RU2789709C2 - Downhole tool lowered on cable for downhole works, downhole system, and method for downhole works, implemented with such a tool, use of such a tool - Google Patents
Downhole tool lowered on cable for downhole works, downhole system, and method for downhole works, implemented with such a tool, use of such a tool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2789709C2 RU2789709C2 RU2020126863A RU2020126863A RU2789709C2 RU 2789709 C2 RU2789709 C2 RU 2789709C2 RU 2020126863 A RU2020126863 A RU 2020126863A RU 2020126863 A RU2020126863 A RU 2020126863A RU 2789709 C2 RU2789709 C2 RU 2789709C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole
- piston
- tool
- fluid
- control device
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к скважинному спускаемому на кабеле инструменту для внутрискважинных работ для выполнения внутрискважинных работ в скважине. Настоящее изобретение также относится к скважинной системе и способу внутрискважинных работ для проникновения в скважину посредством скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ согласно настоящему изобретению. Наконец, изобретение относится к применению скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ согласно настоящему изобретению.The present invention relates to a downhole wireline tool for intervention in a well. The present invention also relates to a downhole system and intervention method for penetrating a well with a wireline tool according to the present invention. Finally, the invention relates to the use of a wireline tool for downhole intervention according to the present invention.
При выполнении операций в скважине на расстоянии в несколько километров от устья скважины или противовыбросового превентора, в кабеле теряется большое количество энергии, следовательно, обеспечение достаточного давления для разжимания накладки на расстоянии в несколько километров становится невозможным при использовании известных спускаемых на кабеле инструментов. Поэтому, управление работой известных инструментов для установки накладки посредством давления с поверхности осуществляют с помощью гибких насосно-компрессорных труб или буровой трубы, с тем чтобы обеспечить достаточное давление. Однако для транспортировки такого колтюбингового оборудования к морской скважине требуется примерно 14 дней.When operating in a well several kilometers away from the wellhead or blowout preventer, a large amount of energy is lost in the wireline, hence providing sufficient pressure to open the pad several kilometers away becomes impossible with conventional wireline tools. Therefore, conventional lining tools are controlled by surface pressure with coiled tubing or drill pipe so as to provide sufficient pressure. However, it takes approximately 14 days to transport such coiled tubing equipment to an offshore well.
В US 2009/0283279 А1 раскрыта система зональной изоляции для использования в скважине. Система зональной изоляции включает в себя инструмент зональной изоляции, по меньшей мере один анкер и по меньшей мере одно полированное приемное отверстие. Система зональной изоляции может включать в себя установочную колонну для активации инструмента зональной изоляции и/или по меньшей мере одного якоря. Система зональной изоляции может также включать в себя изолирующую колонну для поддержания зон разделения при добыче или нагнетании в скважину. Данный документ раскрывает использование гидравлического давления с поверхности для разжимания эластомерной муфты, следовательно, раскрытое в данном документе решение имеет указанные выше недостатки.US 2009/0283279 A1 discloses a zone isolation system for use in a well. The zonal isolation system includes a zonal isolation tool, at least one anchor, and at least one polished receiving hole. The zonal isolation system may include a setting column for activating the zonal isolation tool and/or at least one anchor. The zone isolation system may also include an isolation column to maintain separation zones during production or injection into the well. This document discloses the use of hydraulic pressure from the surface to expand an elastomeric coupling, therefore, the solution disclosed in this document has the above disadvantages.
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение указанных выше недостатков и недочетов уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенного инструмента для внутрискважинных работ, способного функционировать с помощью кабеля и способного обеспечивать разжимание накладки на расстоянии в несколько километров вниз по скважине.The objective of the present invention is the complete or partial elimination of the above disadvantages and shortcomings of the prior art. More specifically, the object is to provide an improved downhole intervention tool capable of operating with a cable and able to expand the pad several kilometers downhole.
Указанные выше задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, реализованы в решении согласно настоящему изобретению посредством скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ для выполнения внутрискважинных работ в скважине, содержащего:The above objects, as well as numerous other objects, advantages and features apparent from the following description, are implemented in the solution of the present invention by a downhole wireline tool for performing downhole interventions in a well, comprising:
- кабель;- cable;
- двигатель, питаемый посредством кабеля;- a motor powered by a cable;
- нагнетательный насос, приводимый в действие непосредственно или опосредованно двигателем для подачи потока текучей среды;- a pressure pump driven directly or indirectly by the engine to supply the fluid flow;
- разжимной баллон, разжимаемый посредством текучей среды, подаваемой нагнетательным насосом; и- expandable cylinder, expandable by means of a fluid medium supplied by a pressure pump; And
- устройство управления потоком, содержащее впускное отверстие, поршень и отводной канал, соединенный с возможностью передачи текучей среды со скважиной, причем поршень выполнен с возможностью перемещения между первым положением, в котором отводной канал соединен с возможностью передачи текучей среды с разжимным баллоном, и вторым положением, в котором отводной канал изолирован, без возможности передачи текучей среды, от разжимного баллона для разжимания разжимного баллона.- a flow control device comprising an inlet, a piston and an outlet channel connected with the possibility of transmitting fluid medium to the well, the piston being movable between the first position, in which the outlet channel is connected with the possibility of transmitting fluid medium with the expander balloon, and the second position , in which the outlet channel is isolated, without the possibility of transferring fluid, from the expander balloon to expand the expander balloon.
