КАБЕЛЬНЫЙ ОБХОД И СПОСОБ РЕГУЛИРУЕМОГО ВВОДА КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ И КАБЕЛЯ, СОСЕДНЕГО С НИМИ, В СКВАЖИНУ
CABLE BYPASS AND METHOD OF CONTROLLED INTRODUCTION OF TUBING STRING AND CABLE TO WELL

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к устройствам управления операциями в скважине и, в частности, к головке для спускоподъемных операций под давлением или вращающейся головке на устье скважины, выполненной с возможностью бокового ввода каротажного кабеля или кабеля для операций, требующих регулируемого ввода колонны насосно-компрессорных труб и связанного с ней гибкого кабелепровода в скважину.
ПРЕДПОСЫЛКИ СОЗДАНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В нефтяной и газовой промышленности обычно устройство, такое как вращающаяся головка, непосредственно устанавливают или не непосредственно на устье скважины сверху оборудования устья скважины или блока противовыбросового превентора. Вращающаяся головка на устье скважины, больше известная как вращающееся отклоняющее устройство, является многоцелевым устройством, служащим, в частности, для герметизации трубных изделий колонны насосно-компрессорных труб, спускаемых в ствол скважины и поднимаемых из него, и нормально работающим при их вращении. Трубные изделия могут включать в себя ведущую бурильную трубу, трубный инструмент или другие компоненты бурильной колонны. Вращающаяся головка на устье скважины является устройством, используемым для скважинных операций, и отводит текучие среды из ствола скважины, такие как буровой раствор, нагнетаемый с поверхности воздух или газ и получаемые из ствола скважины текучие среды, включающие в себя углеводороды, в систему циркуляции или поддержания давления бурового раствора.
Операции, выполняемые в скважине, не находящейся под давлением или нефонтанирующей, не требуют уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб, поскольку нет риска выхода из ствола скважины скважинных текучих сред под давлением. В таких условиях гибкий кабелепровод, такой как кабель или каротажный кабель, просто спускают в ствол скважины для создания электрического соединения скважинных каротажных инструментов с установкой на поверхности. Для скважин, находящихся под давлением, требуется уплотнение как вокруг колонны насосно-компрессорных труб, так и вокруг кабеля. Вместе с тем, обычные уплотнительные элементы не могут уплотняться вокруг трубного изделия и кабеля одновременно. Таким образом, возникает необходимость остановки циркуляции скважинных текучих сред и сброса давления в стволе скважины перед началом дополнительных операций, таких как операции на каротажном кабеле.
Часто скважинные операции на депрессии требуют спуска дополнительной гибкой насосно-компрессорной трубы или кабелепровода, такого как каротажный кабель или кабель, в скважину наряду с колонной насосно-компрессорных труб и соединенного со скважинными измерительными инструментами. При этом требуется уплотнение вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля.
Поскольку стандартные вращающиеся головки на устье скважины не предназначены для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, спускаемого наряду с колонной насосно-компрессорной трубы, скважины под давлением, такие как скважины на депрессии, обычно глушат перед началом операций. Глушение скважин создает риск повреждения скважины и/или уменьшения возможностей для сбора данных в скважине каротажными инструментами.
Операции, требующие регулируемого ввода гибкой колонны насосно-компрессорной трубы (т.e. каротажных инструментов, проталкиваемых в глубь скважины на бурильной колонне в скважине с крутыми углами наклона или в скважине под давлением) для исключения глушения скважины и риска ее повреждения, требуют уплотнения вокруг трубного изделия и вокруг кабеля, спускаемого с колонной насосно-компрессорных труб. Такие операции обеспечивают спуск скважинных инструментов на колонне насосно-компрессорных труб также с поддержанием электрического соединения с установкой на поверхности с использованием стандартного каротажного кабеля.
Одним примером такой операции является использование электроцентробежных погружных насосов (ЭЦН) на забойном конце бурильной колонны. ЭЦН эксплуатируют в стволе скважины с кабелем питания, проходящим между насосом и буровым полом через ротор, связанным с колонной насосно-компрессорной трубы и спускаемым рядом с ней.
Другим примером могут являться операции, включающие в себя спуск скважинных инструментов в скважину с использованием трубных изделий в виде бурильных труб до уровня несколько выше забоя скважины. При этом в состав бурильной колонны включают переводник с боковым вводом кабеля, выполненный для обеспечения входа кабеля внутрь кольцевого пространства бурильной колонны. Кабель заводят на поверхности в переводник с боковым вводом для входа во внутреннюю полость или канал бурильной колонны. Кабель затем спускают внутри бурильной колонны и дополнительно соединяют с помощью соединения без прекращения работы с инструментами, уже находящимися в скважине. Кабель скрепляют или фиксируют на переводнике с боковым входом кабеля и кабель и бурильную колонну одновременно спускают вниз для выполнения каротажа. Установка переводника с боковым вводом кабеля является такой, что он всегда остается внутри обсадной колонны, а скважинный инструмент может находиться в необсаженном стволе скважины.
