RU145328U1 - DEVICE FOR SECONDARY OPENING OF LAYERS ON DEPRESSION WITH THE RELEASE OF A PUNCHER UNDER A DEPTH PUMP (OPTIONS) - Google Patents

Abstract

1. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключён к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.3. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробеж1. A device for the secondary opening of formations under depression with the descent of a perforator under a submersible pump, comprising a cumulative perforator and installation of an electric centrifugal pump previously placed in the interval of the productive formation, characterized in that centralizers are fixed to the tubing, respectively, with the possibility of movement and motionless a geophysical cable with a punch and a geophysical instrument and a cable-conductor suspended on it are located, and cables are passed through the wellhead stuffing box inputs of the sealing unit, the cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable, wound onto the winch drum of the logging station through the wellhead roller, while after performing lithological binding and initiating the punch, the geophysical device remains in the well for the entire overhaul period for monitoring well operation. 2. The device according to claim 1, characterized in that the cumulative perforator is located in the secondary opening interval on the movable geophysical cable, and its lithological attachment is carried out by a separate descent into the geophysical instrument perforation interval, moreover, the use of a fiber-optic load-carrying cable with a live conductor for these purposes makes it possible monitoring of well operation by a distributed thermometry sensor. 3. A device for the secondary opening of formations under depression with the descent of a perforator under a submersible pump containing a cumulative perforator and an electric centrifugal installation previously placed in the interval of the productive formation

Description

Область техникиTechnical field

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом.The utility model relates to the oil industry and can be used for the secondary opening of reservoirs by cumulative perforators in vertical and directional wells operated by electric centrifugal and sucker rod pumps, as well as in a fountain method.

Уровень техникиState of the art

Известно устройство для перфорации скважин под депрессией в составе колонны насосно-компрессорных труб, циркуляционного клапана, пакера, фильтра и перфоратора. Для проведения инициирования перфоратора и бародинамической обработки пласта устройство снабжено кабельной секцией с электро контактным наконечником, забойным пульсатором давления, и клапаном, при этом устройство имеет дистанционные измерительные приборы для контроля перфорации, бародинамической обработки и испытания пласта [Патент РФ №2169833, МПК E21B 43/114 опубл. 27.06.2001 г.].A device for perforating wells under depression as part of a tubing string, a circulation valve, a packer, a filter and a perforator is known. To initiate the punch and barodynamic treatment of the formation, the device is equipped with a cable section with an electro-contact tip, a downhole pressure pulsator, and a valve, while the device has remote measuring devices for controlling perforation, barodynamic processing and testing of the formation [RF Patent No. 2169833, IPC E21B 43 / 114 publ. June 27, 2001].

Основным недостатком применения указанного устройства является необходимость выполнения операций по глушению для извлечения его из скважины, что, как правило, приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны вскрытого перфорацией пласта. Кроме того для повторного освоения и запуска скважины в работу требуются дополнительные затраты времени на спуск глубинно-насосного оборудования.The main disadvantage of using this device is the need to perform killing operations to extract it from the well, which, as a rule, leads to deterioration of the reservoir properties of the bottomhole zone exposed by perforation of the formation. In addition, for the repeated development and launch of the well into operation, additional time is required for the descent of the downhole pumping equipment.

Наиболее близким к плезной модели является установка, используемая компанией Schlumberger (США), предусматривающий подвешивание перфоратора в заданном интервале на специальном анкерном устройстве, устанавливаемом на бурильных трубах посредством закачки в них жидкости при определенном давлении. После подъема труб, в ствол скважины опускается оборудование для извлечения флюида, создается депрессия и производится вторичное вскрытие пласта, после чего сборка перфораторов сбрасывается на забой (в зумпф). Инициирование срабатывания перфоратора производится под управлением таймера или подачей импульсов давления от качающего агрегата в затрубное пространство. Для обеспечения работы таймера и инициирующего механизма используются аккумуляторные батареи. [Игорь Потапьев, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Heru Danardatu, SPE; Murdiyono. «Исследование вариантов: Максимизация продуктивности при перфорации в условиях сильного превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине», SPE 72134, материалы конференции SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Куала-Лумпуре, Малайзия, 8-9 октября 2002 г. - прототипThe closest to the fit model is the installation used by Schlumberger (USA), which provides for the suspension of a perforator in a predetermined interval on a special anchor device installed on drill pipes by pumping fluid into them at a certain pressure. After lifting the pipes, the equipment for extracting the fluid is lowered into the wellbore, depression is created and a secondary opening of the formation is made, after which the assembly of perforators is reset to the bottom (in the sump). The punch is triggered by a timer or by applying pressure pulses from the pumping unit to the annulus. To ensure the operation of the timer and the initiating mechanism, batteries are used. [Igor Potapiev, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Heru Danardatu, SPE; Murdiyono. “Study of options: Maximizing productivity during perforation in conditions of strong excess of reservoir pressure over hydrostatic pressure in the well”, SPE 72134, proceedings of the conference SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Kuala Lumpur, Malaysia, October 8-9, 2002 - prototype

