Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа



Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа
Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа
Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа
Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа
Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа
Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов и система для осуществления способа

 


Владельцы патента RU 2469182:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для временных скважинных операций. Конкретно, изобретение относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для каротажа и операций по испытанию скважин и повторного запуска скважины в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы устройства. Сущность изобретений: способ содержит следующие стадии: установка основного погружного электроцентробежного насоса, имеющего систему байпаса, в скважине на месте, представляющем интерес, или вблизи него; действие основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока скважинных текучих сред в заданный период времени; остановка работы основного погружного электроцентробежного насоса; установка погружного электроцентробежного насоса малого диаметра на каротажном кабеле в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну над основным погружным электроцентробежным насосом; включение погружного электроцентробежного насоса малого диаметра в работу при бездействующем основном электроцентробежном насосе; перемещение основного погружного электроцентробежного насоса от указанного места на другое место. 2 н. и 50 з.п. ф-лы, 6 ил.

 

Область техники изобретения

Настоящее изобретение относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для временных скважинных операций. Конкретно, изобретение относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для каротажа и операций по испытанию скважин и повторного запуска скважины в эксплуатацию.

Предпосылки изобретения

Использование погружных электроцентробежных насосов хорошо известно в скважинах, не имеющих достаточного давления в коллекторе для фонтанирующего притока. На фиг.1 показан известный погружной электроцентробежный насос, содержащий, если необходимо, секцию 10 с электронным оборудованием для сбора данных и, возможно, блок управления двигателем, такой как коммутационная система, одну или несколько двигательных секций 12 (здесь показаны две), каждая из которых содержит статор и ротор, установленные на приводном вале, секцию 14 гидрозащиты, включающую в себя всасывающее отверстие 16 насоса, и ряд насосных секций 18 (здесь показаны четыре, хотя число секций можно подбирать согласно высоте подъема и объему подачи насоса).

Конкретная конструкция известных погружных электроцентробежных насосов меняется согласно техническим требованиям, обычно, высоте подъема, которую необходимо обеспечить. Даже для относительно небольших уровней подъема погружной электроцентробежный насос может быть длинным и требовать сложной конструкции на рабочей площадке для установки. Дополнительно к этому, поскольку погружные электроцентробежные насосы устанавливают для долгосрочной (идеально непрерывной) работы, их обычно проектируют, исходя из надежности работы, а не простоты сборки или удобства работы с ними, которые являются второстепенными факторами. Общая длина известных погружных электроцентробежных насосов часто доходит до 50 м, что полностью исключает временное или кратковременное использование.

Другой проблемой известных погружных электроцентробежных насосов является то, что они препятствуют выполнению точных измерений с привязкой по глубине под погружной электроцентробежный насос. Физическое присутствие погружного электроцентробежного насоса препятствует нормальному доступу в нижнюю часть скважины каротажных приборов. Поток текучей среды, выходящий из погружного электроцентробежного насоса, является смешанным потоком, не дающим возможности идентификации вклада различных частей скважины в части потока текучей среды, что затрудняет выполнение идентификации зон для обработки с целью восстановления или интенсификации добычи. Также трудно изолировать интервалы скважины под погружным электроцентробежным насосом для измерений испытания скважины для обеспечения надлежащего проектирования такой обработки.

Данное изобретение основано на признании того, что модификацию потока, создаваемую погружным электроцентробежным насосом, можно эффективно использовать в краткосрочных скважинных работах, конкретно при выполнении каротажа и испытаний скважин. При проектировании погружного электроцентробежного насоса для относительно краткосрочной работы некоторые недостатки обычного погружного электроцентробежного насоса можно преодолеть, создавая модификацию конструкции, обеспечивающую проведение требуемых операций и/или измерений.

Описание изобретения

В первом аспекте данного изобретения создан способ проведения скважинных операций, содержащий следующие стадии:

установка основного погружного электроцентробежного насоса, имеющего систему байпаса, в скважине на месте, представляющем интерес, или вблизи него;

действие основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока скважинных текучих сред в заданный период времени;

остановка работы основного погружного электроцентробежного насоса;

установка погружного электроцентробежного насоса малого диаметра на каротажном кабеле в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну над основным насосом;

включение погружного электроцентробежного насоса малого в работу при бездействующем основном электроцентробежном насосе;

перемещение основного погружного электроцентробежного насоса от указанного места на другое место.