Стандартным отличием системы для сложных условий каротажа является то, что некоторый отрезок длины кабеля, равный длине каротажного интервала, как минимум, оказывается снаружи участка бурильной трубы, установленной между буровым полом или оборудованием устья скважины и местом в бурильной колонне, где кабель входит в бурильную трубу, т.e. в переводник с боковым вводом кабеля.
2
В вертикальных скважинах по завершении бурения на депрессии могут выполнять каротаж с использованием обычных каротажных методик с использованием систем управления давлением на поверхности, смонтированных с проходом через стандартный блок противовыбросовых превенторов буровой установки на оборудовании устья скважины для точного определения продуктивности коллектора. Подачу N, если требуется, можно осуществлять с помощью паразитной колонны, спущенной специально для данной цели.
Вместе с тем, в горизонтальных и крутых наклонных скважинах обычная методика для сложных условий каротажа, используемая в бурении на репрессии в скважинной среде, имеет ограничения, поскольку некоторая кабельная секция, равная по длине интервалу каротажа, должна удерживаться снаружи бурильной трубы. Кабельная секция располагается между буровым полом и скважинным переводником с боковым вводом кабеля, и вокруг секции невозможно выполнить уплотнение, поскольку стандартные вращающиеся головки на устье скважины конструктивно не обеспечивают уплотнения вокруг трубы с кабелем снаружи. При любой попытке выполнить такое уплотнение с использованием обычных вращающихся головок на устье скважины возможно повреждение кабеля и срыв работы в целом. Это значит, что высокотехнологичные сервисные каротажные операции, такие как построение отображения высокого разрешения, измерения эксплуатационного каротажа, такие как измерения расходов в скважине, фазовых препятствий и притоков по зонам из коллектора и другие становятся невозможными в отсутствие использования каротажа во время бурения или возможностей запоминающего устройства при стандартном оборудовании на поверхности, что является серьезным недостатком для операторов разведки и эксплуатации.
В некоторых вариантах можно применить гибкую насосно-компрессорную трубу с электрическим кабелем, однако способность гибкой насосно-компрессорной трубы проталкивать тяжелый набор каротажных инструментов для необсаженного ствола скважины на всем пути до проектной глубины в глубоком горизонтальном или с крутым углом в необсаженном стволе скважины является недостатком, также как дополнительная сложность, риск и затраты, необходимые для осуществления такой операции.
Существует необходимость создания системы и способа ввода кабеля в ствол скважины вместе с бурильной колонной и уплотнения бурильной колонны и кабеля во время работ в стволе скважины, в том числе в скважине под давлением.
Существует необходимость создания системы и способа выполнения каротажа скважины с крутым углом наклона на депрессии без глушения скважины.
Существует необходимость создания системы и способа уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, спускаемых в ствол скважины.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Создано устройство и способ обеспечения доступа в работающую на депрессии скважину для колонны насосно-компрессорных труб и гибкого кабелепровода, такого как кабель или каротажный кабель. Устройство можно применять с вращающающимися головками на устье скважины или головками на устье скважины, адаптированными для спускоподъема труб под давлением, в которых вращение трубных изделий колонны насосно-компрессорных труб не является необходимым. В данном документе вращающаяся головка на устье скважины также предусмотрена, в общем, для оборудования устья скважины, которое может необязательно воспринимать вращение, как изложено в описании, приведенном ниже.
Вариант осуществления изобретения содержит пропуск колонны насосно-компрессорных труб и кабеля или каротажного кабеля с уплотнением и, значит, с соблюдением требований безопасности в ствол скважины. Неподвижный корпус или кожух головки на устье скважины установлен сверху на оборудование устья скважины. Обычно под ним располагается противовыбросовый превентор для временной изоляции головки на устье скважины от находящейся под давлением в скважине при необходимости. Каротажный кабель заводят в смонтированный переводник с боковым вводом в колонне насосно-компрессорных труб. Колонну насосно-компрессорных труб и каротажный кабель с соблюдением требований безопасности спускают через канал неподвижного кожуха и через оборудование устья скважины.
В широком аспекте изобретена система для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, спускаемых в ствол скважины. Система имеет неподвижный кожух, имеющий канал с верхним участком, нижним участком, сообщенным со стволом скважины, и поверхностью уплотнения между ними. Неподвижный кожух имеет боковую стенку, имеющую кабельный проем, проходящий от верхнего участка канала к нижнему участку канала для размещения кабеля, когда кабель смещается вбок от канала. Поверхность уплотнения прерывается кабельным проемом.
Система дополнительно имеет уплотнительный узел для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и обходной кабельный блок для прохода кабеля через него.