Недостатками указанного решения- прототипа является отсутствие возможности инициирования детонации перфоратора в режиме реального времени независимо от ресурса источника питания, то есть в момент времени, когда скважина подготовлена к перфорации по всему технологическому циклу [Ляпунова В., Комолафе О, Варгас Е., (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.) «Опыт использования направленной перфорации на Лунском месторождении», SPE 160762, материалы конференции SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012.]The disadvantages of this prototype solution is the inability to initiate punch detonation in real time regardless of the power source resource, that is, at the time when the well is prepared for perforation throughout the entire production cycle [Lyapunova V., Komolafe O, Vargas E., (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.) “Experience in the use of directional perforation at the Lunskoye field”, SPE 160762, proceedings of the SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, October 16-18, 2012.]

Известное решение не позволяет его использовать в скважинах с зенитными углами 60 и более градусов и при отсутствии в скважинах зумпфа необходимой длины, который зачастую нельзя обеспечить по геологическим причинам. Выполнение перфорации по данному способу требует дополнительных затрат времени и технических средств на проведение технологических операций, предшествующих детонации (установка анкерного устройства и его позиционирование, создание дополнительного давления). К одному из основных недостатков следует отнести также отсутствие линии связи с поверхностью, что не позволяет устанавливать измерительные дистанционные приборы для оперативной оценки величины депрессии, гидродинамических параметров пласта и контроля его работы в процессе эксплуатации скважины. Требуются также дополнительные затраты времени на извлечение перфораторов из зумпфа.The known solution does not allow it to be used in wells with zenith angles of 60 or more degrees and in the absence of a sump in the wells of the required length, which often cannot be provided for geological reasons. Performing perforation according to this method requires additional time and technical means for carrying out technological operations prior to detonation (installation of the anchor device and its positioning, creating additional pressure). One of the main disadvantages is the lack of a communication line with the surface, which does not allow the installation of remote measuring devices for the rapid assessment of depression, hydrodynamic parameters of the formation and control of its operation during well operation. Additional time is also required to remove the drills from the sump.

Раскрытие полезной моделиUtility Model Disclosure

Задачей создания полезной модели является устранение недостатков прототипа, упрощение устройства и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов.The task of creating a utility model is to eliminate the disadvantages of the prototype, simplifying the device and improving the quality of the secondary opening of productive formations.

Предлагаемые варианты полезной модели решают задачи вторичного вскрытия под депрессией вертикальных и наклонно направленных скважин по технологии, исключающей ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет отсутствия операций повторного глушения скважин и сокращающей затраты времени при их освоении, а также позволяющей получить оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и состоянии участков ствола скважины на протяжении всего межремонтного периода.The proposed utility model options solve the problems of secondary drilling under depression of vertical and directional wells using technology that eliminates the deterioration of the reservoir properties of the reservoirs due to the lack of re-killing operations and reduces the time required for their development, as well as obtaining the optimal amount of information about the work oil reservoir and the condition of the sections of the wellbore throughout the overhaul period.

Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 1 формулы полезной модели, характеризующий устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), и отличительные существенные признаки, такие как на насосно-компрессорных трубах (НКТ) закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.The problem is solved using the features specified in paragraph 1 of the utility model formula, which characterizes a device for secondary opening of formations under depression with a perforator lowering under a submersible pump (option 1), containing features common with the prototype, such as a cumulative perforator previously placed in the interval of the productive formation and installation of an electric centrifugal pump (ESP), and distinctive essential features, such as centralizers fixed to tubing (tubing), in which respectively the geophysical cable with a perforator and a geophysical device and a cable-conduit suspended on it, and cables are passed through the gland entries of the sealing unit at the wellhead, the cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable, through the wellhead roller, wound on a winch drum of a logging station, while after performing lithological binding and initiating a perforator, the geophysical instrument remains in the well for the entire m the repair period for monitoring the operation of the well.

