СПОСОБ И СИСТЕМА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ПРОЦЕДУР КАРОТАЖА В СКВАЖИНАХ
METHODS AND SYSTEMS OF WELL LOGGING PROCEDURES

Предпосылки создания изобретения
Процедуры каротажа проводят в скважинах для оценки множества характеристик скважин, включая характеристики добычи и характеристики пласта. В общем случае, для проведения скважинного каротажа перемещают каротажный инструмент (устройство) вниз в ствол скважины. Это каротажное устройство может содержать множество датчиков для обнаружения параметров многих типов, которые можно использовать для оценки требуемых характеристик скважин.
В некоторых приложениях процедуры каротажа эксплуатационных скважин проводят, когда скважинное оборудование находится внутри ствола скважины. Однако присутствие оборудования внутри ствола скважины создает трудности, связанные с каротажем после или ниже оборудования. Предприняты попытки для использования Y-образного инструмента в качестве обводного средства, когда внутри скважины развернута насосная система. Этот Y-образный инструмент представляет собой устройство типа дивертора, имеющее два отвода или канала, один из которых специально выделен для насосной системы, а другой ведет к стволу скважины, ниже насосной системы. Были предприняты и другие попытки, при которых каротажное устройство развертывали вдоль электрической погружной насосной колонны посредством проводной линии и использовали специально предназначенные пластины для защиты этой проводной линии от повреждения во время установки насосной колонны и в процессе скважинного каротажа. Однако эксплуатация таких систем может быть затруднена, а сами они подвержены повреждениям. При осуществлении еще одних попыток полый вал узла «электродвигатель-насос» использовали как в качестве проходного канала для добычи, так и в качестве канала, вдоль которого можно перемещать компоненты внутри скважины. Однако такая система из-за своей конструкции не может работать до тех пор, пока из пологого вала не будет удален компонент, чтобы гарантировать поток при добыче. Эта система также не имеет средства защиты электродвигателя.
Краткое изложение существа изобретения
Технический результат, достигаемый при использовании настоящего изобретения, заключается в повышении эффективности эксплуатации скважины посредством осуществления процедур каротажа ниже скважинного оборудования внутри ствола скважины. Вообще говоря, в настоящем изобретении предложена система для каротажа внутри ствола скважины, когда в стволе скважины развернуто оборудование. Скважинное оборудование может быть развернуто в скважине для выполнения некоторой функции, связанной со скважиной, например, добычи скважинного флюида. Система каротажного инструмента предназначена для взаимодействия со скважинным оборудованием и выполнена с возможностью перемещения внутри по скважинному оборудованию для осуществления процедур каротажа под скважинным оборудованием.
Краткое описание чертежей
Ниже приводится описание некоторых вариантов осуществления изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, где одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы:
на фиг.1 представлен вид в вертикальном разрезе ствола скважины с находящейся в нем скважинной системой в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 2 представлено сечение части скважинной системы, изображенной на фиг. 1, иллюстрирующее скважинное оборудование, развернутое внутри скважины, в сочетании со скважинной каротажной системой в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 представлено ортогональное изображение каротажной пробки и защелкивающегося механизма в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 представлено сечение пробки, которую можно использовать для перекрытия продольного каротажного канала, когда процедура каротажа не проводится, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 5 представлено сечение еще одной части скважинной системы, изображенной на фиг. 1, иллюстрирующее дополнительное скважинное оборудование, развернутое внутри скважины, в сочетании со скважинной каротажной системой в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения; и
на фиг. 6 представлено сечение еще одной части скважинной системы, изображенной на фиг. 1, иллюстрирующее дополнительное скважинное оборудование, развернутое внутри скважины, в сочетании со скважинной каротажной системой в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание
В нижеследующем описании приводятся многочисленные подробности для обеспечения понимания настоящего изобретения. Вместе с тем, специалисты в данной области техники поймут, что настоящее изобретение может быть воплощено на практике без этих подробностей и что на основании описываемых вариантов осуществления возможны многочисленные изменения и модификации.
