RU2491422C2 - Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use - Google Patents
Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use Download PDFInfo
- Publication number
- RU2491422C2 RU2491422C2 RU2011149820/03A RU2011149820A RU2491422C2 RU 2491422 C2 RU2491422 C2 RU 2491422C2 RU 2011149820/03 A RU2011149820/03 A RU 2011149820/03A RU 2011149820 A RU2011149820 A RU 2011149820A RU 2491422 C2 RU2491422 C2 RU 2491422C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wellhead
- geophysical
- receiving chamber
- cable
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований в наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices providing geophysical surveys in deviated and horizontal oil and gas wells with instruments and tools on a geophysical cable.
Проведение геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин с избыточным давлением на устье (действующих скважин) является сложной технологической проблемой из-за технических трудностей доставки геофизических приборов в горизонтальные и наклонные участки скважин. Решение этой проблемы связано с большими материальными затратами и повышенной опасностью выполнения операций. В настоящее время известно очень мало технических средств и технологических комплексов в той или иной степени позволяющих выполнять такие работы.Conducting geophysical studies of deviated and horizontal wells with overpressure at the wellhead (existing wells) is a complex technological problem due to technical difficulties in delivering geophysical instruments to horizontal and deviated sections of wells. The solution to this problem is associated with high material costs and increased risk of operations. Currently, very few technical means and technological complexes are known to one degree or another that allow such work to be carried out.
Известен технологический комплекс на базе специализированного жесткого геофизического кабеля, состоящего из токоведущих жил, электрической изоляции, двухслойного повива брони, отличающийся тем, что поверх этой брони нанесено покрытие из пластичного материала толщиной 1.5 2.5 мм, дополнительная двухслойная броня с взаимно противоположным повивом и промежутками между отдельными проволоками в повивах, равными 0.5 1 диаметра проволок, поверх которой нанесено общее покрытие из пластичного материала, заполняющего промежутки между проволоками, (см., например. Патент РФ на изобретение №2087929 кл. 6 G01V 3/18, 1996 г.).A well-known technological complex based on a specialized rigid geophysical cable, consisting of current-carrying conductors, electrical insulation, two-layer coils of armor, characterized in that on top of this armor is coated with plastic material 1.5 2.5 mm thick, an additional two-layer armor with mutually opposite coils and gaps between individual wires in coils equal to 0.5 1 of the diameter of the wires, on top of which a common coating of plastic material is applied, filling the gaps between the wires , (see, for example. RF patent for the invention No. 2087929 class 6 G01V 3/18, 1996).
Недостатком такого комплекса являются большой диаметр кабеля и его пружинящие свойства, что приводит к невозможности эффективной герметизации кабеля и спуска его в скважину при наличии избыточного давления на устье скважины.The disadvantage of this complex is the large diameter of the cable and its springy properties, which makes it impossible to effectively seal the cable and lower it into the well in the presence of excess pressure at the wellhead.
Известен способ спуска геофизического пробора в скважину с избыточным давлением, при котором устанавливают на устьевой арматуре превентор, приемную секцию лубрикатора с размещенным в ней скважинным прибором, выравнивают давление в приемной секции и скважине и затем посредством уплотнителя и системы роликов спускают прибор в скважину, отличающийся тем, что предварительно соединяют скважинный прибор с отрезком кабеля и осуществляют спуск прибора до момента расположения свободного конца отрезка кабеля над превентором, закрывают превентор, стравливают давление в приемной секции, секцию убирают, соединяют свободный конец отрезка кабеля с каротажным кабелем подъемника, а на превенторе устанавливают уплотнитель и направляющий ролик и спускают прибор до заданной глубины, (см., например, Патент РФ на изобретение №2029853 кл.6 E21B 33/03, 47/00 1991 г.).A known method of lowering a geophysical parting in a well with overpressure, in which a preventer, a receiving section of a lubricator with a downhole tool is installed on the wellhead reinforcement, equalize the pressure in the receiving section and the well and then lowering the device into the well using a sealant and a roller system, characterized in that pre-connect the downhole tool with a piece of cable and carry out the descent of the device until the free end of the piece of cable is located above the preventer, close the prevent torus, release the pressure in the receiving section, remove the section, connect the free end of the cable to the elevator logging cable, and install a sealant and a guide roller on the preventer and lower the device to a predetermined depth (see, for example, RF Patent for invention No. 2029853 cl. 6 E21B 33/03, 47/00 1991).