Нагнетательный насос может представлять собой насос высокого давления.The pressure pump may be a high pressure pump.
Дополнительно, нагнетательный насос может быть выполнен с возможностью увеличения давления более, чем на 300 бар, предпочтительно более, чем на 500 бар.Additionally, the pressure pump may be configured to increase the pressure by more than 300 bar, preferably by more than 500 bar.
Кроме того, устройство управления потоком может быть расположено ниже по потоку от нагнетательного насоса и выше по потоку от разжимного баллона для того, чтобы обеспечить соединение с возможностью передачи текучей среды впускного отверстия с нагнетательным насосом и соединение с возможностью передачи текучей среды выпускного отверстия с разжимным баллоном.In addition, a flow control device may be located downstream of the pressure pump and upstream of the expander bottle in order to provide inlet fluid transfer connection to the pressure pump and outlet port fluid transfer connection to the expander bottle. .
Также, устройство управления потоком может быть расположено между разжимным баллоном и нагнетательным насосом.Also, a flow control device may be located between the expanding bladder and the pressure pump.
Дополнительно, поршень может содержать сквозное отверстие, соединяющее с возможностью передачи текучей среды впускное отверстие и выпускное отверстие.Additionally, the piston may include a through hole connecting the inlet and outlet to transfer fluid.
Устройство управления потоком может содержать камеру, в которой расположен поршень с возможностью перемещения между первым положением и вторым положением.The flow control device may include a chamber in which the piston is located for movement between the first position and the second position.
Кроме того, устройство управления потоком может содержать пружину, выполненную с возможностью перемещения поршня в направлении впускного отверстия.In addition, the flow control device may include a spring configured to move the piston in the direction of the inlet.
Дополнительно, поршень может содержать сужение, уменьшающее внутренний диаметр сквозного отверстия с созданием перепада давления на поршне.Additionally, the piston may include a constriction that reduces the inside diameter of the through hole to create a pressure drop across the piston.
Скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ может дополнительно содержать гидравлический насос, приводимый в действие двигателем для приведения в действие нагнетательного насоса.The downhole wireline intervention tool may further comprise a hydraulic pump driven by a motor to drive the injection pump.
Дополнительно, нагнетательный насос может представлять собой возвратно-поступательный нагнетательный насос, такой как поршневой насос или диафрагменный насос.Additionally, the pressure pump may be a reciprocating pressure pump such as a positive displacement pump or a diaphragm pump.
Также, нагнетательный насос может содержать возвратно-поступательный поршень, а гидравлический насос может приводить в действие возвратно-поступательный поршень.Also, the pressure pump may comprise a reciprocating piston and the hydraulic pump may actuate the reciprocating piston.
Кроме того, к гидравлическому насосу и устройству управления потоком может быть подсоединена вторая линия гидравлической регулировки для перемещения поршня из второго положения в первое положение.In addition, a second hydraulic adjustment line may be connected to the hydraulic pump and flow control device to move the piston from the second position to the first position.
Дополнительно, поршень может содержать первый уплотнительный элемент и второй уплотнительный элемент, которые во втором положении поршня расположены таким образом, что первый уплотнительный элемент расположен на одной стороне отводного канала, а второй уплотнительный элемент расположен на другой стороне отводного канала.Additionally, the piston may include a first sealing element and a second sealing element, which in the second position of the piston are located in such a way that the first sealing element is located on one side of the outlet channel, and the second sealing element is located on the other side of the outlet channel.
Устройство управления потоком может содержать первую часть и вторую часть, причем первая часть содержит впускное отверстие, отводной канал и поршень, а вторая часть содержит выпускное отверстие и второй отводной канал, при этом первая часть и вторая часть скреплены друг с другом посредством разрушаемых частей, таких как срезные штифты или срезные диски, до тех пор, пока не достигнуто предварительно заданное усилие с разрушением разрушаемых частей и обеспечением возможности отдаления первой части от второй части для разблокировки соединения с возможностью передачи текучей среды между вторым отводным каналом и разжимным баллоном.The flow control device may comprise a first part and a second part, wherein the first part comprises an inlet, an outlet, and a piston, and the second part comprises an outlet and a second outlet, the first and second parts being fastened to each other by destructible parts such as as shear pins or shear discs, until a predetermined force is reached to break the breakable parts and allow the first part to move away from the second part to unlock the fluid transfer connection between the second outlet channel and the expander balloon.