Настоящее изобретение относится к системе и методологии, которые можно использовать для проведения процедур каротажа в скважине. Например, эти систему и методологию можно использовать для каротажа эксплуатационной скважины, когда скважинное оборудование развернуто внутри ствола скважины. Во время скважинных операций, например операций добычи, скважинное оборудование развертывают в желаемом месте внутри ствола скважины. Скважинное оборудование выполнено с продольным проходным каналом для прохождения по нему скважинной каротажной системы с тем, чтобы гарантировать процедуры каротажа ниже скважинного оборудования. В качестве примера отметим, что скважинное оборудование может содержать электрическую погружную насосную систему, имеющую внутренний продольный канал, через который и развертывают скважинное каротажное устройство. Этот внутренний продольный проходной канал может быть выполнен с возможностью работы скважинного оборудования, например работы электрической погружной насосной системы, во время проведения процедур каротажа.
Обращаясь главным образом к фиг. 1, отмечаем, что скважина 20 содержит ствол 22 скважины, который проходит вниз сквозь один или более подземных пластов 24. Пласты 24 часто удерживают желаемые добываемые флюиды, такие как флюиды на основе углеводородов. В иллюстрируемом примере, ствол 22 скважины проходит вниз от оборудования 26 устья скважины, находящегося на поверхности 28 над стволом 22 скважины. Поверхность 28 может представлять собой поверхность Земли или морское дно. Ствол 22 скважины может быть обсажен обсадной трубой 30 и может иметь перфорационные полости 32, через которые флюиды могут проходить между пластом 24 и стволом 22 скважины.
В стволе 22 скважины развернута скважинная система 34, которая может иметь множество конфигураций в зависимости от проводимой конкретной скважинной операции. В общем случае, скважинная система 34 содержит скважинное оборудование, например, один или более скважинных компонентов 36, и каротажную систему 38, развернутую в продольном направлении через внутреннюю часть упомянутых одного или более скважинных компонентов 36. Например, скважинные компоненты 36 могут содержать электрическую погружную насосную систему 40, развернутую в стволе 22 скважины через насосно-компрессорную трубу 42, а каротажная система 38 может содержать скважинное каротажное устройство 44, развернутое сквозь насосно-компрессорную трубу 42 и скважинные компоненты 36 посредством развертывающей линии 46, такой как гладкий трос или канат. В иллюстрируемом примере электрическая погружная насосная система 40 содержит погружной насос 48 с приводом от погружного электродвигателя 50. Погружной насос 48 может быть подключен к насосно-компрессорной трубе 42 с помощью головки 52 насоса. Помимо этого, можно использовать одно или более средств защиты электродвигателя, например средство 54 защиты электродвигателя, расположенное между погружным электродвигателем 50 и погружным насосом 48, и нижнее средство 56 защиты электродвигателя, расположенное ниже погружного электродвигателя 50. Вместе с тем, следует отметить, что количество и расположение скважинных компонентов могут изменяться в зависимости от окружающей среды и конкретного скважинного приложения. Например, средство 54 защиты электродвигателя может находиться в других положениях вдоль электрической погружной насосной системы.
Скважинное каротажное устройство 44 на канате 46 можно пропускать сквозь скважинные компоненты 36, например сквозь электрическую погружную насосную систему 40, для проведения операции каротажа скважины ниже скважинных компонентов 36. Кроме того, можно эксплуатировать электрическую погружную насосную систему таким образом, что будет обеспечиваться возможность перемещения скважинных флюидов во время развертывания каротажного устройства или в то время, когда проводится каротаж. В одном варианте осуществления изобретения скважинное каротажное устройство перемещают сквозь электрическую погружную насосную систему, а канат остается в стационарном положении внутри вращающегося вала работающей электрической погружной насосной системы, что более детально рассматривается ниже.