Недостатком такого способа является невозможность его использования для исследования горизонтальных и наклонных действующих скважин, поскольку он применим только в вертикальных скважинах.The disadvantage of this method is the impossibility of its use for the study of horizontal and deviated active wells, since it is applicable only in vertical wells.
Известен технологический комплекс на базе непрерывной гибкой металлической трубы, намотанной на барабан подъемника (coiled tubing), внутри которой пропускается геофизический кабель, к которому подсоединен скважинный прибор. Этот комплекс позволяет доставлять геофизические скважинные приборы в нужные зоны горизонтальных скважин путем их заталкивания в ствол скважины с помощью барабана подъемника, на котором намотана труба. Комплекс можно использовать в том числе для исследования скважин с избыточным давлением на устье, (см. например, А.Г. Молчанов и др. «Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб». Стр. 182-183 М., Издательство Академии горных наук, 1999 г.).A well-known technological complex based on a continuous flexible metal pipe wound on a drum of a lift (coiled tubing), inside of which a geophysical cable is passed to which a downhole tool is connected. This complex allows you to deliver geophysical downhole tools to the desired zone of horizontal wells by pushing them into the wellbore using a lift drum on which the pipe is wound. The complex can also be used to study wells with overpressure at the wellhead (see, for example, A.G. Molchanov et al. “Underground repair and drilling of wells using flexible pipes.” P. 182-183 M., Publishing House of the Academy Mining Sciences, 1999).
Недостатком такого комплекса является высокая стоимость работ в связи с необходимостью использования дорогостоящего спуско-подъемного оборудования и комплектующих, а также существенные ограничения по глубине исследуемых действующих скважин и по величине избыточного давления на устье.The disadvantage of this complex is the high cost of work due to the need to use expensive hoisting equipment and components, as well as significant restrictions on the depth of the investigated existing wells and the magnitude of the overpressure at the mouth.
Наиболее близким к предлагаемому является технологический комплекс для геофизических исследований наклонных и горизонтальных скважин «Латераль», который позволяет осуществлять исследование скважин с избыточным давлением на устье Для этого в составе комплекса имеется оборудование, которое позволяет проводить герметизацию геофизического кабеля и труб малого диаметра, а также их принудительный спуск и подъем при наличии давления на устье скважины до 35 МПа.Closest to the proposed is a technological complex for geophysical exploration of deviated and horizontal wells “Lateral”, which allows the study of wells with overpressure at the wellhead. For this, the complex includes equipment that allows sealing of the geophysical cable and pipes of small diameter, as well as their forced descent and rise in the presence of pressure at the wellhead up to 35 MPa.
Технологический комплекс «Латераль» состоит из наземного оборудовании, основными узлами которого являются превентор с трубными и кабельными плашками, герметизирующая головка, лубрикатор, сальниковый очиститель геофизического кабеля, устройство для принудительного спуска (проталкивания) труб и скважинного оборудования: колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) малого диаметра, геофизического кабеля повышенной прочности, кабельного зажима для присоединения колонны НКТ к кабелю и устройства осуществления электрической связи между скважинным прибором и наземным оборудованием («мокрый контакт»).The technological complex “Lateral” consists of ground equipment, the main components of which are a preventer with pipe and cable dies, a sealing head, a lubricator, a stuffing box cleaner for geophysical cable, a device for forced lowering (pushing) of pipes and downhole equipment: tubing strings (tubing) ) small diameter, geophysical cable of increased strength, cable clamp for connecting the tubing string to the cable and device for electrical communication between the borehole with an emergency device and ground equipment (“wet contact”).
Технологические операции по доставке геофизических приборов в горизонтальную часть ствола действующей скважины выполняются в следующей последовательности.Technological operations for the delivery of geophysical instruments to the horizontal part of the barrel of an active well are performed in the following sequence.