Предпочтительно способ дополнительно содержит временную изоляцию участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под ним. Такую изоляцию обычно можно выполнить, используя пакер (обычный или расширяющийся) для временной изоляции двух участков скважины. Также может быть необходимым создание изолированного интервала на участке скважины под основным погружным электроцентробежным насосом посредством временной изоляции участка скважины под ним от остальной части скважины. Изоляцию также можно выполнять посредством установки мостовой пробки или пакера, соединенного с трубой с заглушкой, расширяющийся пакер под основным погружным электроцентробежным насосом может создавать нижнюю изоляцию.

Один предпочтительный вариант осуществления способа содержит выполнение измерений давления и/или расхода скважинных текучих сред во время работы основного погружного электроцентробежного насоса. Расход можно измерять над или под основным погружным электроцентробежным насосом. Вариант осуществления может включать в себя измерение расхода под указанным насосом на месте входа текучих сред коллектора в скважину или вблизи него.

Другой предпочтительный вариант осуществления изобретения содержит регулировку или прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления на участке скважины под ним. Вариант осуществления может обычно содержать регулировку расхода через основной погружной электроцентробежный насос, по меньшей мере, на 20%.

Один такой подход содержит периодическое прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления в периоды отсутствия потока, например действие указанного насоса в заданный период времени для установления давления на участке скважины под ним на, по существу, постоянном уровне ниже давления коллектора, остановку потока через указанный насос и измерение давления на участке скважины под ним при возвращении давления к давлению коллектора.

Клапан на выпуске основного погружного электроцентробежного насоса может действовать для регулировки или прерывания потока. Также можно отводить поток из указанного насоса обратно на участок скважины под ним при действии клапана для прерывания потока.

Этап перемещения основного погружного электроцентробежного насоса на другое место может содержать перемещение его на другое место в одной и той же скважине или полное извлечение его из скважины.

Другой вариант осуществления способа содержит установку основного погружного электроцентробежного насоса в скважине, не способной фонтанировать (например, скважине с низким давлением в коллекторе, остановленной или прекратившей фонтанировать вследствие разделения фаз скважинной текучей среды), и действие указанного насоса до момента, пока скважина не начнет фонтанировать под давлением коллектора, при этом в данный момент указанный насос извлекается из скважины.

Во втором аспекте изобретение содержит систему для осуществления вышеописанного способа, содержащую основной погружной электроцентробежный насос, имеющий систему байпаса, средство для временного размещения основного погружного электроцентробежного насоса на месте, представляющем интерес, средство управления действием основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока текучих сред в скважине и погружной электроцентробежный насос малого диаметра, размещенный на каротажном кабеле в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне скважины над основным погружным электроцентробежным насосом и предназначенный для включения в работу при бездействующим основном погружном электроцентробежным насосе.

Система предпочтительно включает в себя средство для изоляции участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под ним, такое как пакер (предпочтительно, расширяющийся пакер). Система может также содержать средство для изоляции участка скважины под основным погружным электроцентробежным насосом от остальной части скважины для создания изолированного интервала, которое может также содержать расширяющийся пакер. Пакер можно также комбинировать с клиньями для передачи осевой нагрузки от пакера на ствол скважины, что может быть важным, когда система, несущая погружной электроцентробежный насос, ограничена по несению нагрузки.

Система может содержать датчики давления и/или расхода для выполнения измерений в скважинных текучих средах во время действия системы.

В одном варианте осуществления датчики расхода устанавливают над или под основным погружным электроцентробежным насосом. Датчики расхода можно устанавливать под основным погружным электроцентробежным насосом в зоне или вблизи зоны скважины входа текучих сред коллектора в скважину.

Система может также содержать средство регулировки или прерывания потока через основной погружной электроцентробежный насос. Средство обычно выполняет функцию регулировки расхода через указанный насос, например, на 10% или 20%, и может периодически прерывать поток через насос. Средство может содержать клапан на выпуске основного погружного электроцентробежного насоса для регулировки или прерывания потока. Система может содержать отклонитель для отвода потока из основного погружного электроцентробежного насоса обратно на участок скважины под насосом, когда клапаном управляют для прерывания потока. Регулировку потока можно также осуществлять изменением скорости вращения насоса посредством системы управления двигателем (обычно размещена на поверхности).

