет выполнения полого вала и гильзы в виде единого конструктивного элемента 9 (вращающаяся гильза), который также может перемещаться в крайние положения (открывать или закрывать отверстия 7) или промежуточные положения (Фиг. 3). В обоих вариантах устройства суммарная площадь боковых отверстий, может быть равна, меньше или больше площади сечения рабочего (внутреннего) пространства клапана, что позволяет прокачивать одинаково большие объемы флюида и через открытый клапан, и через закрытый. При этом по первому варианту под площадью сечения рабочего (внутреннего) пространства клапана следует понимать внутреннюю площадь сечения гильзы 2, а по второму варианту - внутреннюю площадь сечения элемента 9.As can be seen from the above description of the operation of the device and examples, the significant differences of the presented group of inventions is the use of an electric motor with a hollow rotor to pass the fluid, and the stator of the electric motor is actually built into the outer valve body. In this case, under the rotor of the electric motor, according to the first version, it should be understood as a hollow shaft 2 with magnets 12, and according to the second version, the movable element 9 with magnets 12. According to the first version of the device, the movement of the movable sleeve 2 is carried out by connecting to the hollow shaft 3, for example, using a screw pair 4 (Fig. 1, 2) The rotational movement of the hollow shaft 3 due to the operation of the electric motor leads to the translational movement of the sleeve 2 and allows you to move the sleeve 2 in the axial direction, opening or closing the holes 7 in extreme or intermediate positions. According to the second version of the device, the hollow rotor directly performs the function of a movable sleeve, the rotation of which is carried out by means of an electric motor directly by making the hollow shaft and sleeve in the form of a single structural element 9 (rotating sleeve), which can also move to extreme positions (open or close holes 7) or intermediate positions (Fig. 3). In both versions of the device, the total area of the side holes can be equal to, less than or greater than the cross-sectional area of the working (internal) space of the valve, which allows pumping equally large volumes of fluid both through the open valve and through the closed one. In this case, according to the first variant, the cross-sectional area of the working (internal) space of the valve should be understood as the internal cross-sectional area of the sleeve 2, and according to the second variant, the internal cross-sectional area of the element 9.
Следует также отметить, что положение подвижной гильзы 2 по первому варианту или вращающегося элемента 9 по второму варианту при необходимости может быть зафиксировано в любой позиции (не только в положении открыто или положении закрыто, описанных выше), например, открыто на 90% и т. п.It should also be noted that the position of the movable sleeve 2 according to the first variant or the rotating element 9 according to the second variant, if necessary, can be fixed in any position (not only in the open position or the closed position described above), for example, 90% open, etc. P.
Все описанные конструктивные элементы, узлы и блоки устройства могут быть выполнены из хорошо известных материалов, технологий обработки компонентов и оборудования. All described structural elements, components and blocks of the device can be made of well-known materials, technologies for processing components and equipment.
Данная группа изобретений не ограничена описанными вариантами осуществления, а наоборот она охватывает различные модификации и варианты в рамках сущности и объема предлагаемой формулы группы изобретений.This group of inventions is not limited to the described embodiments, but on the contrary, it covers various modifications and options within the essence and scope of the proposed claims of the group of inventions.

Claims (12)