1. Превентор и нижнюю часть проталкивающего устройства присоединяют к устью скважины.1. The preventer and the lower part of the pushing device are connected to the wellhead.
2. Собирают подвеску в составе: геофизический скважинный прибор, неподвижная часть «мокрого контакта», нижняя труба НКТ, верхняя часть проталкивающего устройства.2. Assemble the suspension in the composition: a geophysical downhole tool, the fixed part of the “wet contact”, the lower tubing pipe, the upper part of the pushing device.
3. Подвеску поднимают над устьем и проталкивают в скважину до задвижки.3. The suspension is raised above the wellhead and pushed into the well to the valve.
4. Приводят в рабочее положение оборудование принудительного спуска (проталкивающее устройство).4. The forced descent equipment (pushing device) is brought into working position.
5. Открывают задвижку и производят принудительный спуск необходимого количества НКТ.5. Open the valve and produce a forced descent of the required number of tubing.
6. Присоединяют колонну НКТ к кабелю.6. Attach the tubing string to the cable.
7. На превентор монтируют лубрикатор с герметизирующей головкой7. A lubricator with a sealing head is mounted on the preventer
8. Осуществляют спуск колонны НКТ в скважину на кабеле. (см., например, А.Д. Савич «Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы» Научно-технический вестник «Каротажник» Выпуск 2(191) стр.28-31 Тверь 2010).8. Run the tubing string into the well on the cable. (see, for example, AD Savich “Geophysical exploration of horizontal wells. Status and problems” Scientific and Technical Bulletin Karotazhnik Issue 2 (191) p. 28-31 Tver 2010).
Недостатком комплекса «Латераль» является сложность конструкции, пониженная надежность узла электрической связи скважинного прибора с наземным оборудованием, возможность возникновения аварийных ситуаций при работах с использованием проталкивающего устройства, ограниченный диапазон давлений на устье действующей скважины, высокие материальные затраты при эксплуатации комплекса.The disadvantage of the Lateral complex is the design complexity, reduced reliability of the electrical connection of the downhole tool with ground equipment, the possibility of emergency situations when using a pushing device, a limited pressure range at the mouth of an existing well, and high material costs during operation of the complex.
Сущностью изобретения является упрощение конструкции и удешевление оборудования, повышение надежности узла электрической связи скважинного прибора с наземным оборудованием, возможность работы в скважинах при любом избыточном давлении на устье, повышение безопасности работ по исследованию скважин за счет исключения аварийных ситуаций, снижение материальных затрат при эксплуатации комплекса.The essence of the invention is to simplify the design and cheaper equipment, increase the reliability of the electrical connection of the downhole tool with ground equipment, the ability to work in wells at any overpressure at the wellhead, increase the safety of well research by eliminating emergencies, and reduce material costs during operation of the complex.
Это достигается тем, что за счет использования специальной технологии поэтапного спуска прибора в действующую скважину и конструктивных особенностей комплекса, из его состава исключается проталкивающее устройство, в состав скважинной сборки, состоящей из скважинного прибора, стыковочных узлов и геофизического кабеля включаются стыковочные узлы различной конструкции, выполняющие роль движителя и удлинителя, электрический контакт скважинного прибора с наземным оборудованием осуществляется через геофизический кабель и высоконадежные стандартные разъемы.This is achieved by the fact that due to the use of special technology of phased descent of the device into an existing well and the design features of the complex, a pushing device is excluded from its composition, and the connecting assemblies of various designs are included in the well assembly consisting of a downhole tool, docking units and a geophysical cable, performing the role of mover and extension cord, the electrical contact of the downhole tool with ground equipment is carried out through a geophysical cable and is highly reliable e standard connectors.