Система предпочтительно включает в себя кабель для несения основного погружного электроцентробежного насоса в скважине, подающий электропитание и сигналы управления. Указанный погружной электроцентробежный насос может также нести насосно-компрессорная труба или гибкая насосно-компрессорная труба с кабелем подачи электропитания и передачи данных.

Система может содержать каротажный прибор, который может питаться от внутреннего источника питания (батарей), и данные измерений могут сохраняться во внутреннем запоминающем устройстве (аналогично системам некоторых существующих инструментов эксплуатационного каротажа). В другом варианте осуществления каротажный прибор осуществляет связь с электронным модулем основного погружного электроцентробежного насоса посредством беспроводной телеметрии (электромагнитной телеметрии). Каротажный прибор может также осуществлять связь с электронной системой основного погружного электроцентробежного насоса, также получающей питание от системы питания указанного насоса через соответствующий кабель и интерфейс.

Нижний блок измерения данных (инструмент на каротажном кабеле) можно устанавливать на выдвижной подвеске, обеспечивающей каротаж с привязкой по глубине, когда основной погружной электроцентробежный насос с установленным пакером, если необходимо, находится в неподвижном положении в стволе скважины.

Когда система действует с конкретной системой измерений, можно выполнять измерения, такие как состава текучей среды (соотношение газа, нефти и воды), скорости текучей среды. Данные измерения можно выполнять при различных давлениях (при выполнении в зоне приема основного насоса погружного электроцентробежного насоса он может работать в различных режимах для изменения давления на приеме насоса). Таким образом, обеспечивают определение свойств, таких как сжимаемость каждой фазы, и/или фазовое изменение (особенно точки насыщения) в условиях на забое скважины.

Другие аспекты изобретения понятны из приведенного ниже описания со ссылками на прилагаемые чертежи.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан известный погружной электроцентробежный насос.

На фиг.2 показан первый вариант осуществления системы согласно изобретению.

На фиг.3 показан второй вариант осуществления системы согласно изобретению.

На фиг.4 показан график зависимости производительности насоса и давления в скважине от времени для первого варианта осуществления испытания скважины согласно изобретению.

На фиг.5 показан график зависимости производительности насоса и давления в скважине от времени для второго испытания скважины согласно изобретению.

На фиг.6 показан вариант осуществления изобретения, прикрепленного на нижнем конце насосно-компрессорной трубы.

Вариант (варианты) осуществления изобретения

Изобретение основано на использовании погружного электроцентробежного насоса при его временной установке для выполнения различных работ до его перемещения и нового использования. Такой насос имеет один вал, на котором установлены двигатель и компоненты насоса, размещенные в общем корпусе. Данный насос короче, чем обычный погружной электроцентробежный насос, обычно меньше 12 м. При выдерживании относительно малой общей длины погружной электроцентробежный насос можно спускать в скважину через обычное оборудование устья скважины.

Поскольку секции двигателя и насоса являются относительно короткими, их эксплуатируют с большей скоростью, чем обычные погружные электроцентробежные насосы для создания соответствующих уровней подъема. Где обычные погружные электроцентробежные насосы могут эксплуатировать при 3000 об/мин, компактный погружной электроцентробежный насос, используемый здесь, можно эксплуатировать при более высоких скоростях для достижения аналогичного подъема, например, 6000-12000 об/мин. Поскольку погружной электроцентробежный насос работает значительно меньшее время и извлекается из скважины в конце работы, можно проводить техобслуживание для предотвращения проблем с надежностью, которые иначе могут возникать вследствие продолжительного времени использования на высокой скорости.

Использование погружного электроцентробежного насоса обеспечивает выполнение каротажа скважины и измерений при испытании скважин, которые при нормальной эксплуатации не обеспечивают фонтанирующего притока или обеспечивают такие малые притоки, которые делают измерения притока и давления практически нереальными.

На фиг.2 показан первый вариант осуществления настоящего изобретения, предназначенный для проведения каротажных измерений профиля потока. Выбранная скважина может являться одной из ранее фонтанировавших, но больше не фонтанирующей, вследствие падения со временем давления в коллекторе. Каротажные изменения могут являться полезными в случаях для идентификации зон скважины, дающих приток нефти (в которых получают добычу) перед применением механизированной добычи, чтобы эксплуатация являлась экономически обоснованной.