На фиг. 2 изображен пример скважинной каротажной системы 38, проходящей сквозь верхнюю часть электрической погружной насосной системы 40. Как показано на чертеже, погружной насос 48 содержит внешний корпус 58, соединенный с насосно-компрессорной трубой 42 с помощью сцепляемого участка 60 корпуса 58. Сцепляемый участок 60 может быть соединен с насосно-компрессорной трубой 42, например, с помощью резьбового сцепляемого участка 62. Погружной насос 48 также содержит множество насосных ступеней, имеющий вращательно стационарные диффузоры 64 и соответствующие вращающиеся крыльчатки 66 для перекачивания скважинного флюида вверх по проходному каналу 67 добываемого флюида, проходящему, по меньшей мере, сквозь часть электрической погружной насосной системы 40 в насосно-компрессорную трубу 42. Вращающиеся крыльчатки 66 вращаются валом 68, приводимым в движение погружным электродвигателем 50. Вал 68 может состоять из множества секций 70 вала, при этом отдельные секции вала располагаются в соответствующих отдельных компонентах ствола скважины, например в погружном насосе 48, погружном электродвигателе 50 и средстве 54 защиты электродвигателя.
В иллюстрируемом варианте осуществления вал 68 имеет полую внутреннюю часть 72, образующую продольный проходной канал 74, по которому скважинная каротажная система 38 перемещается в продольном направлении вдоль внутренней части скважинной системы 34. Продольный проходной канал 74 отделен от проходного канала 67 добываемого флюида, что облегчает добычу флюида, например, когда канал 46 проходит по продольному проходному каналу 74. Верхний конец вала 68 соединен с возможностью вращения с головкой 52 насоса, которая может располагаться внутри сцепляемого участка 60 корпуса 58 погружного насоса. В качестве примера отметим, что соединение вала 68 и головки 52 насоса можно осуществить с использованием ряда лабиринтных уплотнений 76, которые поддерживают давление на выходе насоса во время процедур каротажа, например каротажа эксплуатационной скважины. Уплотнения 76 также можно использовать как радиальные подшипники, аналогичные тем, которые применяются в головке обычного погружного насоса, и эти уплотнения могут быть выполнены из материала для подшипников, такого как графитированный карбид кремния. За счет использования множественных секций лабиринтных уплотнений снижают вероятность образования трещин и разделяют на части общую нагрузку давления на область.
В альтернативном варианте можно использовать «протекающее» уплотнение вокруг проводной линии 46 для формирования направленной вниз гидравлической силы трения на проводном кабеле 46 внутри вала 68. Эта направленная вниз сила полезна, в частности, в случае жесткого проводного кабеля 46, который, когда его выталкивают, сопротивляется продольному изгибу. Сочетание жесткого кабеля и выталкивающей силы полезно при каротаже некоторых типов скважин, включая скважины с большим отклонением от вертикали, например горизонтальные скважины. Выталкивающая сила может гарантировать проведение операции каротажа в скважине с большим отклонением от вертикали без канатного тягача. Конкретное местонахождение «просачивающейся» текучей среды (флюида) можно изменять, когда эту текучую среду направляют вдоль проводного кабеля, чтобы создать на проводной линии желаемое усилие введения.
При соединении также можно использовать гильзы 78 и нагрузочные кольца 80, располагаемые вдоль вала 68 между уплотнениями 76. Радиально снаружи гильз 78 внутри головки 52 насоса можно располагать втулки 82, вследствие чего гильзы 78 вращаются вместе с валом 68 внутри стационарных втулок 82. Кроме того, в общем случае можно располагать стопорное кольцо 84 на нижнем конце головки 52 насоса. При установке гильз 78 на вал 68 можно воспользоваться О-образными уплотнительными кольцами, чтобы исключить утечку под гильзами. О-образные уплотнительные кольца можно использовать на наружном диаметре втулок 82 для обеспечения гибкости при установке втулок и для гарантии выравнивания с соответствующими гильзами.