Согласно п. 2 формулы полезной модели в устройстве по 1-му варианту кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.According to paragraph 2 of the utility model formula, in the device according to the first embodiment, the cumulative perforator is located in the secondary opening interval on a movable geophysical cable, and its lithological binding is performed by a separate descent into the geophysical instrument perforation interval, moreover, the use of a fiber-optic load-carrying cable with live conductor provides the ability to monitor the operation of the well distributed sensor thermometry.

Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 3 формулы полезной модели, характеризующей устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 2), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительных существенных признаков, таких как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.The problem is solved using the signs specified in paragraph 3 of the utility model formula characterizing a device for re-opening reservoirs under depression with a perforator lowering under a submersible pump (option 2), containing features common with the prototype, such as a cumulative perforator previously placed in the interval of the reservoir and installation of an electric centrifugal pump, and distinctive essential features, such as centralizers fixed to tubing, in which geo an isic or fiber-optic load-carrying cable with a perforator suspended on it in a predetermined interval and a cable conductor that are passed through the gland entries of the sealing unit, the cable conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable, through the wellhead roller, is wound on a winch drum logging station, and the layout of the tubing contains a reference benchmark for lithological binding of a perforator, which is produced by a separate run geophysical instrument, and for positioning the perforator using tubing, fittings of various lengths are used, and after lithological binding and initiation of the perforator, it remains in the well for the entire overhaul period, and in cases of using a fiber-optic load-bearing cable, the well is monitored.

Вышеперечисленная совокупность существенных признаков в двух выше приведенных вариантах устройств позволяет получить следующий технический результат - достижение высокого качества вторичного вскрытия продуктивных пластов за короткое время посредством создания контролируемой прибором депрессии, величину которой можно менять при помощи глубинно-насосного оборудования скважины, а также исключением операций по ее повторному глушению после перфорации для спуска названного оборудования. Результатом является также оперативная оценка гидродинамических параметров пласта после вскрытия и дистанционный контроль его работы в процессе эксплуатации скважины.The above set of essential features in the two above variants of devices allows to obtain the following technical result - achieving high quality secondary opening of reservoirs in a short time by creating a device-controlled depression, the value of which can be changed with the help of deep-well pumping equipment, as well as excluding operations on it re-killing after perforation to lower the aforementioned equipment. The result is also an operational assessment of the hydrodynamic parameters of the formation after opening and remote monitoring of its operation during the operation of the well.

Полезная модель иллюстрируется следующими чертежами.The utility model is illustrated by the following drawings.

На фигуре 1 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора с геофизическим прибором и глубинно-насосного оборудования.The figure 1 presents the layout in the well of a cumulative perforator with a geophysical instrument and downhole pumping equipment.

На фигуре 2 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора и глубинно-насосного оборудования с включенным в его компоновку привязочным репером.The figure 2 presents the layout of the cumulative puncher and the deep well pumping equipment in the well with a reference benchmark included in its layout.