Скважина 10 пробурена до продуктивного пласта 12, где создан ряд перфорационных каналов 14 для обеспечения входа текучих сред коллектора в скважину. Система, согласно варианту осуществления изобретения, содержит основной компактный погружной электроцентробежный насос 16, спускаемый в скважину 10 на кабеле 18 для размещения, над продуктивным пластом 12. Блок 20 управления оборудован на поверхности для управления работой системы, подачи электропитания и регистрации данных.

Основной погружной электроцентробежный насос 16 оборудован изолирующим устройством, таким как пакер 22, который можно развертывать для создания барьера между верхней частью 10А скважины и нижней частью 10 В, в которой выполнены перфорационные каналы 14. Каротажный прибор 24, такой как устройство снятия профиля потока, соединен с нижней частью погружного электроцентробежного насоса посредством системы 25 крепления и размещен вблизи перфорационных каналов 14. Дополнительно, можно оборудовать расходомер 26 в выпуске погружного электроцентробежного насоса 16.

Расширяющийся пакер является предпочтительным в качестве изолирующего устройства. Вместе с тем, в случаях, где систему погружного электроцентробежного насоса спускают через насосно-компрессорную трубу, ее можно оборудовать закупоривающей системой, устанавливающейся и уплотняющейся в надлежащем приемном устройстве насосно-компрессорной трубы.

Изолирующее устройство при нормальной работе поддерживает перепад давления между своими двумя торцами. Данный перепад давления, умноженный на площадь изолированного сечения, создает осевое усилие, которое часто является весьма значительным и требует надлежащей передачи на опору. Когда используют обычные пакеры, передачу обычно осуществляют клинья, передающие нагрузку на ствол скважины. Ситуация становится более критичной, когда используют расширяющийся пакер, и несущая конструкция погружного электроцентробежного насоса имеет весьма ограниченную грузоподъемность (такая, как каротажный кабель).

При использовании погружной электроцентробежный насос действует, поднимая текучие среды из нижней части 10 В скважины, обуславливая вход текучих сред через перфорационные каналы 14. Каротажный прибор можно затем использовать для анализа притока из различных перфорационных каналов для определения, который из них, если такой имеется, дает воду и, таким образом, снижает ценность добычи скважины. Расходомер 26 обеспечивает величину общего притока из скважины и, таким образом, обеспечивает возможность оценки относительного поступления текучих сред и обследованных каротажом перфорационных каналов. Каротажный прибор может перемещаться вдоль скважины при выполнении измерений для обеспечения надлежащего размещения притока. Дополнительно к этому, систему в целом можно переместить в другое место в скважине, сокращая пакер 22 и перемещая систему на другое место, поднимая или опуская кабель 18. В конце работы, всю систему можно извлечь из скважины, обеспечивая возможность проведения геотехнических мероприятий в скважине и спуска обычного погружного электроцентробежного насоса.

Каротажный прибор можно выполнить перемещающимся в скважине независимо от погружного электроцентробежного насоса для ограничения числа операций установки и снятия пакера. Для обеспечения такого перемещения каротажный прибор можно крепить в скважине системой крепления с возможностью выдвижения и втягивания. Система крепления может содержать телескопическую структуру или несущую трубу, скользящую в уплотнении, где она соединяется с погружным электроцентробежным насосом. Если скважина близка к вертикальной, силы тяжести может быть достаточно для протаскивания каротажного инструмента вниз.

Вместе с тем, давление на выпуске погружного электроцентробежного насоса может являться эффективным генератором перемещения, когда применяется в данных типах видвигающихся структур. Втягивание каротажного инструмента может выполнять упругая система, подтягивающая каротажный инструмент назад к погружному электроцентробежному насосу. Обычно погружной электроцентробежный насос следует останавливать (или работать им на малой скорости) так, что давление на выпуске становится достаточно низким для обеспечения втягивания. С такой комбинацией многочисленные каротажные проходы можно выполнять без снятия пакера и перемещения системы погружного электроцентробежного насоса.

Другой комбинацией является использование силы тяжести для обеспечения перемещения каротажного прибора вниз через "неподвижный" погружной электроцентробежный насос, когда погружной электроцентробежный насос не создает существенного давления. Затем можно получать перемещение вверх посредством давления на выпуске погружного электроцентробежного насоса, приложенного к комбинации поршня и цилиндра, связанной с механизмом выдвижения.