В обсаженных скважинах коэффициент трения существенно ниже, чем в бурящихся, поэтому доставка приборов может успешно производиться в горизонтальную часть ствола за счет собственного веса скважинной сборки. Для этого в верхнюю часть скважинной сборки необходимо включать достаточное количество стыковочных узлов, изготовленных из толстостенных утяжеленных труб, выполняющих роль движителей а в нижнюю часть сборки напротив надо включать стыковочные узлы, изготовленные из тонкостенных легких труб, выполняющих роль удлинителей и обеспечивающих определенную «плавучесть» сборки в горизонтальной части скважины, в которой нижняя часть сечения ствола, как правило, заполнена водой. При необходимости для уменьшения трения стыковочные узлы могут дополнительно оснащаться шарнирами и подпружиненными роликами.In cased wells, the friction coefficient is significantly lower than in drilled wells, therefore, instrument delivery can be successfully carried out in the horizontal part of the barrel due to the dead weight of the well assembly. For this, a sufficient number of docking assemblies made of thick-walled heavy pipes acting as propulsors must be included in the upper part of the well assembly, and docking assemblies made of thin-walled light pipes acting as extenders and providing a certain “buoyancy” of the assembly should be included in the lower part of the assembly in the horizontal part of the well, in which the lower part of the borehole is usually filled with water. If necessary, to reduce friction, the docking units can be additionally equipped with hinges and spring-loaded rollers.
Используя технологию поэтапного спуска скважинной сборки можно существенно упростить и удешевить наземную часть технологического комплекса.Using the technology of phased descent of the well assembly, the ground part of the technological complex can be significantly simplified and cheapened.
На фиг.1 представлена схема технологического комплекса а на фиг.2 схема выполнения геофизических исследований в действующей горизонтальной скважине по описанной технологии.Figure 1 presents a diagram of a technological complex and figure 2 a diagram of the implementation of geophysical surveys in an existing horizontal well according to the described technology.
Технологический комплекс (фиг.1) состоит из плашечного превентора 1 с присоединительным фланцем 2, сигнализирующего устройства 3 с манометрическим краном 4 и манометром 5, направляющих роликов: нижнего 6 и верхнего 7, гидравлической системы 8, лубрикатора 9, набора стыковочных узлов 10 и геофизического кабеля 19.The technological complex (Fig. 1) consists of a ram preventer 1 with a connecting flange 2, a signaling device 3 with a pressure gauge 4 and a pressure gauge 5, guide rollers: lower 6 and upper 7, hydraulic system 8, lubricator 9, a set of docking units 10 and geophysical cable 19.
Гидравлическая система 8 состоит из гидроцилиндра 11, насоса 12 и соединительных рукавов 13. Использование в составе технологического комплекса гидравлической системы позволяет основную часть операций монтажа (установка приемной камеры в вертикальное положение) и демонтажа (перевод приемной камеры в наклонное положение) осуществлять дистанционно, с помощью гидроцилиндра 11 с рабочим штоком 20, управляемого гидравлическим насосом 12.The hydraulic system 8 consists of a hydraulic cylinder 11, a pump 12 and connecting arms 13. The use of a hydraulic system as part of the technological complex allows the bulk of the installation (installation of the receiving chamber in a vertical position) and dismantling (transfer of the receiving chamber to an inclined position) remotely, using a hydraulic cylinder 11 with a working rod 20 controlled by a hydraulic pump 12.
Лубрикатор 9 состоит из поворотного кронштейна 21, двух идентичных быстросъемных приемных камер 14: проволочной и кабельной, в верхней части которых расположены герметизирующие головки 15 с уплотнительными элементами.The lubricator 9 consists of a swivel bracket 21, two identical quick-detachable receiving chambers 14: wire and cable, in the upper part of which there are sealing heads 15 with sealing elements.
К корпусам герметизирующих головок 15 крепятся верхние направляющие ролики 7. К присоединительному фланцу 2 крепится нижний направляющий ролик 6.The upper guide rollers 7 are attached to the housings of the sealing heads 15. The lower guide roller 6 is attached to the connecting flange 2.
Стыковочный узел 10 состоит из герметичной тонкостенной легкой (удлинитель) или толстостенной утяжеленной (движитель) трубы 16, двух герметичных разъемов: верхнего 17 и нижнего 22, включающих механические и электрические соединители на концах трубы и посадочного переходника 18 в верхней части трубы 16.Docking unit 10 consists of a sealed thin-walled light (extension) or thick-walled weighted (mover) pipe 16, two sealed connectors: upper 17 and lower 22, including mechanical and electrical connectors at the ends of the pipe and landing adapter 18 in the upper part of the pipe 16.