Дополнительно, устройство управления потоком может содержать разрушаемый элемент, такой как срезной штифт или срезной диск, предназначенный для фиксации поршня до тех пор, пока в разжимном баллоне не достигнуто предварительно заданное давление.Additionally, the flow control device may include a breakable element, such as a shear pin or shear disk, for holding the piston until a predetermined pressure is reached in the expansion bladder.
Скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ может дополнительно содержать управляющий модуль для управления функционированием инструмента.The downhole wireline tool for intervention may further comprise a control module for controlling the operation of the tool.
Также, разжимной баллон может быть расположен вокруг основной трубы.Also, the expander can be positioned around the main pipe.
Основная труба может иметь отверстие.The main pipe may have a hole.
Дополнительно, разжимной баллон может быть выполнен из сдуваемого материала, такого как резина, эластомер и т.д.Additionally, the expander can be made of a deflated material such as rubber, elastomer, etc.
Кроме того, разжимной баллон может быть выполнен из армированного материала.In addition, the expanding balloon can be made of a reinforced material.
Скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ может дополнительно содержать второй разжимной баллон.The downhole wireline tool for downhole intervention may further comprise a second expansion bladder.
Также, отводной канал может содержать фильтр.Also, the bypass can include a filter.
Дополнительно, скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ может дополнительно содержать приводной модуль, такой как скважинный трактор.Additionally, the downhole wireline tool may further comprise a drive module, such as a downhole tractor.
Настоящее изобретение также относится к скважинной системе, содержащей скважинную трубчатую металлическую конструкцию, расположенную по меньшей мере частично в стволе скважины, и дополнительно содержащей скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ, описанный выше.The present invention also relates to a downhole system comprising a downhole tubular metal structure located at least partially in the wellbore and further comprising a downhole wireline tool as described above.
Скважинная система, описанная выше, может дополнительно содержать накладку, выполненную с возможностью разжимания посредством разжимного баллона в определенном положении в скважине.The downhole system described above may further comprise a pad configured to be expanded by an expander balloon at a specific position in the well.
Настоящее изобретение также относится к способу внутрискважинных работ для проникновения в скважину посредством скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ, описанному выше, содержащему следующие этапы:The present invention also relates to a well intervention method for penetrating a well with a wireline well intervention tool as described above, comprising the steps of:
- проникают в скважину посредством скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ;- penetrate into the well by means of a downhole wireline tool for downhole operations;
- размещают скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ в определенном положении в скважине;- placing a downhole wireline tool for downhole operations in a certain position in the well;
- приводят в действие нагнетательный насос для подачи потока текучей среды в разжимной баллон;- actuate the pressure pump to supply the flow of fluid into the expansion bottle;
- разжимают разжимной баллон, когда поршень устройства управления потоком находится во втором положении;- unclenching the expander balloon when the piston of the flow control device is in the second position;
- перемещают поршень устройства управления потоком из первого положения во второе положение; и- moving the piston of the flow control device from the first position to the second position; And
- сдувают разжимной баллон путем приведения в действие устройства управления потоком.- deflate the expander balloon by actuating the flow control device.
Также, перемещение поршня устройства управления потоком из первого положения во второе положение может быть выполнено путем разрушения разрушаемого элемента при достижении предварительно заданной разницы давления, освобождая поршень, или путем остановки потока текучей среды из нагнетательного насоса, выравнивая давление для того, чтобы обеспечить свободное перемещение поршня.Also, moving the piston of the flow control device from the first position to the second position can be done by breaking the breakable element when a predetermined pressure difference is reached, releasing the piston, or by stopping the flow of fluid from the pressure pump, equalizing the pressure in order to allow free movement of the piston. .
Наконец, настоящее изобретение относится к применению скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ для разрыва пласта внутри скважины, установки накладки, изоляции части скважины или разжимания затрубного барьера.Finally, the present invention relates to the use of a downhole wireline intervention tool for fracturing a formation within a well, setting a pad, isolating a portion of the well, or expanding an annular barrier.