Скважинная каротажная система 38 выполнена с возможностью введения сквозь внутренний проходной канал 74, например, сквозь полую внутреннюю часть 72 вала 68 электрической погружной насосной системы, для операций каротажа скважин ниже электрической погружной насосной системы. В иллюстрируемом варианте осуществления изобретения скважинная каротажная система 38 содержит каротажную пробку 86, используемую для поддержания давления добычи, противодействующего скважинному давлению, во время процессов каротажа. Каротажная пробка 86 становится, по существу, уплотнительным механизмом между каротажной системой 38 и окружающим компонентом, например погружным насосом 48. Например, в каротажной пробке 86 возможно применение уплотнения 88, такого как V-образное уплотнение, предназначенное для уплотнения по внутреннему диаметру головки 52 насоса. Каротажная пробка 86 дополнительно содержит верхний участок 90, соединенный с проводной линией 46, и нижний участок 92, соединенный с защитным кожухом 94 проводной линии. Защитный кожух 94 проводной линии свисает с каротажной пробки 86 и может проходить по всей длине скважинных компонентов 36, например, электрической погружной насосной системы 40. В качестве примера отметим, что защитный кожух 94 проводной линии может быть выполнен из износостойкого металла, не подверженного коррозионному истиранию, чтобы предотвратить повреждение проводной линии 46. Кроме того, защитный кожух проводной линии может быть разделен на секции удобной длины для облегчения сборки с креплением на проводную линию 46 в оборудовании 26 устья скважины. Секции защитного кожуха проводной линии могут быть сочленены муфтами 96 для защиты проводной линии по всей длине вала 68. Эти муфты 96 также можно использовать для обеспечения несущей поверхности с целью изоляции защитного кожуха 94 проводной линии от внутренней стенки вала 68. В этом варианте осуществления муфты 96 выполнены из разрушаемого материала, способного защитить защитный кожух 94 проводной линии во время процессов каротажа без повреждения внутренности вала 68. В качестве примера отметим, что защитный кожух 94 каната может быть выполнен в виде секций трубы с введенным внутрь канатом. Однако если защитный кожух 94 проводной линии длиннее, чем максимальное смещение подъемника (не показан), используемого при развертывании системы, можно использовать другие исполнения защитного кожуха 94 проводной линии и другие методы установки. Например, защитный кожух 94 проводной линии может быть выполнен в виде разрезной трубы или в виде трубы с осевым или спиральным пазом 97. Разрезная или пропазованная труба гарантирует введение каната (проводной линии) 46 сбоку, например, на основании буровой вышки, когда канат уже проходит в скважину.
Как дополнительно проиллюстрировано на фиг. 2 и 3, для крепления каротажной пробки 86 защелкиванием к головке 52 насоса используется защелкивающийся механизм 98. В иллюстрируемом варианте осуществления изобретения каротажная пробка 86 содержит один или более препятствующих вращению штифтов 100, которые проходят в основном радиально наружу для введения в зацепление с направляющей 102 штифтов, выполненной, например, в форме копыта мула и образующей часть головки 52 насоса. Направляющая 102 штифтов включает в себя направляющую поверхность 104, которая может иметь различные геометрии, предназначенные для направления штифтов 100 в соответствующий фиксирующий механизм 106, имеющий фиксирующие вырезы 108. Фиксирующий механизм 106 дополнительно содержит фиксирующие штыри 110, например консольно-подпружиненные штыри, предназначенные для удержания штифтов 100 в фиксирующих вырезах 108 во время процессов каротажа. Штыри 110 также обеспечивают прогнозируемость сил, необходимых при введении пробки 86 в фиксирующие вырезы 108 или извлечении пробки 86 из них. Фиксирующие штыри 110 также предотвращают обратное движение каротажной пробки 86, например в направлении вверх, во время процессов каротажа. Когда штифты 100 введены в зацепление с фиксирующими вырезами 108, каротажная пробка 86 не может вращаться во время процессов каротажа.
После завершения желаемых процессов каротажа скважинное каротажное устройство 44 и проводную линию 46 можно извлечь сквозь полую внутреннюю часть 72 вала 68. Для закупоривания полого вала 68 во время нормальной работы электрической погружной насосной системы 40, когда каротаж не проводится, можно использовать эксплуатационную пробку 112, которая проиллюстрирована на фиг. 4. Эксплуатационная пробка 112 может быть выполнена с направляющей 114 защелкивающегося механизма, которая аналогична направляющей 98 штифтов защелкивающегося механизма для приема каротажной пробки 86. Направляющая 114 защелкивающегося механизма содержит направляющую поверхность 116 для направления одного или более штифтов 118, которые проходят наружу из эксплуатационной пробки 112. Для удержания штифтов 118 и фиксации эксплуатационной пробки 112 на конце полого вала 68 во время обычных операций, когда каротаж не проводится, можно использовать фиксирующие штыри 120.