Между разъемами стыковочного узла проложен отрезок геофизического кабеля 19, жилы которого распаяны на контактах разъемов. Диаметр трубы и разъемов стыковочного узла выбирается равным диаметру скважинного прибора, а диаметр посадочного переходника, для повышения эффективности герметизации устья скважины, выбирается меньшим, чем диаметр трубы.A segment of a geophysical cable 19 is laid between the connectors of the docking unit, the cores of which are soldered at the contacts of the connectors. The diameter of the pipe and connectors of the docking unit is chosen equal to the diameter of the downhole tool, and the diameter of the landing adapter, to increase the efficiency of sealing the wellhead, is chosen smaller than the diameter of the pipe.
Конструкция стыковочного узла обеспечивает возможность его изгиба до 5°, что облегчает прохождение скважинной сборкой участков интенсивного набора угла в скважине. При необходимости прохождения сборкой больших зенитных углов отклонения ствола скважины, в состав стыковочных узлов дополнительно включаются шарниры и подпружиненные ролики.The design of the docking unit allows it to be bent up to 5 °, which facilitates the passage by the borehole assembly of sections of an intensive angle set in the well. If it is necessary for the assembly to pass large zenith angles of deviation of the wellbore, the joints also include hinges and spring-loaded rollers.
Специальные межтрубные высоконадежные соединители разъемов стыковочных узлов позволяют состыковывать стыковочные узлы путем вертикальной сборки на устье скважины, обеспечивая надежное механическое соединение и электрический контакт.Special annular highly reliable connectors of the connectors of the docking nodes allow the docking nodes to dock by vertical assembly at the wellhead, providing a reliable mechanical connection and electrical contact.
Стыковочные узлы выполняют роль информационного канала связи, грузонесущую и проталкивающую роль. Стыковочные узлы из толстостенных утяжеленных труб устанавливаются в верхней части скважинной сборки и выполнят роль движителей, стыковочные узлы, из тонкостенных легких труб, устанавливаются в нижней части сборки и выполняют роль удлинителей.Docking nodes play the role of an information communication channel, a load-bearing and pushing role. Docking units made of thick-walled weighted pipes are installed in the upper part of the well assembly and will act as propulsors; docking units of thin-walled light pipes are installed in the lower part of the assembly and act as extenders.
Работа с технологическим комплексом заключается в следующем. На фонтанную арматуру скважины монтируется плашечный превентор 1 с присоединительным фланцем 2, сигнализирующее устройство 3 и поворотный кронштейн 21.Work with the technological complex is as follows. A ram preventer 1 with a connecting flange 2, a signaling device 3 and a swivel bracket 21 are mounted on the fountain reinforcement of the well.
На присоединительном фланце 2 монтируется нижний направляющий ролик 6.The lower guide roller 6 is mounted on the connecting flange 2.
На поворотный кронштейн 21 укладывается и закрепляется проволочная приемная камера 14 лубрикатора 9 с протянутым через герметизирующую головку 15 и верхний направляющий ролик 19 грузовым тросиком,A wire receiving chamber 14 of the lubricator 9 with a cargo cable extended through the sealing head 15 and the upper guide roller 19 is laid and fixed on the swivel bracket 21,
Начальное положении приемной камеры показано на фиг.1The initial position of the receiving chamber is shown in figure 1
После этого устанавливается и закрепляется на поворотном кронштейне 21 гидроцилиндр гидросистемы 11 с рабочим штоком 20, находящимся в крайнем нижнем положении. Верхняя часть штока 20 крепится к приемной камере 14. К гидроцилиндру 11 с помощью рукавов 13 присоединяется насос 12.After that, the hydraulic cylinder 11 with the working rod 20, which is in the lowest position, is installed and fixed on the swivel bracket 21. The upper part of the rod 20 is attached to the receiving chamber 14. A pump 12 is connected to the hydraulic cylinder 11 using the hoses 13.