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:The invention and its many advantages are described in more detail below with reference to the accompanying schematic drawings, which show some non-limiting embodiments of the invention by way of illustration, and in which:
- на фиг. 1А показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ в неразжатом положении в скважине;- in Fig. 1A shows a wireline tool in an unexpanded position in the well;
- на фиг. 1В показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ с фиг. 1А в разжатом состоянии, когда баллон инструмента разжат для выполнения разрывов в окружающем пласте;- in Fig. 1B shows the wireline tool of FIG. 1A in an expanded state when the tool balloon is expanded to perform fracturing in the surrounding formation;
- на фиг. 2А показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ перед разжиманием накладки для герметизации протечки в скважинной трубчатой металлической конструкции;- in Fig. 2A shows a wireline tool prior to unclamping a pad to seal a leak in the downhole tubular metal structure;
- на фиг. 2В показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ с фиг. 2А в разжатом состоянии, когда баллон инструмента разжат и разжимает накладку для примыкания к скважинной трубчатой металлической конструкции и герметизации протечки;- in Fig. 2B shows the wireline tool of FIG. 2A in the unclenched state, when the tool bladder is unclenched and unclenches the pad to abut the downhole tubular metal structure and seal the leak;
- на фиг. 3 показан вид в поперечном сечении устройства управления потоком;- in Fig. 3 is a cross-sectional view of the flow control device;
- на фиг. 4 показан вид в поперечном сечении другого устройства управления потоком;- in Fig. 4 is a cross-sectional view of another flow control device;
- на фиг. 5 показан вид в частичном поперечном сечении другого скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ;- in Fig. 5 is a partial cross-sectional view of another wireline tool;
- на фиг. 6 показан вид в частичном поперечном сечении еще одного скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ.- in Fig. 6 is a partial cross-sectional view of another wireline tool.
Все чертежи являются схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, а другие части не показаны или показаны без объяснения.All drawings are schematic and not necessarily drawn to scale, showing only those parts necessary to explain the invention and other parts not shown or shown without explanation.
На фиг. 1А показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ для выполнения внутрискважинных работ в скважине 2, таких как повышение давления в пласте для создания небольших разрывов в процессе предварительного разрыва перед выполнением операции гидроразрыва, как показано на фиг. 1В. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ содержит кабель 3, питаемый двигатель 4, нагнетательный насос 5, приводимый в действие непосредственно или опосредованно двигателем 4 для подачи потока текучей среды в разжимной баллон 6, разжимаемый посредством текучей среды, подаваемой нагнетательным насосом 5. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит устройство 7 управления потоком, как показано на фиг. 3, содержащее впускное отверстие 8, поршень 9, и отводной канал 10, соединенный с возможностью передачи текучей среды со скважиной. Поршень выполнен с возможностью перемещения между первым положением, в котором отводной канал соединен с возможностью передачи текучей среды с разжимным баллоном, и вторым положением, в котором отводной канал изолирован, без возможности передачи текучей среды, от разжимного баллона 6 для разжимания разжимного баллона.In FIG. 1A shows a downhole
Благодаря наличию нагнетательного насоса обеспечена возможность повышения давления в разжимном баллоне более чем до 300 бар, даже при наличии очень малого количества энергии.Thanks to the pressure pump, it is possible to increase the pressure in the expander bottle to more than 300 bar, even with very little energy.
При выполнении операций в скважине на расстоянии в несколько километров от устья скважины или противовыбросового превентора, в кабеле теряется большое количество энергии, следовательно, обеспечение достаточного давления для разжимания накладки или выполнении предварительного разрыва пласта становится невозможным. Поэтому, управление работой известных инструментов для установки накладки посредством давления с поверхности осуществляют с помощью гибких насосно-компрессорных труб или буровой трубы, с тем чтобы обеспечить достаточное давление. Однако для транспортировки такого колтюбингового оборудования к морской скважине требуется примерно 14 дней, следовательно, предпочтительным является выполнение операций посредством кабельных инструментов, поскольку транспортировку данных инструментов можно осуществить за несколько часов с помощью вертолета. Благодаря наличию устройства управления потоком возможно использовать нагнетательный насос на кабеле и обеспечить высокое давление в скважине, так как разжатый разжимной баллон может быть сдут путем перемещения поршня из второго положения в первое положение, и затем выпустить расположенную внутри баллона текучую среду в скважину. Нагнетательный насос может обеспечить высокое давление, но только в одном направлении, и он не может вернуть обратно текучую среду в баллоне без необходимости создания очень сложного нагнетательного насоса, но такой сложный насос не будет достаточно малым, чтобы ввести его в скважину. Если текучую среду нельзя вернуть, то баллон нельзя будет сдуть и, следовательно, извлечь из скважины. Таким образом, благодаря наличию устройства управления потоком текучая среда внутри баллона отводится в скважину для того, чтобы сдуть баллон простым образом и, следовательно, нагнетательный насос можно использовать в спускаемом на кабеле инструменте.When operating in a well several kilometers away from the wellhead or blowout preventer, a large amount of energy is lost in the cable, therefore, it becomes impossible to provide enough pressure to open the lining or perform a preliminary fracturing of the formation. Therefore, conventional lining tools are controlled by surface pressure with coiled tubing or drill pipe so as to provide sufficient pressure. However, it takes approximately 14 days to transport such coiled tubing equipment to an offshore well, hence wireline tool operations are preferred as these tools can be transported in a few hours by helicopter. Due to the presence of the flow control device, it is possible to use a wireline injection pump and provide high pressure in the well, since the expanded expanding bladder can be deflated by moving the piston from the second position to the first position, and then release the fluid inside the bladder into the well. An injection pump can deliver high pressure, but only in one direction, and it cannot return the fluid in the cylinder without the need for a very complex injection pump, but such a complex pump will not be small enough to inject into the well. If the fluid cannot be returned, then the balloon cannot be deflated and hence retrieved from the well. Thus, due to the presence of the flow control device, the fluid inside the balloon is diverted into the well in order to deflate the balloon in a simple manner, and hence the injection pump can be used in a wireline tool.