Устройство (вариант 1) для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос располагается в скважине с обсадной колонной 1, в которую устанавливается колонна НКТ 2 с размещенной на ее нижней трубе установкой электроцентробежного насоса в составе компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 (фиг. 1). Кабель-токопровод 7, предназначенный для передачи электрического напряжения на УЭЦН от станции управления 8 и геофизический кабель 9, на котором подвешиваются кумулятивный перфоратор 10 и геофизический прибор 11, размещаются внутри скважины при помощи системы центраторов 12, притом, геофизический кабель можно оставлять подвижным или фиксировать устройством крепления кабеля 13. Узел герметизации устья скважины 14 в составе сальниковых вводов 15 и 16, предназначенных для уплотнения, соответственно, геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7 располагается на устьевой фонтанной арматуре. На ее основании закреплен также устьевой ролик 17, через который при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 производится спуск геофизического кабеля в скважину, в том числе для литологической привязки с использованием привязочного репера 19 (вариант 2). Инициирование срабатывания перфоратора производится передачей по кабелю соответствующего импульса от пульта инициирования 20, который располагается в каротажной (перфораторной) станции 18. Применение спускоподъемного ролика совместно с оборудованием каротажной станции обеспечивает предварительный спуск на геофизическом кабеле кумулятивного перфоратора с расположенным над ним геофизическим прибором в интервал перфорации и позиционирование перфоратора в заданном интервале посредством литологической его привязки прибором после доставки на насосно-компрессорных трубах на проектную глубину электроцентробежного насоса. Определение значений, создаваемой при помощи насоса, депрессии, как и оценка гидродинамических параметров пласта и контроль его работы в межремонтный период обеспечивается при помощи комплекта датчиков геофизического прибора (давление, температура, блок гамма-каротажа, локатор муфт, датчик состава). Герметичный ввод кабелей внутрь скважины обеспечивает узел герметизации устья скважины, в составе которого имеются сальниковые устройства для уплотнения геофизического кабеля и кабеля электропитания двигателя УЭЦН. Согласно варианту 2 позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины (на чертеже не показаны).The device (option 1) for the secondary opening of formations under depression with the descent of the perforator under the submersible pump is located in the well with the casing 1, into which the tubing string 2 is installed with the installation of an electric centrifugal pump installed in the compensator 3, the submersible motor 4 and the pump 6, hydroprotection 5 (Fig. 1). A cable-conductor 7 designed to transmit electrical voltage to the ESP from the control station 8 and a geophysical cable 9, on which a cumulative punch 10 and a geophysical device 11 are suspended, are placed inside the well using a centralizer system 12, moreover, the geophysical cable can be left movable or fixed cable attachment device 13. Sealing unit for wellhead 14 as part of stuffing box inputs 15 and 16, intended for sealing, respectively, geophysical cable 9 and cable-conductor 7 aspolagaetsya at the wellhead christmas tree. A wellhead roller 17 is also fixed on its base, through which the geophysical cable is lowered into the borehole using the hoisting equipment of the logging station 18, including for lithological binding using the binding benchmark 19 (option 2). The trigger operation is initiated by transmitting the corresponding impulse via cable from the initiation console 20, which is located in the logging (punch) station 18. The use of a hoisting roller together with the equipment of the logging station provides a preliminary descent on the geophysical cable of the cumulative puncher with a geophysical device located above it in the perforation interval and positioning the punch in a predetermined interval by means of lithological attachment by the device after until tavki on the tubing to the target depth electrocentrifugal pump. The determination of the values created by the pump, depression, as well as the assessment of the hydrodynamic parameters of the formation and the monitoring of its operation during the overhaul period is provided using a set of sensors of the geophysical instrument (pressure, temperature, gamma-ray logging unit, coupler locator, composition sensor). Sealed cable entry into the well provides a sealing unit for the wellhead, which includes stuffing boxes for sealing the geophysical cable and power cable of the ESP unit. According to option 2, the positioning of the perforator is performed by changing the length of the tubing suspension 2 using adjustable nozzles of various lengths (not shown in the drawing).

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Снаряженный кумулятивный перфоратор 10 и расположенный над ним геофизический прибор повышенной прочности (например, «Прицел») И спускают на геофизическом кабеле 9 в интервал перфорации при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17 (фиг. 1). После этого на насосно-компрессорных трубах 2 производят спуск установки электроцентробежного насоса, состоящей из компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 с одновременной установкой на трубы центраторов 12 и размещением в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают на фонтанной арматуре узел герметизации устья скважины 14, предварительно пропустив геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7 через сальниковые вводы 15 и 16. При помощи станции управления 8 запускают в работу погружной насос 6 и за счет снижения уровня создают проектную депрессию, значения которой контролируются по показаниям датчиков геофизического прибора 11. Перемещением геофизического прибора 11 с кумулятивным перфоратором 10 уточняют его литологическую привязку, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20, находящегося в каротажной станции 18, производят отстрел. После проведения необходимых исследований с помощью прибора 11, его с корпусом перфоратора располагают вне интервала перфорации, геофизический кабель 9 фиксируют на сальниковом вводе 15 и его наземную часть сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля забойного и пластового давлений, текущей депрессии, подключают к кабелю наземную аппаратуру каротажной станции 18 и проводят измерения давления и температуры геофизическим прибором 11. Для определения параметров флюида и диагностики технического состояния участка эксплуатационной колонны 1, расположенного ниже приема насоса в процессе эксплуатации, устанавливают устьевой ролик 17, наматывают запас геофизического кабеля 9 на барабан лебедки каротажной станции 18 и проводят измерения геофизическим прибором 11 в функции глубины.The equipped cumulative perforator 10 and the geophysical device of increased strength located above it (for example, “Sight”) And are lowered on the geophysical cable 9 into the perforation interval using the hoisting equipment of the logging station 18 and the wellhead roller 17 (Fig. 1). After that, on the tubing 2 run the installation of an electric centrifugal pump, consisting of a compensator 3, a submersible motor 4 and a pump 6, a hydraulic protection 5 with simultaneous installation of centralizers 12 on the pipes and placing in them a geophysical cable 9 and a lead-cable 7. Install on to the fountain fittings, the sealing unit of the wellhead 14, having previously passed the geophysical cable 9 and the cable-conductor 7 through the stuffing bushings 15 and 16. Using the control station 8, the submersible pump 6 is launched and by lowering the level, a design depression is created, the values of which are controlled by the readings of the sensors of the geophysical instrument 11. By moving the geophysical instrument 11 with a cumulative perforator 10, its lithological reference is clarified, and using the initiation console of the perforator 20 located in the logging station 18, shooting is performed. After conducting the necessary studies using the device 11, it is placed outside the perforation interval with the perforator body, the geophysical cable 9 is fixed on the stuffing box 15 and its ground part is wound from the winch drum and placed at the wellhead. If necessary, control of bottomhole and reservoir pressures, current depression, connect the ground equipment of the logging station 18 to the cable and measure the pressure and temperature with a geophysical instrument 11. To determine the fluid parameters and diagnose the technical condition of the production casing section 1 located below the pump in-operation, the wellhead roller 17 is installed, the supply of the geophysical cable 9 is wound on the winch drum of the logging station 18, and measurements are made by the geophysical instrument 11 in Functions depth.