В результате нагнетания насосом 12 рабочей жидкости из бака (на фигуре не показан), в гидроцилиндре 11 создается давление рабочей жидкости, которое развивает усилие на штоке 20, обеспечивающее поворот приемной камеры 14 вокруг оси поворотного кронштейна 21. Приемная камера 14, переходит в наклонное положение, удобное для затягивания в нее геофизического скважинного прибора, к которому присоединяется первый стыковочный узел 10 и грузовой тросик.As a result of pumping the working fluid from the tank by the pump 12 (not shown in the figure), the working fluid pressure is created in the hydraulic cylinder 11, which exerts a force on the stem 20, which rotates the receiving chamber 14 around the axis of the swivel bracket 21. The receiving chamber 14 goes into an inclined position convenient for tightening a geophysical downhole tool into it, to which the first docking unit 10 and the cargo cable are connected.
Протяжкой тросика скважинный прибор со стыковочным узлом 10 втягивается в приемную камеру 14, после чего с помощью гидроцилиндра 11 приемная камера 14 переводится в вертикальное положение и соединяется с сигнализирующим устройством 3. Рабочее положение приемной камеры 14 показано на фиг.By pulling the cable, the downhole tool with the docking unit 10 is pulled into the receiving chamber 14, after which, with the help of the hydraulic cylinder 11, the receiving chamber 14 is brought into a vertical position and connected to the signaling device 3. The working position of the receiving chamber 14 is shown in FIG.
Далее открывается буферная задвижка скважины и разводятся плашки превентора 1, в результате чего выравнивается давление в приемной камере 14 и на устье скважины. С помощью грузового тросика скважинный прибор с присоединенным стыковочным узлом 10 опускается в скважину. По индикатору сигнализирующего устройства 3 определяется момент, когда к плашкам превентора 1 подходит посадочное место переходника стыковочного узла 18, после чего плашки превентора 1 закрываются и герметизируют устье скважины. С помощью манометрического крана 4 из приемной камеры 14 стравливается давление (контролируется по манометру 5), приемная камера 14 отсоединяется от сигнализирующего устройства 3 и поворачивается на оси кронштейна 21. Грузовой тросик отсоединяется от верхнего разъема 17 первого стыковочного узла 10, нижняя часть которого опущена в скважину вместе со скважинным прибором, и подсоединяется к верхнему разъему 17 следующего стыковочного узла, который затаскивается тросиком в приемную камеру 14. Затем нижний разъем второго стыковочного узла 22 соединяется с верхним разъемом 17 первого стыковочного узла, выступающего из сигнализирующего устройства 3, приемная камера 14 закрепляется на сигнализирующем устройстве 3 и операции по спуску в скважину второго стыковочного узла производятся по ранее описанной схеме. Операции спуска выполняются до тех пор, пока в скважину не будет спущена вся подготовленная скважинная сборка, вес и компоновка которой достаточны для преодоления противодавления скважинного флюида и сил трения между компонентами спускаемой скважинной сборки и внутрискважинного оборудования. После отсоединения тросика от последнего стыковочного узла сборки, проволочная приемная камера 14 отсоединяется от кронштейна 21 и к кронштейну 21 крепится кабельная приемная камера с пропущенным через герметизирующую готовку 15 и через верхний направляющий ролик 7 геофизическим кабелем 19.Next, the well gate buffer valve is opened and the preventer 1 dies are bred, as a result of which the pressure in the receiving chamber 14 and at the wellhead is equalized. Using a freight cable, a downhole tool with an attached docking unit 10 is lowered into the well. According to the indicator of the signaling device 3, the moment is determined when the seat of the adapter of the docking unit 18 approaches the dies of the preventer 1, after which the dies of the preventer 1 are closed and the wellhead is sealed. Using a pressure gauge 4, pressure is released from the receiving chamber 14 (controlled by a manometer 5), the receiving chamber 14 is disconnected from the signaling device 3 and rotated on the axis of the bracket 21. The cargo cable is disconnected from the upper connector 17 of the first docking unit 10, the lower part of which is lowered into the well together with the downhole tool, and is connected to the upper connector 17 of the next docking unit, which is pulled by a cable into the receiving chamber 14. Then the lower connector of the second docking station 22 is connected is connected with the upper connector 17 of the first docking unit protruding from the signaling device 3, the receiving chamber 14 is fixed to the signaling device 3 and the descent into the well of the second docking unit is performed according to the previously described scheme. The descent operations are performed until all the prepared well assembly is lowered into the well, the weight and layout of which are sufficient to overcome the back pressure of the well fluid and the friction forces between the components of the launched well assembly and downhole equipment. After disconnecting the cable from the last docking assembly unit, the wire receiving chamber 14 is disconnected from the bracket 21 and the cable receiving chamber is fastened to the bracket 21 with the geophysical cable 19 passed through the sealing preparation 15 and through the upper guide roller 7.