В альтернативном варианте вместо эксплуатационной пробки 112 можно воспользоваться рейсовым предохранительным механизмом 122, как показано пунктирными линиями на фиг. 2. В этом варианте осуществления рейсовый предохранительный механизм 122 используется для уплотнения вала 68 без необходимости дополнительного хода (рейса) внутри скважины для перемещения эксплуатационной пробки 112 в защелкивающийся механизм 114. В одном примере рейсовый предохранительный механизм 122 содержит клапан 124, такой как откидной клапан, аналогичный откидным клапанам, используемым в предохранительных клапанах. Клапан 124 обычно закрыт во время добычи скважинного флюида, когда каротаж не проводится, а во время процессов каротажа этот клапан включается и переводится в открытое положение, как показано на чертеже. Этот клапан можно открывать посредством гидравлического или механического воздействия, аналогичного тому, которое оказывается на традиционные откидные клапаны, как известно обычным специалистам в данной области техники.
Когда скважинные компоненты 36 содержат электрическую погружную насосную систему 40, в систему встроены дополнительные компоненты, связанные с насосом, как показано на фиг. 5 и 6. Обращаясь сначала к фиг. 5, отмечаем, что здесь проиллюстрирован участок электрической погружной насосной системы 40 и показаны средство 54 защиты электродвигателя и погружной электродвигатель 50. Погружной электродвигатель 50 может быть выполнен аналогично обычным погружным электродвигателям, используемым в электрических погружных насосных системах. Например, погружной электродвигатель 50 может быть выполнен с обычными секциями 126 ротора и статора, объединенными с проводниками, соединенными с помощью концевых катушек 128, причем все они находятся внутри внешнего корпуса 129. Однако погружной электродвигатель 50 предназначен для обеспечения - посредством своей секции 70 полого вала, которая образует часть всего полого вала 68, - пространства для сквозных процедур каротажа.
Точно так же средство 54 защиты двигателя тоже включает в себя свою собственную секцию 70 полого вала, которая образует часть всего полого вала 68. Секции 70 полого вала погружного электродвигателя 50 и средства 54 защиты электродвигателя соединены с помощью уплотненной муфты 130 вала, имеющей множество уплотнений 132, которые уплотняют муфту 130, предотвращая воздействие скважинного флюида или загрязняющих веществ, находящихся внутри полого вала 68, на моторное масло, находящееся внутри погружного электродвигателя 50. Аналогичную уплотненную муфту 133 вала можно использовать для соединения секции полого вала средства 54 защиты электродвигателя с погружным насосом 48. Помимо своей секции 70 полого вала, предназначенной для обеспечения пространства для сквозных процедур каротажа, средство 54 защиты электродвигателя может быть выполнено в соответствии с множеством обычных конструкций средств защиты электродвигателей. Например, средство 54 защиты электродвигателя может быть выполнено с одной или более резервуарными секциями 134 и/или одной или более лабиринтными секциями 136, находящимся внутри внешнего корпуса 137 защитного средства электродвигателя.
Как погружной насос 48, каротажную систему 38 можно перемещать вдоль полой внутренней части 72 вала 68, как в средстве 54 защиты электродвигателя, так и в погружном электродвигателе 50. Имеющее полую внутреннюю часть средство 54 защиты электродвигателя и погружной электродвигатель 50 обеспечивают прохождение внутри них скважинного каротажного устройства 44 и проводной линии 46. Как указано выше, проводная линия 46 может быть защищена секциями защитного кожуха 94 проводной линии, соединенными друг с другом муфтами 96. Муфты 96 также служат в качестве подшипников внутри средства 54 защиты двигателя и погружного электродвигателя 50 для обеспечения несущей поверхности, которая изолирует защитный кожух 94 проводной линии от внутренней поверхности секции 70 полого вала.