Как показано на фиг. 1А, устройство 7 управления потоком расположено ниже по потоку от нагнетательного насоса 5 и ниже по потоку от разжимного баллона 6. Устройство 7 управления потоком расположено в нижней части скважинного спускаемого на кабеле инструмента 1 для внутрискважинных работ, наиболее удаленной от устья скважины. Как показано на фиг. 1В, нагнетательный насос 5 приведен в действие и разжимной баллон 6 разжат путем непрерывного прохождения текучей среды в разжимной баллон для выполнения небольших разрывов в пласте с тем, чтобы контролировать то, где будут создаваться разрывы при последующем процессе гидроразрыва, например с использованием текучей среды под давлением для гидроразрыва, т.е. текучей среды для гидроразрыва. Если небольшие разрывы не выполнены, разрывы при последующем процессе гидроразрыва будут образовываться там, где пласт наименее прочный, то есть не там, где должны были быть разрывы. При создании предварительных разрывов с помощью разжатого разжимного баллона обеспечивается предварительное уменьшение прочности пласта там, где должны быть разрывы, и в результате разрывы могут быть расположены более точно.As shown in FIG. 1A, a
Давление внутри разжимного баллона, показанного на фиг. 1А и 1В, отводится через отводной канал 10 в устройстве 7 управления потоком. На фиг. 4 показано устройство 7 управления потоком, подходящее для размещения в нижней части скважинного спускаемого на кабеле инструмента для внутрискважинных работ. Устройство 7 управления потоком содержит разрушаемый элемент 22, такой как срезной штифт или срезной диск, предназначенный для фиксации поршня 9 до тех пор, пока не достигнуто предварительно заданное давление в разжимном баллоне. Чтобы сдуть разжимной баллон, давление в баллоне дополнительно повышают после окончания выполнения операции, например, создания предварительных разрывов, разжимания затрубного барьера или установки накладки, что приводит к разрушению разрушаемого элемента 22 и освобождению поршня 9. Затем поршень 9 перемещается в камере 31 в первое положение, обеспечивая соединение с возможностью передачи текучей среды между отводными каналами 10 и разжимным баллоном 6 (показан на фиг. 1А). При перемещении поршня текучая среда в камере 31 выдавливается из канала 42.The pressure inside the expansion bottle shown in FIG. 1A and 1B is discharged through the
На фиг. 2А показан скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ, который содержит накладку 29, и который расположен в скважинной трубчатой металлической конструкции 30 в скважине/стволе 45 скважины 2. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ расположен так, что накладка 29 расположена напротив протечки или слабого места 46 в скважинной трубчатой металлической конструкции 30. На фиг. 2В показано, что нагнетательный насос 5 приведен в действие, а разжимной баллон 6 разжат, разжимая накладку 29 до тех пор, пока накладка не упрется в скважинную трубчатую металлическую конструкцию 30 и не будет соответствовать форме скважинной трубчатой металлической конструкции 30. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит баллонные соединения 33, обеспечивающие крепление разжимного баллона 6 к основной трубе 24 (показана на фиг. 6). Как показано на фиг. 2В, баллонные соединения 33 выполнены с возможностью разжимания в направлении баллона 6, но они ограничивают свободное разжимание концов баллона 6, чтобы предотвратить ненужное выпячивание баллона наружу.In FIG. 2A shows a
Показанное на фиг. 2А устройство 7 управления потоком расположено ниже по потоку от нагнетательного насоса 5 и выше по потоку от разжимного баллона 6. Таким образом, впускное отверстие устройства 7 управления потоком соединено с возможностью передачи текучей среды с нагнетательным насосом, а выпускное отверстие 11 (показано на фиг. 3) устройства управления потоком соединено с возможностью передачи текучей среды разжимным баллоном 6. Устройство 7 управления потоком расположено между разжимным баллоном 6 и нагнетательным насосом 5 для того, чтобы обеспечить возврат текучей среды в разжимном баллоне 6 к отводному каналу 10 в устройстве 7 управления потоком через выпускное отверстие 11, чтобы сдуть разжимной баллон 6. Благодаря наличию устройства 7 управления потоком, подсоединенного с возможностью передачи текучей среды между нагнетательным насосом 5 и разжимным баллоном 6, положение устройства 7 управления потоком можно регулировать посредством потока от нагнетательного насоса без необходимости полагаться на срезные штифты.Shown in FIG. 2A, the