  1. Электроклапан для установки в скважину в составе скважинных труб, выполненный с возможностью управления потоком флюида между пространством внутри труб и пространством за трубами в месте расположения клапана, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстиями, расположенную внутри корпуса гильзу с отверстиями, выполненную с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением по сигналу, поступающему по удаленному каналу связи, и электродвигатель, соединенный с гильзой, при этом корпус выполнен с возможностью осуществления функций статора электродвигателя, а полый вал ротора электродвигателя непосредственно соединен с подвижной гильзой при помощи винтовой пары, образованной резьбой на внешней поверхности гильзы и резьбой на внутренней поверхности полого вала.An electrovalve for installation in a well in the composition of downhole pipes, made with the ability to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, containing a hollow cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and closed position according to a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the body is configured to perform the functions of the electric motor stator, and the hollow shaft of the electric motor rotor is directly connected to the movable sleeve by means of a screw pair formed by a thread on the outer surface of the sleeve and a thread on the inner surface of the hollow shaft.
  2. Электроклапан по п.1, в котором внутренняя поверхность корпуса снабжена электромагнитной обмоткой. Electrovalve according to claim 1, in which the inner surface of the housing is provided with an electromagnetic winding.
  3. Электроклапан по п.1, в котором суммарная площадь отверстий корпуса по меньшей мере равна площади поперечного сечения внутреннего пространства гильзы. The solenoid valve according to claim 1, in which the total area of the openings of the housing is at least equal to the cross-sectional area of the inner space of the sleeve.
  4. Электроклапан по п.1, в котором канал связи представляет собой проводной канал или беспроводной канал. The solenoid valve according to claim 1, wherein the communication channel is a wired channel or a wireless channel.
  5. Электроклапан по п.1, который дополнительно снабжен датчиками температуры и/или давления и/или состава и/или расхода для осуществления контроля притока флюида в скважину или из скважины или любой их возможной комбинацией. The electrovalve according to claim 1, which is further provided with temperature and/or pressure and/or composition and/or flow sensors to control the flow of fluid into or out of the well, or any combination thereof.
  6. Электроклапан по п. 1 и п. 5, который выполнен с возможностью реагирования на изменения, предоставляемые, по меньшей мере, одним датчиком. The solenoid valve according to claim 1 and claim 5, which is configured to respond to changes provided by at least one sensor.
  7. Электроклапан для установки в скважину в составе скважинных труб, выполненный с возможностью управления потоком флюида между пространством внутри труб и пространством за трубами в месте расположения клапана, содержащий полый цилиндрический корпус с отверстиями, расположенную внутри корпуса гильзу с отверстиями, выполненную с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением по сигналу, поступающему по удаленному каналу связи, и электродвигатель, соединенный с гильзой, при этом корпус выполнен с возможностью осуществления функций статора электродвигателя, а полый вал ротора электродвигателя и гильза соединены в единый вращаемый конструктивный элемент.An electrovalve for installation in a well in the composition of downhole pipes, made with the ability to control the fluid flow between the space inside the pipes and the space behind the pipes at the location of the valve, containing a hollow cylindrical body with holes, a sleeve with holes located inside the body, made with the possibility of moving between the open position and closed position according to a signal received via a remote communication channel, and an electric motor connected to the sleeve, while the body is configured to perform the functions of the stator of the electric motor, and the hollow shaft of the rotor of the electric motor and the sleeve are connected into a single rotating structural element.
  8. Электроклапан по п.7, в котором внутренняя поверхность корпуса снабжена электромагнитной обмоткой. Electrovalve according to claim 7, in which the inner surface of the housing is provided with an electromagnetic winding.
  9. Электроклапан по п. 7, в котором суммарная площадь отверстий корпуса по меньшей мере равна площади поперечного сечения внутреннего пространства единого элемента. Electrovalve according to claim 7, in which the total area of the housing openings is at least equal to the cross-sectional area of the internal space of a single element.
  10. Электроклапан по п. 7, в котором канал связи представляет собой проводной канал или беспроводной канал. The solenoid valve according to claim 7, wherein the communication channel is a wired channel or a wireless channel.
  11. Электроклапан по п. 7, который дополнительно снабжен датчиками температуры и/или давления и/или состава и/или расхода для осуществления контроля притока флюида в скважину или из скважины или любой их возможной комбинацией. The electrovalve according to claim 7, which is further provided with temperature and/or pressure and/or composition and/or flow sensors to control the flow of fluid into or out of the well, or any combination thereof.
  12. Электроклапан по п. 7 и п. 11, который выполнен с возможностью реагирования на изменения, предоставляемые, по меньшей мере, одним датчиком. The solenoid valve according to claim 7 and claim 11, which is configured to respond to changes provided by at least one sensor.
PCT/RU2022/050367 2021-12-23 2022-11-16 Electric valve for oil and gas wells WO2023121512A1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021138564 2021-12-23
RU2021138564A RU2777043C1 (en) 2021-12-23 Downhole electrovalve (options)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023121512A1 true WO2023121512A1 (en) 2023-06-29