Тормозную систему можно использовать для ограничения скорости в водоизмещающем режиме при выполнении каротажа. Скорость можно регулировать каротажным инструментом. Можно использовать модуль обеспечения измерения расстояния между погружным электроцентробежным насосом и каротажным прибором. Данное измерение можно выполнять каротажным прибором, и оно может быть основано на прямом измерении расстояния с отслеживанием выдвижения опоры или использовании колесика, прокатывающегося по обсадной колонне, или перекрестной корреляции пластовых измерений или измерений в стволе скважины, таких как измерение природного гамма-излучения и т.п.

На фиг.3 показан второй вариант осуществления изобретения для применения при испытании скважины. Элементы, совпадающие с элементами варианта осуществления фиг.2, обозначены одинаковыми позициями. В данном случае система выполнена с возможностью создания отклонений давления в скважине от нормы. Как указано ранее, пакер 22 изолирует верхнюю часть 10А скважины от нижней части 10В. Вместе с тем, второй пакер 28 (предпочтительно расширяющийся) оборудован на некотором расстоянии под погружным электроцентробежным насосом 16 для изоляции интервала 10В, представляющего интерес, от остальной части 10С скважины. Датчик 30 давления оборудован на погружном электроцентробежном насосе для измерения давления в интервале 10В.

При использовании пакеры 22, 28 устанавливают на каждой из сторон интервала 10В, представляющего интерес, и основой погружной электроцентробежный насос 16 включается в работу, при этом получают заданное падение давления в интервале 10В. Посредством изменения подачи через погружной электроцентробежный насос реакцию давления пласта по времени можно измерять, используя датчик 30 давления.

Выпуск погружного электроцентробежного насоса 16 оборудован клапаном 32 для предотвращения прохождения потока через погружной электроцентробежный насос, и клапан 34 перенаправления потока оборудован под пакером для перенаправления потока в интервал, когда клапан 32 закрыт.

Клапан 32 может иметь электропривод. Управление с поверхности обеспечивает надлежащую установку клапана. Клапаном 34 можно управлять совместно с клапаном 32 так, что он открывается в момент закрытия клапана 32. Клапан 34 можно также настроить на открытие, когда давление на выпуске погружного электроцентробежного насоса достигает некоторой величины.

На фиг.4 показаны временные графики расхода и давления в интервале для первого испытания. Погружной электроцентробежный насос 16 работает с установленной скоростью (расход q) до получения состояния с установившимся давлением р. В этой точке поток через погружной электроцентробежный насос останавливают, например, закрывая клапан 32 и перенаправляя поток из погружного электроцентробежного насоса 16 обратно в интервал 10В, и осуществляют мониторинг изменения давления р, увеличивающегося до достижения уровня естественного пластового давления. Форму кривой давления при падении и увеличении давления р можно использовать для анализа возможностей увеличения добычи из пласта. Данную последовательность можно повторять несколько раз для увеличения точности измерений.

На фиг.5 показаны временные графики расхода и давления в интервале для второго испытания. В данном случае скорость/расход насоса 16 регулируют на приемлемую величину, например до 10% или 20%. Можно уменьшать скорость насоса и/или управлять клапаном 32 для достижения отклонения расхода от нормы. Расход возвращают на первоначальный уровень перед достижением интервалом равновесия и вновь уменьшают при достижении первоначального уровня. Данную регулировку можно повторять в течение периода времени для выполнения нескольких измерений. Периоды нормального и уменьшенного расходов можно выбирать для обеспечения поддержания пласта в неустановившемся состоянии и обеспечения эффективной оценки его реагирования.

Понятно, что можно провести модификации насоса в объеме изобретения. Например, измерения давления и расхода можно выполнять одновременно или последовательно, если погружной электроцентробежный насос оборудован комплектами обоих датчиков. Синхронизацию испытания в целом, период регулировки, уровень регулировки и т.д. можно менять для достижения различных свойств пласта.