На фиг. 3 показано устройство 7 управления потоком, предназначенное для размещения ниже по потоку от нагнетательного насоса 5 и выше по потоку от разжимного баллона. Поршень устройства 7 управления потоком содержит сквозное отверстие 20, соединяющее с возможностью передачи текучей среды впускное отверстие 8 и выпускное отверстие 11. Текучая среда протекает от нагнетательного насоса 5 через сквозное отверстие 20 и в разжимной баллон через основную трубу 24. В сквозном отверстии 20 предусмотрено сужение, создающее падение давления на нижней по потоку стороне поршня 9, с перемещением поршня в направлении разжимного баллона и во второе положение, в котором отводной канал отсоединен, без возможности передачи текучей среды, от разжимного баллона, а разжимной баллон разжимается. Когда нагнетательный насос 5 прекращает перемещение текучей среды в баллон, поток останавливается и давление на поршне 9 выравнивается, так что поршень 9 может вернуться в первое положение, а текучая среда из разжимного баллона сливается через отводной канал 10. Устройство 7 управления потоком содержит камеру 31, в которой поршень 9 расположен с возможностью перемещения между первым положением и вторым положением. Устройство управления потоком дополнительно содержит пружину 12, выполненную с возможностью перемещения поршня 9 в направлении впускного отверстия 8 и в направлении первого положения. Поток текучей среды, который создает разность давления на поршне, перемещает поршень в направлении выпускного отверстия и в направлении второго положения. Как показано на фиг. 3, поршень 9 содержит сужение 14, уменьшающее внутренний диаметр ID сквозного отверстия, создавая падение давления на поршне. Благодаря наличию сужения 14 разность давления на поршне при протекании потока через сквозное отверстие значительно больше, чем без сужения 14.In FIG. 3 shows a
Как показано на фиг. 3, поршень дополнительно содержит первый уплотнительный элемент 16 и второй уплотнительный элемент 16, расположенные таким образом, что первый уплотнительный элемент расположен на одной стороне отводного канала, а второй уплотнительный элемент расположен на другой стороне отводного канала, когда они находятся во втором положении, как показано на фиг. 4.As shown in FIG. 3, the piston further comprises a
Как показано на фиг. 3, устройство 7 управления потоком содержит отказоустойчивый разъединяющий механизм 34, в котором устройство 7 управления потоком содержит первую часть 17 и вторую часть 18. Первая часть содержит впускное отверстие 8, отводной канал 10 и поршень 9, а вторая часть содержит выпускное отверстие 11 и второй отводной канал 19. Первая часть и вторая часть прикреплены друг к другу посредством разрушаемых частей 21, таких как срезные штифты или срезные диски, до тех пор, пока не достигнуто предварительно заданное усилие с разрушением разрушаемых частей и обеспечения возможности отдаления первой части от второй части для разблокировки соединения с возможностью передачи текучей среды между вторым отводным каналом и разжимным баллоном. Отказоустойчивый разъединяющий механизм 34 используется, если разжимной баллон 6 разжат, а поршень 9 устройства управления потоком по какой-то причине не перемещается в первое положение. Затем достигается предварительно заданное усилие для отсоединения первой части от второй части путем вытягивания скважинного спускаемого на кабеле инструмента 1 для внутрискважинных работ и разрушения срезных штифтов 21. В результате, первая часть 17 отдаляется, обеспечивая изоляцию, без возможности передачи текучей среды, вторых отводных каналов 19. Первая часть 17 имеет выступающую часть 36, проходящую в сквозное отверстие 38 второй части 18. Выступающая часть 36 имеет окружающие уплотнения 37, обеспечивающие герметизацию относительно сквозного отверстия 38. Первая часть 17 имеет выступающий фланец 38, который, при вытягивании скважинного спускаемого на кабеле инструмента 1 для внутрискважинных работ для перемещения первой части, зацепляется с выступом 41 второй части 18, так что первая часть и вторая часть не расцепляются полностью при перемещении относительно друг друга, так что разжимной баллон 6 не отцепляется от остальной части инструмента. Таким образом, разжимной баллон всегда может быть сдут и вытянут из скважины. Отводные каналы 10, 19 могут содержать фильтр 26.As shown in FIG. 3, the
Как показано на фиг. 5, скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит гидравлический насос 15, приводимый в действие двигателем для приведения в действие нагнетательного насоса 5. Таким образом, нагнетательный насос 5 опосредованно приводится в действие двигателем через посредство гидравлического насоса 15. Нагнетательный насос представляет собой возвратно-поступательный нагнетательный насос, такой как поршневой насос. Нагнетательный насос 5 содержит возвратно-поступательный поршень 32, а гидравлический насос 15 приводит в действие возвратно-поступательный поршень 32 с его перемещением туда и обратно путем подачи текучей среды через линии 28 гидравлической регулировки на каждую сторону возвратно-поступательного поршня 32, который управляется гидравлическим блоком (не показан). Возвратно-поступательный поршень 32 соединен с вторым возвратно-поступательным поршнем 32В, который прокачивает текучую среду в баллон 6 через основную трубу 24. Когда второй возвратно-поступательный поршень 32В перемещается в одном направлении, скважинная текучая среда втягивается в камеру 43 поршня на задней стороне второго возвратно-поступательного поршня 32В относительно направления перемещения. Затем, когда второй возвратно-поступательный поршень 32В перемещается в противоположном направлении, вновь втянутая текучая среда выталкивается из камеры 43 поршня в баллон через каналы для текучей среды (не показаны) и через основную трубу 24 и отверстия 35. Когда второй возвратно-поступательный поршень 32В снова перемещается в противоположном направлении, текучая среда втягивается в камеру 43 поршня, которая готова открыться в баллон 6, когда второй возвратно-поступательный поршень 32В изменяет направление своего перемещения. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит вторую линию 48 гидравлической регулировки, подсоединенную с возможности передачи текучей среды к гидравлическому насосу и устройству управления потоком для перемещения поршня из второго положения в первое положение. Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит управляющий модуль 23 для управления функционированием инструмента, и компенсатор 46 для компенсации давления внутри инструмента 1.As shown in FIG. 5, the
Разжимной баллон 6 расположен вокруг основной трубы 24 и разжимается через отверстия 35 в основной трубе 24. Разжимной баллон выполнен из сдуваемого материала, такого как резина, эластомер и т.д., и/или он может быть выполнен из армированного материала.An
Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ может дополнительно содержать второй разжимной баллон 25 для разжимания очень длинной накладки 29, как показано на фиг. 6. Два баллона 6, 25 разжимают, разжимая концы накладки, вследствие чего между баллонами 6, 25 создается пространство 49, в основной трубе 24 и накладке повышается давление с разжиманием, таким образом, среднюю часть накладки 29.The
В другом варианте осуществления изобретения два баллона, показанные на фиг. 6, но без накладки, могут быть разжаты в скважинной трубчатой металлической конструкции напротив разжимного отверстия в ней с повышением давления в пространстве между баллонами и скважинной трубчатой металлической конструкцией для повышения давления в разжимной металлической муфте затрубного барьера через отверстие разжимания.In another embodiment of the invention, the two cylinders shown in FIG. 6, but without a lining, can be expanded in the downhole tubular metal structure opposite the expansion hole in it with an increase in pressure in the space between the cylinders and the downhole tubular metal structure to increase pressure in the expandable metal sleeve of the annular barrier through the expansion hole.
Скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ, имеющий два разжимных баллона, также может быть использован для очистки сетчатого фильтра путем повышения давления в пространстве между разжимными баллонами и скважинной трубчатой металлической конструкцией напротив отверстия в сетчатый фильтр.The
Как показано на фиг. 6, скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ дополнительно содержит приводной модуль 27, такой как скважинный трактор, имеющий колеса 61 и выдвигаемые рычаги 62.As shown in FIG. 6, the
Как показано на фиг. 2А, скважинный спускаемый на кабеле инструмент 1 для внутрискважинных работ представляет собой часть скважинной системы 100, которая содержит скважинную трубчатую металлическую конструкцию 30, расположенную по меньшей мере частично в стволе 45 скважины 2, и дополнительно содержит накладку 29, предназначенную для разжимания посредством разжимного баллона в определенном положении в скважине, как показано на фиг. 2В.As shown in FIG. 2A, a
Изобретение дополнительно относится к способу внутрискважинных работ, согласно которому проникают в скважину посредством скважинного спускаемого на кабеле инструмента 1 для внутрискважинных работ, размещают скважинный спускаемый на кабеле инструмент для внутрискважинных работ в определенном положении в скважине, приводят в действие нагнетательный насос для подачи потока текучей среды в разжимной баллон, который разжимают, когда поршень устройства управления потоком находится во втором положении. Затем, перемещают поршень устройства управления потоком из второго положения в первое положение, и сдувают разжимной баллон путем приведения в действие устройства управления потоком. Перемещение поршня устройства управления потоком из второго положения в первое положение выполняют путем разрушения разрушаемого элемента при достижении предварительно заданной разницы давления, освобождая поршень, или путем остановки потока текучей среды из нагнетательного насоса, выравнивая таким образом давление для того, чтобы обеспечить свободное перемещение поршня.The invention further relates to a well intervention method, wherein penetrating a well with a wireline
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.By fluid or well fluid is meant any type of fluid that may be present in an oil or gas well, such as natural gas, oil, drilling fluid, crude oil, water, and so on. Gas refers to any type of gas mixture present in a well, whether completed or uncased, and oil refers to any type of oil mixture, such as crude oil, oily fluid, and so on. Thus, the composition of gas, oil and water may include other elements or substances that are not gas, oil and/or water, respectively.