Схема расположения оборудования в скважине при работе устройства в случаях выполнения литологической привязки отдельным спуском практически соответствует схеме, представленной на фиг. 1. Отличием является отсутствие геофизического прибора 11, который дополнительно, при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17, спускают в интервал перфорации на геофизическом кабеле 9 и производят его привязку к геологическому разрезу. После наносят привязочные метки на участках геофизического кабеля 9, находящихся возле лебедки каротажной станции 18 и ротора буровой установки. Геофизический прибор 11 извлекают из скважины, заменяют его кумулятивным перфоратором 10 и размещают его в интервале продуктивного пласта. Далее, в последовательности, изложенной выше при описании работы устройства, в состав которого входят перфоратор 10 с расположенным над ним геофизическим прибором 11, производят спуск УЭЦН, установку на трубы центраторов 12 размещение в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают узел герметизации устья скважины 14, герметизируют с помощью сальниковых вводов 15 и 16 геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7, погружным насосом 6 снижают уровень до создания проектной депрессии, величина которой контролируется по данным датчика давления телеметрической системы (ТМС) или измерением уровней жидкости в межтрубном пространстве. Выполняют контроль позиционирования кумулятивного перфоратора 10 по меткам, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.The arrangement of equipment in the well during operation of the device in cases of lithological binding by a separate run is practically the same as that shown in FIG. 1. The difference is the absence of a geophysical instrument 11, which is additionally lowered using the hoisting equipment of the logging station 18 and the wellhead roller 17 to the perforation interval on the geophysical cable 9 and is linked to the geological section. After putting anchor marks on the sections of the geophysical cable 9 located near the winch of the logging station 18 and the rotor of the drilling rig. The geophysical instrument 11 is removed from the well, replaced by a cumulative perforator 10 and placed in the interval of the reservoir. Further, in the sequence described above when describing the operation of the device, which includes a perforator 10 with a geophysical device 11 located above it, the ESP is launched, the centralizers 12 are installed on the pipes 12, the geophysical cable 9 and the current lead cable 7 are placed in them. The sealing unit is installed the mouth of the well 14, is sealed with gland bushings 15 and 16, the geophysical cable 9 and the cable conductor 7, with a submersible pump 6, reduce the level until a design depression is created, the value of which is controlled according to yes snip pressure telemetry system (TMS) or by measuring the liquid level in the annulus. Control the positioning of the cumulative punch 10 by marks, and using the remote initiation punch 20 produce shooting. A geophysical cable 9 is fixed on the gland input 15, its ground part is wound from the winch drum of the logging station 18 and placed at the wellhead.

Третий вариант работы устройства иллюстрируется на фиг. 2 и реализуется следующим образом.A third embodiment of the device is illustrated in FIG. 2 and is implemented as follows.