Другой операцией, которую можно выполнить с системой настоящего изобретения, является возобновление добычи из скважины с низким давлением. В некоторых случаях пластового давления достаточно только для подачи пластовых текучих сред к поверхности. Если скважина остановлена в течение некоторого времени, например во время операции обработки приствольной зоны скважины, вода может накапливаться в скважине (будучи более плотной, чем нефть), образуя столб гидростатического давления с большей плотностью, чем в столбе, получаемом, когда нефть и газ добывают при естественном пластовом давлении. Обычной технологией, используемой для возобновления добычи, является закачка азота для уменьшения плотности столба и обеспечения возобновления добычи. В случае изобретения погружной электроцентробежный насос может работать, пока колонна воды не будет подана на поверхность, и установится стандартный самоподдерживающий многофазный поток. В данной точке погружной электроцентробежный насос можно остановить и извлечь из скважины, его компактный размер обеспечивает использование стандартного оборудования управления давлением и не требует остановки скважины для извлечения погружного электроцентробежного насоса.

Расширяющийся пакер может расширяться под действием давления на выпуске погружного электроцентробежного насоса. Комбинация клапанов 32 и 34 обеспечивает прогнозируемое расширение, поскольку их можно закрывать во время расширения. Дополнительный клапан (не показан) можно установить на короткую линию, соединенную с гидравлическим пакером, и после расширения данный клапан можно закрыть, удерживая расширение на нужном уровне.

Описанную выше систему погружного электроцентробежного насоса, связанную, если необходимо, с пакером (пакерами) и мостовой пробкой, такой как клапаны 32, 34, можно также спускать в скважину на нижнем конце насосно-компрессорной трубы (или гибкой насосно-компрессорной трубы), при этом создаются возможности, описанные выше.

На фиг.6 показан вариант осуществления системы, прикрепляемой на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 40. Для упрощения прикрепления можно спускать кабель 18 внутри насосно-компрессорной трубы 40, а не снаружи, как в обычном погружном электроцентробежном насосе. В данном случае кабель 18 спускают внутри насосно-компрессорной трубы 40 после установки насоса на требуемой глубине. Скважинный самозапирающийся соединитель 42 используют для соединения кабеля 18 с основным погружным электроцентробежным насосом 16.

Погружной электроцентробежный насос может быть установлен в скважине в перевернутом положении (то есть с всасыванием текучей среды сверху и подачей ее вниз). Расширяющийся пакер можно также использовать для разделения выпуска от приема насоса. В данном случае погружной электроцентробежный насос может быть установлен над слоем пласта, гидравлически связанного со стволом скважины, так что выпуск может образовывать разрыв в породе.

Как и в вышеописанных вариантах осуществления, погружной электроцентробежный насос могут нести каротажный кабель, или насосно-компрессорная труба, или гибкая насосно-компрессорная труба.

Данный вариант осуществления может быть полезным для получения данных параметров гидроразрыва пород, а также для выполнения гидроразрыва, требующего ограниченных количеств расклинивающего агента или вообще не требующего расклинивающего агента.

В другом варианте осуществления изобретения основной погружной электроцентробежный насос с пакером (пакерами) может быть связан с системой перфорирования (стреляющим перфоратором). В данном случае систему перфорирования размещают под погружным электроцентробежным насосом и его пакером. На требуемой глубине устанавливают пакер, погружной электроцентробежный насос включают в работу для создания низкого давления вокруг стреляющего перфоратора, и затем подрывают стреляющий перфоратор. Таким образом обеспечивают выполнение перфорационного канала на депрессии, не требующее замены текучей среды в стволе скважины.

В еще одном дополнительном варианте осуществления изобретения погружной электроцентробежный насос малого диаметра (не показан) можно спустить в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе над основным погружным электроцентробежным насосом. Погружной электроцентробежный насос малого диаметра оборудован стандартным пакером и подвешен на каротажном кабеле. В некоторых случаях погружной электроцентробежный насос малого диаметра может быть включен в работу, обеспечивая добычу, когда основной погружной электроцентробежный насос не работает. Такой режим добычи может быть полезным во время прохождения обратного потока расклинивающего агента для ограничения повреждения основного погружного электроцентробежного насоса. Аналогичная работа может также быть полезной, когда основной погружной электроцентробежный насос не может работать надлежащим образом, но добычу необходимо поддерживать до завершения капитального ремонта скважины.

Создание системы байпаса основного погружного электроцентробежного насоса (сбоку или через полый вал) может способствовать выполнению данной работы.

Дополнительные изменения системы в объеме настоящего изобретения являются очевидными.