Под затрубным барьером понимается затрубный барьер, содержащий трубчатую металлическую часть, установленную как часть скважинной трубчатой металлической конструкции, и разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую часть и соединенную с ней с образованием пространства затрубного барьера.An annulus barrier is understood to mean an annulus barrier comprising a tubular metal part installed as part of the downhole tubular metal structure and an expandable metal sleeve surrounding the tubular part and connected thereto to form an annulus barrier space.
Под обсадной колонной или скважинной трубчатой металлической конструкцией понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.A casing or downhole tubular metal structure is understood to mean any type of pipe, tubular, pipeline, liner, tubing string, and so on, used in a well in the production of oil or natural gas.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь выдвигаемые рычаги, имеющие колеса, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.In the event that it is not possible to fully insert the tool into the casing string, a downhole tractor may be used to push the tool to the desired position in the hole. The downhole tractor may have retractable arms having wheels, the wheels engaging the inside surface of the casing to propel the tractor and tool forward in the well. A downhole tractor is any type of powered tool capable of pushing or pulling tools downhole, such as the Well Tractor®.
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.Although the invention has been described above in terms of its preferred embodiments, it will be apparent to those skilled in the art that modifications to the invention are possible without departing from the scope of the invention as defined by the following claims.
Claims (27)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP18153490.0A EP3517728A1 (en) | 2018-01-25 | 2018-01-25 | Downhole wireline intervention tool |
| EP18153490.0 | 2018-01-25 | ||
| PCT/EP2019/051702 WO2019145393A1 (en) | 2018-01-25 | 2019-01-24 | Downhole wireline intervention tool |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2020126863A RU2020126863A (en) | 2022-02-25 |
| RU2020126863A3 RU2020126863A3 (en) | 2022-05-04 |
| RU2789709C2 true RU2789709C2 (en) | 2023-02-07 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5404946A (en) * | 1993-08-02 | 1995-04-11 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Wireline-powered inflatable-packer system for deep wells |
| US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
| US20090283279A1 (en) * | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| RU2384692C2 (en) * | 2004-11-04 | 2010-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Unit of inflatable packer and method of development of packers pair in well |
| US20170145784A1 (en) * | 2015-11-25 | 2017-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Stage cementing tool and method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5404946A (en) * | 1993-08-02 | 1995-04-11 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior | Wireline-powered inflatable-packer system for deep wells |
| US5833001A (en) * | 1996-12-13 | 1998-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sealing well casings |
| RU2384692C2 (en) * | 2004-11-04 | 2010-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Unit of inflatable packer and method of development of packers pair in well |
| US20090283279A1 (en) * | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US20170145784A1 (en) * | 2015-11-25 | 2017-05-25 | Saudi Arabian Oil Company | Stage cementing tool and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2769385C2 (en) | Downhole patch installation tool | |
| EP1730383B1 (en) | Spear type blow out preventer | |
| CA2810098C (en) | Expandable casing patch | |
| US7004248B2 (en) | High expansion non-elastomeric straddle tool | |
| US11428066B2 (en) | Downhole wireline intervention tool | |
| EP2705207B1 (en) | Liner cementation process and system | |
| GB2445678A (en) | A convertible seal | |
| WO1996025583A1 (en) | Single trip open hole well completion system and method | |
| US5711372A (en) | Inflatable packer with port collar valving and method of setting | |
| CA2858470C (en) | Setting tool | |
| CA2888534A1 (en) | Telescoping latching mechanism for casing cementing plug | |
| WO2017173554A1 (en) | Downhole casing patch | |
| US20170101854A1 (en) | Liner Hanger and Method for Installing a Wellbore Liner | |
| CA3027777A1 (en) | Downhole drilling system | |
| EP3004521B1 (en) | System and methods for recovering hydrocarbons | |
| CN113227532A (en) | Downhole method | |
| RU2789709C2 (en) | Downhole tool lowered on cable for downhole works, downhole system, and method for downhole works, implemented with such a tool, use of such a tool | |
| GB2528174B (en) | Plug tooling package with integrated sequence valves | |
| CN111386381A (en) | Downhole patching systems | |
| US20240229599A1 (en) | Hydrostatically Insensitve Plug Assembly | |
| RU2805050C2 (en) | Method for removing part of downhole tubular metal structure and system for implementing the method | |
| RU2802509C2 (en) | Downhole method for providing zoned isolation in given position in annulus and downhole system for implementing method | |
| WO2020112641A1 (en) | Closed off liner hanger system and methodology |