Геофизический кабель 19 подсоединяется к последнему стыковочному узлу 10, приемная камера 14 крепится на сигнализирующем устройстве 3, плашки превентора 1 разводятся и скважинная сборка, включающая стыковочные узлы и скважинный прибор на геофизическом кабеле опускается в интервал наклонной или горизонтальной скважины, который планируется исследовать.The geophysical cable 19 is connected to the last docking unit 10, the receiving chamber 14 is mounted on the signaling device 3, the dies of the preventer 1 are bred and the well assembly, including the docking nodes and the downhole tool on the geophysical cable, is lowered into the interval of the inclined or horizontal well to be explored.
Схема выполнения геофизических исследований в действующей горизонтальной скважине по описанной технологии показана на фиг.2A diagram of the implementation of geophysical surveys in the existing horizontal well according to the described technology is shown in figure 2
Подъем сборки и отсоединение стыковочных узлов производится в обратной последовательности.Raising the assembly and disconnecting the docking nodes is carried out in the reverse order.
По той же схеме производится замена скважинного прибора.The downhole tool is replaced in the same way.
Описанная технология принципиально позволяет осуществлять скважинные исследования при любом избыточном давлении на устье действующей скважины, ограничений по верхней границе давления нет.The described technology fundamentally allows for well research at any overpressure at the mouth of an existing well, there are no restrictions on the upper pressure boundary.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011149820/03A RU2491422C2 (en) | 2011-12-07 | 2011-12-07 | Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011149820/03A RU2491422C2 (en) | 2011-12-07 | 2011-12-07 | Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011149820A RU2011149820A (en) | 2013-06-20 |
| RU2491422C2 true RU2491422C2 (en) | 2013-08-27 |
Family
ID=48784940
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011149820/03A RU2491422C2 (en) | 2011-12-07 | 2011-12-07 | Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2491422C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2537435C1 (en) * | 2013-09-17 | 2015-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем комплексного освоения недр РАН (ИПКОН РАН) | Method for delivery to well, orientation and plugging of sensors of parameters of state of rock massif, and device for its implementation |
| RU2814136C1 (en) * | 2023-08-02 | 2024-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Method for geophysical survey of horizontal wells with inclined wellhead |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1218069A1 (en) * | 1984-09-28 | 1986-03-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Apparatus for running instruments into hole on rope or cable |
| US5433276A (en) * | 1994-10-17 | 1995-07-18 | Western Atlas International, Inc. | Method and system for inserting logging tools into highly inclined or horizontal boreholes |
| RU42062U1 (en) * | 2004-08-10 | 2004-11-20 | Савич Анатолий Данилович | COMPLEX FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS |
| RU2242034C1 (en) * | 2004-01-12 | 2004-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоквант" | Technological system for examining horizontal and slanting wells, removable weighting material for geophysical system (variants) and method for examining horizontal and slanting wells |
| RU2279541C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Method for bottomhole apparatus installation in lubricator |
| RU55424U1 (en) * | 2005-05-31 | 2006-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью - Предприятие с иностранными инвестициями "FXC-ПНГ" | COMPLEX FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS TO THE DIRECTIONS OF HORIZONTAL WELLS |
-
2011
- 2011-12-07 RU RU2011149820/03A patent/RU2491422C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1218069A1 (en) * | 1984-09-28 | 1986-03-15 | Гомельское Специальное Конструкторско-Технологическое Бюро Сейсмической Техники С Опытным Производством | Apparatus for running instruments into hole on rope or cable |