1. Способ проведения скважинных операций с использованием погружных электроцентробежных насосов, содержащий следующие стадии:
установка основного погружного электроцентробежного насоса, имеющего систему байпаса, в скважине на месте, представляющем интерес, или вблизи него;
действие основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока скважинных текучих сред в заданный период времени;
остановка работы основного погружного электроцентробежного насоса;
установка погружного электроцентробежного насоса малого диаметра на каротажном кабеле в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну над основным насосом;
включение погружного электроцентробежного насоса малого диаметра в работу при бездействующем основном электроцентробежном насосе;
перемещение основного погружного электроцентробежного насоса.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий временную изоляцию участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под основным погружным насосом.

3. Способ по п.2, содержащий использование пакера для временной изоляции двух участков скважины.

4. Способ по п.2, дополнительно содержащий создание изолированного интервала на участке скважины под основным погружным электроцентробежным насосом посредством временной изоляции указанного участка от остальной скважины.

5. Способ по п.4, содержащий установку скважинного изолирующего элемента под основным погружным электроцентробежным насосом для создания изолированного интервала.

6. Способ по п.3, содержащий использование, по меньшей мере, одного расширяющегося пакера для изоляции участка скважины.

7. Способ по п.6, содержащий использование давления на выпуске основного погружного электроцентробежного насоса для расширения, по меньшей мере, одного пакера.

8. Способ по п.1, дополнительно содержащий выполнение измерений давления и/или расхода скважинных текучих сред во время действия основного погружного электроцентробежного насоса.

9. Способ по п.8, содержащий измерение расхода над или под основным погружным электроцентробежным насосом.

10. Способ по п.9, содержащий измерение расхода под основным погружным электроцентробежным насосом на месте входа текучих сред коллектора в скважину или вблизи него.

11. Способ по п.8, содержащий регулировку или прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления на участке скважины под ним.

12. Способ по п.9, содержащий регулировку расхода через основной погружной электроцентробежный насос на, по меньшей мере, 10%.

13. Способ по п.11, содержащий периодическое прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления в периоды отсутствия потока.

14. Способ по п.13, содержащий действие основного погружного электроцентробежного насоса в заданный период времени для установления давления на участке скважины под основным погружным электроцентробежным насосом на, по существу, постоянном уровне ниже давления коллектора, остановку потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления на участке скважины под основным погружным электроцентробежным насосом при возвращении давления к давлению коллектора.

15. Способ по п.11, содержащий действие клапана на выпуске погружного электроцентробежного насоса для регулировки или прерывания потока.

16. Способ по п.15, дополнительно содержащий отведение потока от основного погружного электроцентробежного насоса обратно на участок скважины под ним при действии клапана для прерывания потока.

17. Способ по п.1, в котором этап перемещения основного погружного электроцентробежного насоса на другое место содержит перемещение его на другое место в одной скважине или полное извлечение из скважины.

18. Способ по п.1, дополнительно содержащий измерение состава текучей среды в области приема основного погружного электроцентробежного насоса.

19. Способ по п.18, содержащий измерение соотношения между газом, нефтью и водой.

20. Способ по п.18, содержащий измерение состава текучей среды в условиях различного давления.

21. Способ по п.1, содержащий спуск основного погружного электроцентробежного насоса и любого связанного с ним оборудования в скважину на электрическом кабеле.

22. Способ по п.1, содержащий спуск основного погружного электроцентробежного насоса и любого связанного с ним оборудования в скважину через эксплуатационную насосно-компрессорную трубу.

23. Способ по п.1, содержащий спуск основного погружного электроцентробежного насоса и любого связанного с ним оборудования в скважину, прикрепленного на насосно-компрессорной трубе.

24. Способ по п.22 или 23, содержащий установку кабеля внутри насосно-компрессорной трубы и соединение его с основным погружным электроцентробежным насосом посредством скважинного кабельного самозапирающегося соединителя.

25. Способ по п.1, содержащий перфорирование скважины под основным погружным электроцентробежным насосом во время его действия.

26. Способ по п.1, содержащий управление действием основного погружного электроцентробежного насоса для создания избыточного давления в, по меньшей мере, интервале скважины и гидроразрыва окружающего пласта.