Обращаясь к фиг. 6, отмечаем, что ниже погружного электродвигателя 50 может быть подсоединено нижнее средство 56 защиты двигателя, которое содержит свою собственную секцию 70 полого вала, соединенную с секцией 70 полого вала погружного электродвигателя 50 с помощью уплотненной муфты 138 вала. Нижнее средство 56 защиты двигателя может быть выполнено как средство защиты резервуарного типа, имеющее одну или более секций 140 резервуаров, находящихся внутри внешнего корпуса 141 защитного средства. Вместе с тем, резервуарные секции в нижнем средстве 56 защиты могут быть выполнены с меньшими резервуарами, чем те, которые используются в средстве 54 защиты электродвигателя. Нижнее средство 56 защиты также может быть выполнено с упорным подшипником 142 для противодействия силам, действующим на вал 68 во время работы электрической погружной насосной системы 40. Нижнее средство 56 защиты также может включать в себя другие особенности, присутствующие в обычных средствах защиты электродвигателей, например перепускные клапаны 144 и дыхательные каналы 146. Вместе с тем, канал 148, обычно проходящий между резервуарными секциями 140, может оказаться закупоренным или заблокированным, когда средство защиты электродвигателя используется в качестве нижнего средства защиты электродвигателя в электрической погружной насосной системе 40. Нижнее средство 56 защиты электродвигателя также содержит нижний конец 150, имеющий полую внутреннюю часть 152, которая может быть гладкой или может содержать резьбовую секцию 154 для гарантии подсоединения дополнительного оборудования ниже нижнего средства 56 защиты электродвигателя.
Нижнее средство 56 защиты электродвигателя дополнительно содержит избыточные уплотнения, например избыточные вращающиеся механические лицевые уплотнения 156, расположенные вокруг вала 68. Уплотнения 156 вала и проходные каналы 146 скомпонованы так, что они предотвращают раскрытие уплотнений 156 вала под действием статического напора внутри погружного электродвигателя 50 и средства 54 защиты электродвигателя, сопровождаемое выбросом масла, когда скважинная система 34 подвергается установке в ствол 22 скважины. В иллюстрируемом варианте осуществления изобретения два верхних уплотнения 156 вала перевернуты, чтобы выдерживать большее статическое давление, возникающее из-за статического напора масла. Вместе с тем, нижнее уплотнение 156 вала может быть расположено в ориентации, стандартной для средства защиты электродвигателя. В некоторых вариантах осуществления нижнее средство 56 защиты электродвигателя может просто находиться на нижнем вращающемся уплотнении 156 вала для изоляции моторного масла от скважинного флюида. Применение маслокомпенсационной системы, например резервуарных секций 140, может не потребоваться, если средство 54 защиты двигателя имеет систему, достаточную для полной компенсации изменений объема моторного масла.
Как и насос 48, средство 54 защиты электродвигателя и погружной электродвигатель 50, каротажная система 38 может перемещаться вдоль полой внутренней части 72 вала 68 в нижнем средстве 56 защиты электродвигателя. Имеющее полую внутреннюю часть нижнее средство 56 защиты электродвигателя обеспечивает место для прохождения скважинного каротажного устройства 44 и проводной линии 46. И опять, проводная линия 46 может быть защищена секциями защитного кожуха 94 проводной линии, соединенными друг с другом муфтами 96.
Конкретные компоненты, используемые в скважинной системе 34, могут изменяться в зависимости от приложения в реальной скважине, для которой они применяются. Местоположение и ориентацию продольного внутреннего канала 74 можно корректировать в зависимости от типа компонентов скважины, используемой в данном приложении. Если скважинная система содержит электрическую погружную насосную систему, то конструкция и компоновка электрической погружной насосной системы могут изменяться. Например, средства защиты электродвигателей могут включать в себя множество секций, таких как резервуарные секции и лабиринтные секции. Кроме того, количество и компоновку погружных насосов, погружных электродвигателей и средств защиты электродвигателей можно корректировать в соответствии с особыми условиями скважины, скважинным приложением и требованиями к добыче. К электрической погружной скважинной системе можно прикреплять другие компоненты, или они могут быть выполнены как ее часть.
Соответственно, хотя выше подробно описаны лишь немногие варианты осуществления настоящего изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, что без существенного отступления от положений изобретения возможны многочисленные его модификации. Такие модификации рассматриваются как входящие в объем этого изобретения, как определяется формулой изобретения.