| US5433276A (en) * | 1994-10-17 | 1995-07-18 | Western Atlas International, Inc. | Method and system for inserting logging tools into highly inclined or horizontal boreholes |
| RU2242034C1 (en) * | 2004-01-12 | 2004-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоквант" | Technological system for examining horizontal and slanting wells, removable weighting material for geophysical system (variants) and method for examining horizontal and slanting wells |
| RU42062U1 (en) * | 2004-08-10 | 2004-11-20 | Савич Анатолий Данилович | COMPLEX FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS |
| RU2279541C1 (en) * | 2005-04-08 | 2006-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" (ООО "Надымгазпром") | Method for bottomhole apparatus installation in lubricator |
| RU55424U1 (en) * | 2005-05-31 | 2006-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью - Предприятие с иностранными инвестициями "FXC-ПНГ" | COMPLEX FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS TO THE DIRECTIONS OF HORIZONTAL WELLS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| САВИЧ А.Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы. Научно-технический вестник "Каротажник". Выпуск 2. - Тверь, 2010, с.28-31. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2537435C1 (en) * | 2013-09-17 | 2015-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем комплексного освоения недр РАН (ИПКОН РАН) | Method for delivery to well, orientation and plugging of sensors of parameters of state of rock massif, and device for its implementation |
| RU2814136C1 (en) * | 2023-08-02 | 2024-02-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ТНГ-АлГИС" | Method for geophysical survey of horizontal wells with inclined wellhead |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011149820A (en) | 2013-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9896897B2 (en) | Subsea universal Xmas tree hang-off adapter | |
| US10689916B2 (en) | Methods and systems for deploying cable into a well | |
| US6367554B1 (en) | Riser method and apparatus | |
| GB2498075A (en) | Vertical Subsea Tree Assembly Control | |
| CN105134165A (en) | horizontal well tractor conveying dynamic logging method | |
| CN110168189B (en) | Underground hanger for umbilical cable deployment type electric submersible pump | |
| RU2357067C1 (en) | Method of well head pressurising and facility for implementation of this method | |
| RU2491422C2 (en) | Process system for geophysical survey of inclined and horizontal wells with excessive pressure at wellhead and method of its use | |
| RU2603322C1 (en) | Method of downhole tools delivery to bottoms of drilled wells with complex profile, carrying out geophysical survey and complex for its implementation | |
| CN105089624A (en) | Horizontal well coiled tubing conveying dynamic logging method | |
| CN105089625A (en) | Horizontal well rod and pipe conveying dynamic logging method | |
| CN105089631B (en) | Horizontal well rod conveying dynamic logging method and device | |
| US3435906A (en) | Method and apparatus for offshore deep drilling from a floating platform | |
| RU175906U1 (en) | Device for geophysical and hydrodynamic studies of production horizontal wells | |
| CN204804836U (en) | Horizontal well coiled tubing conveying dynamic logging process rod pipe column | |
| US3361200A (en) | Equipment and method for servicing submarine oil wells | |
| CN105089655A (en) | Horizontal well coiled tubing conveying dynamic logging process rod pipe column | |
| CN105089628A (en) | Horizontal well tractor conveying dynamic logging process rod pipe column | |
| RU2814136C1 (en) | Method for geophysical survey of horizontal wells with inclined wellhead | |
| CN204804822U (en) | Horizontal well tractor conveying dynamic logging process rod pipe column | |
| RU2810764C1 (en) | Method for studying directive and horizontal wells during pumping operation | |
| US20230203896A1 (en) | Wireless communications with downhole devices using coil hose | |
| NO347615B1 (en) | A system and a method for assembly and suspension of a wireline tool-string | |
| Walker et al. | Design and Performance of Subsea Production Units for Ekofisk | |
| GB2349659A (en) | A method of deploying wellbore tools on a slickline |