Размещение в скважине кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9 выполняется в два этапа. На первом этапе нижняя часть кабеля 9, с закрепленным на нем перфоратором 10, длина которой определяется как разность между отметкой кровли продуктивного пласта и глубиной спуска устройства крепления кабеля 13, опускается в скважину одновременно с промером его длины. Дальнейший совместный спуск кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9, зафиксированном устройством крепления кабеля 13 и УЭЦН на насосно-компрессорных трубах 2 выполняется с установкой на них центраторов 12, в которых размещается геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7. Принципиальным отличием данного варианта, от уже рассмотренных выше схем, является особенность выполнения позиционирования перфоратора 10 в интервале продуктивного пласта с помощью привязочного репера 19, установленного над погружным насосом 6 в колонне НКТ 2. Цитологическая привязка положения перфоратора 10 по привязочному реперу 19 производится посредством спуска геофизического прибора, внутрь насосно-компрессорных труб 2 известной длины, а позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины(на чертеже не показаны). После завершения позиционирования и установки узла герметизации устья скважины 14, герметизации геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7, насосом создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.The placement in the well of a cumulative perforator 10 on the geophysical cable 9 is carried out in two stages. At the first stage, the lower part of the cable 9, with a perforator 10 fixed on it, the length of which is determined as the difference between the mark of the roof of the reservoir and the depth of descent of the cable fastener 13, is lowered into the well at the same time as measuring its length. Further joint descent of the cumulative perforator 10 on the geophysical cable 9, fixed by the cable mounting device 13 and the ESP on the tubing 2 is carried out with the installation of centralizers 12, which accommodates the geophysical cable 9 and the cable conductor 7. The fundamental difference between this option and of the schemes already discussed above, is a feature of the positioning of the perforator 10 in the interval of the productive formation using the reference bench 19 installed above the submersible pump 6 in the NK column 2. Cytological binding position 10 of the perforator 19 vielbein backsight is made by lowering the geophysical instrument inside the tubing 2 of known length and positioning of the perforating gun is performed changing the suspension length of tubing 2 by means of adjustable nozzles of different lengths (not shown). After completion of positioning and installation of the sealing unit of the wellhead 14, sealing of the geophysical cable 9 and cable-conductor 7, the pump creates a planned depression, the value of which is monitored by TMS sensors or by leveling and using the punch initiator remote control 20, shoot. A geophysical cable 9 is fixed on the gland input 15, its ground part is wound from the winch drum of the logging station 18 and placed at the wellhead.

Данное описание рассматривается как материал, иллюстрирующий полезную модель, сущность которой и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле полезной модели, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.This description is considered as material illustrating a utility model, the essence of which and the scope of patent claims are defined in the following utility model formula, a combination of essential features and their equivalents.

Claims (3)

1. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключён к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.1. A device for the secondary opening of formations under depression with the descent of a perforator under a submersible pump, comprising a cumulative perforator and installation of an electric centrifugal pump previously placed in the interval of the productive formation, characterized in that centralizers are fixed to the tubing, respectively, with the possibility of movement and motionless a geophysical cable with a punch and a geophysical instrument and a cable-conductor suspended on it are located, and cables are passed through the wellhead stuffing box inputs of the sealing unit, the cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable, wound onto the winch drum of the logging station through the wellhead roller, while after performing lithological binding and initiating the punch, the geophysical device remains in the well for the entire overhaul period for monitoring well work. 2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.2. The device according to claim 1, characterized in that the cumulative perforator is located in the secondary opening interval on the movable geophysical cable, and its lithological attachment is carried out by a separate descent into the perforation interval of the geophysical instrument, moreover, the use of a fiber-optic load-carrying cable with a live conductor for these purposes provides the ability to monitor well operation by a distributed thermometry sensor. 3. Устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, содержащее предварительно размещённый в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, отличающееся тем, что на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключён к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.

3. A device for the secondary opening of formations under depression with the descent of a perforator under a submersible pump, comprising a cumulative perforator and an electric centrifugal pump previously placed in the interval of the productive formation, characterized in that centralizers are fixed on the tubing, in which the geophysical or fiber optical load-carrying cable with a perforator suspended on it in a predetermined interval and a cable-conductor, which are passed through the stuffing box inputs of the ge sealing, the cable-conductor is connected to the control station of the installation of the electric centrifugal pump, the geophysical cable, through the wellhead roller, is wound on the drum of the winch of the logging station, and the arrangement of tubing contains a reference point for lithological binding of the punch, which is carried out by a separate descent of the geophysical instrument, and for Adjusting the position of the perforator using tubing, fittings of various lengths are used, while after performing lithological binding and initiating perforation Ator he remains in the hole for the entire turnaround time, and in the case of fiber optic carrying cable to monitor well performance.