Family

ID=86903462

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/050367 WO2023121512A1 (en) 2021-12-23 2022-11-16 Electric valve for oil and gas wells

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023121512A1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2409749C1 (en) * 2009-05-12 2011-01-20 Федор Камильевич Глумов Rotary piston engine
CN106194110A (en) * 2016-09-23 2016-12-07 中国石油集团西部钻探工程有限公司 Spin Control stepless pitching fracturing sliding bush
BR102015027504A2 (en) * 2015-10-29 2017-05-02 Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Ind S/A equipment for exclusively electric downhole flow control system
WO2019099037A1 (en) * 2017-11-17 2019-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Actuator for multilateral wellbore system
RU2693211C1 (en) * 2019-01-18 2019-07-01 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Circulating valve
CN111706295A (en) * 2020-07-14 2020-09-25 西南石油大学 Radio electromagnetic wave direct-current control pressure-relief sleeve valve
US20210324708A1 (en) * 2017-06-06 2021-10-21 Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Industriais S/A Fully electric downhole safety tool

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2409749C1 (en) * 2009-05-12 2011-01-20 Федор Камильевич Глумов Rotary piston engine
BR102015027504A2 (en) * 2015-10-29 2017-05-02 Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Ind S/A equipment for exclusively electric downhole flow control system
CN106194110A (en) * 2016-09-23 2016-12-07 中国石油集团西部钻探工程有限公司 Spin Control stepless pitching fracturing sliding bush
US20210324708A1 (en) * 2017-06-06 2021-10-21 Ouro Negro Tecnologias Em Equipamentos Industriais S/A Fully electric downhole safety tool
WO2019099037A1 (en) * 2017-11-17 2019-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Actuator for multilateral wellbore system
RU2693211C1 (en) * 2019-01-18 2019-07-01 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Circulating valve
CN111706295A (en) * 2020-07-14 2020-09-25 西南石油大学 Radio electromagnetic wave direct-current control pressure-relief sleeve valve

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2665894B1 (en) Telemetry operated circulation sub
CA2766729C (en) Downhole apparatus, device, assembly and method
US10323481B2 (en) Downhole valve
CA2368915C (en) Wireless packer/anchor setting or activation
US20090114396A1 (en) Wellsite measurement and control while producing device
US10689976B2 (en) Hydraulically assisted pulser system and related methods
US20120061095A1 (en) Apparatus and Method For Remote Actuation of A Downhole Assembly
NO338912B1 (en) Method and wellbore valve assembly for activating a downhole tool
US9309762B2 (en) Controlled full flow pressure pulser for measurement while drilling (MWD) device
US20190316465A1 (en) Controlled Pressure Pulser for Coiled Tubing Measurement While Drilling Applications
US11286747B2 (en) Sensored electronic valve for drilling and workover applications
WO2019068081A1 (en) Coiled tubing applications and measurement tool
CA2952909C (en) Controlled pressure pulser for coiled tubing measurement while drilling applications
EP2815063B1 (en) Controlled full flow pressure pulser for measurement while drilling (mwd) device
WO2023121512A1 (en) Electric valve for oil and gas wells
RU2777043C1 (en) Downhole electrovalve (options)
NO345949B1 (en) Activation device and activation of multiple downhole tools with a single activation device
CN217380493U (en) Toe end sleeve sliding sleeve with electric control delay
US10633968B2 (en) Controlled pressure pulser for coiled tubing measurement while drilling applications
EA043481B1 (en) ELECTRIC VALVE FOR HYDRAULIC FRACTURING
RU2779680C1 (en) Well management system for hydrocarbon production
WO2023106969A1 (en) System for controlling a wellbore for hydrocarbon production
AU2012207114B2 (en) Telemetry operated circulation sub
CN111927389A (en) Method and apparatus for driving downhole casings and other devices

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22912087

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1