27. Способ по п.1, содержащий действие основного погружного электроцентробежного насоса в перевернутой конфигурации.

28. Способ по п.1, содержащий установку основного погружного электроцентробежного насоса в скважине, не способной фонтанировать, и действие указанного насоса до момента, когда скважина станет способной фонтанировать при давлении коллектора, в который указанный насос извлекают из скважины.

29. Система для осуществления скважинных операций, содержащая основной погружной электроцентробежный насос, имеющий систему байпаса, средство для временного размещения основного погружного электроцентробежного насоса на месте, представляющем интерес, средство управления действием основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока текучих сред в скважине и погружной электроцентробежный насос малого диаметра, размещенный на каротажном кабеле в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне скважины над основным погружным электроцентробежным насосом и предназначенный для включения в работу при бездействующем основном погружном электроцентробежном насосе.

30. Система по п.29, дополнительно содержащая средство изоляции участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под ним.

31. Система по п.30, в которой средство изоляции содержит расширяющийся пакер.

32. Система по п.30, дополнительно содержащая средство изоляции участка скважины под основным погружным электроцентробежным насосом от остальной скважины для создания изолированного интервала.

33. Система по п.32, в которой средство изоляции содержит расширяющийся пакер.

34. Система по п.30, дополнительно содержащая датчики давления и/или расхода для выполнения измерений в скважинных текучих средах во время действия системы.

35. Система по п.34, содержащая датчики расхода, расположенные над или под основным погружным электроцентробежным насосом.

36. Система по п.35, в которой датчики расхода установлены под основным погружным электроцентробежным насосом в зоне или вблизи зоны скважины входа текучих сред коллектора в скважину.

37. Система по п.34, дополнительно содержащая средства регулировки или прерывания потока через основной погружной электроцентробежный насос.

38. Система по п.37, в которой указанные средства способны регулировать расход текучей среды через основной погружной электроцентробежный насос на, по меньшей мере, 20%.

39. Система по п.38, содержащая средство периодического прерывания потока через основной погружной электроцентробежный насос.

40. Система по п.39, в которой указанные средства содержат клапан, размещенный в выпуске основного погружного электроцентробежного насоса для регулировки или прерывания потока.

41. Система по п.40, дополнительно содержащая отклонитель потока для отвода потока из основного погружного электроцентробежного насоса обратно на участок скважины под ним при действии клапана для прерывания потока.

42. Система по п.29, дополнительно содержащая каротажный кабель для несения основного погружного электроцентробежного насоса в скважине и подведения электропитания и сигналов управления.

43. Система по п.29, дополнительно содержащая каротажный прибор для измерений в скважине.

44. Система по п.43, в которой каротажный прибор имеет возможность питания от батареи и сохранения данных в скважинном запоминающем устройстве.

45. Система по п.43, которая содержит систему беспроводной телеметрии для обеспечения передачи данных между каротажным прибором и остальной частью системы.

46. Система по п.43, содержащая выдвижное средство прикрепления каротажного прибора к остальной части системы.

47. Система по п.46, в которой средство прикрепления каротажного прибора является телескопическим.

48. Система по п.46, в которой средство прикрепления способно скользить относительно фиксированной точки.

49. Система по п.46, дополнительно содержащая связанную с ней тормозную систему для управления смещением каротажного прибора по отношению к системе основного погружного электроцентробежного насоса.

50. Система по п.29, в которой основной погружной электроцентробежный насос размещен в перевернутом положении.

51. Система по п.29, дополнительно содержащая гибкую насосно-компрессорную трубу для несения основного погружного электроцентробежного насоса.

52. Система по п.29, дополнительно содержащая стреляющий перфоратор.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей. .

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения.

Изобретение относится к устройству и способу рассеивания тепла в скважинном инструменте. .

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и исследовании скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам создания депрессии на пласт с помощью закачиваемых в скважину систем раздельных фаз.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче высоковязкой нефти с использованием энергии упругих колебаний, и может быть реализовано при выполнении работ в условиях низких климатических температур.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и профильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении и восстановлении дебита эксплуатационных скважин, в частности для интенсификации притоков пластовых флюидов.

Изобретение относится к области насосной техники и может быть использовано в нефтепромысловом оборудовании при освоении и повышении продуктивности нефтегазосодержащих пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, снабженной электроцентробежным насосом. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине
Наверх