Кабель смещается вбок в кабельный проем, обеспечивая установку уплотнительного узла в верхнем участке канала и герметичное соединение с поверхностью уплотнения. Обходной кабельный блок устанавливают в кабельный проем для восстановления прерванного участка поверхности уплотнения и обеспечения обхода кабелем уплотнительного узла.
В другом аспекте изобретения раскрыт способ уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, спускаемых в ствол скважины. Способ включает в себя следующие этапы: создание неподвижного кожуха, имеющего канал с верхним участком, нижним участком, сообщенным со стволом скважины, и поверхностью уплотнения между ними, пропуск колонны насосно-компрессорных труб через уплотнительный узел, пропуск кабеля через обходной кабельный блок для установки проходящего по стволу скважины участка кабеля для спуска в ствол скважины, изоляция ствола скважины, введение колонны насосно-компрессорных труб и уплотнительного узла и проходящего по стволу скважины участка кабеля через канал неподвижного кожуха, боковое смещение кабеля из канала в кабельный проем, выполненный в боковой стенке неподвижного кожуха, причем кабель проходит от верхнего участка канала к нижнему участку канала, установка уплотнительного узла на поверхность уплотнения канала с кабелем, обходящим уплотнительный узел в кабельном проеме, герметизация поверхности уплотнения с установкой обходного кабельного блока в кабельный проем, создание уплотнения вокруг кабеля и открытие сообщения ствола скважины с нижним участком неподвижного кожуха.
Для использования в каналах установки большого диаметра каротажному кабелю, спускаемому вместе с колонной насосно-компрессорных труб, нет необходимости нарушать структуру неподвижного кожуха, как описано. Таким образом, в другом широком аспекте изобретена система для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, спускаемых в ствол скважины большого диаметра. Система имеет неподвижный кожух, имеющий канал с верхним участком, нижним участком, сообщенным со стволом скважины, и поверхностью уплотнения между ними. Уплотнительный узел установлен на верхнем участке канала для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб и имеет кабельный проем для прохода кабеля через него.
В данном документе каротажный кабель, кабель и другие гибкие кабелепроводы используют взаимозаменяемо.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
На фиг.1А на схеме способа данного изобретения показан поднятый при закрытом превенторе обходной кабельный блок или обходной патрубок для каротажного кабеля данного изобретения.
На фиг.1B на схеме способа данного изобретения показан спуск бурильной колонны и каротажного кабеля фиг.1А в канал неподвижного кожуха и установка уплотнительного узла вокруг участка бурильной колонны за пределами скважины.
На фиг.1C на схеме способа данного изобретения показана перестановка кабеля фиг.1A и 1B из канала в кабельный проем в неподвижном кожухе и спуск уплотнительного узла в канал неподвижного кожуха.
На фиг.1D на схеме, согласно фиг.1A-1C, показано закрепление уплотнительного узла в канале неподвижного кожуха, закрепление обходного кабельного патрубка и регулируемый ввод бурильной колонны с кабелем, связанным с бурильной колонной и дополняющим ее.
На фиг.2 показан вид сбоку обходного кабельного патрубка варианта осуществления настоящего изобретения, функционально прикрепленного к неподвижному кожуху для вращающейся головки на устье скважины.
На фиг.3 показано продольное сечение варианта осуществления настоящего изобретения фиг.2, проходящее через неподвижный кожух и через обходной кабельный блок, причем неподвижный кожух показан без уплотнительного узла.
На фиг.4 в повернутом сечении неподвижного кожуха фиг.3 показан кабельный проем.
На фиг.5 в продольном сечении варианта осуществления изобретения, согласно фиг.2, показан неподвижный кожух, обходной кабельный блок и уплотнительный узел.
На фиг.6 показано продольное сечение уплотнительного узла варианта осуществления.
На фиг.7 на изометрическом виде части кабельного канала без обходного кабельного патрубка показано взаиморасположение толкателя со срезающей плашкой кабеля, толкателя с плашкой уплотнения кабеля и кольцевой прокладкой для уплотняющейся поверхности.
На фиг.8A и 8B на изометрических видах, согласно фиг.2, показан обходной кабельный блок, установленный на неподвижный кожух, и обходной кабельный блок, снятый с неподвижного кожуха, к которому его крепят для создания структурной целостности неподвижного кожуха.
На фиг.9 показана блок-схема последовательности операций способа, сравнивающая методологии спуска колонны насосно-компрессорных труб и кабеля, в обычном стволе скважины и в стволе скважины большого диаметра.
На фиг.10 на виде сбоку показан неподвижный кожух и уплотнительный узел варианта осуществления настоящего изобретения с верхним входным кабельным каналом для работы с каналом большого диаметра.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Описана система для обеспечения регулируемого ввода колонны насосно-компрессорных труб и гибкого кабелепровода, такого как каротажный кабель или кабель, через оборудование устья скважины в ствол скважины под давлением. Ниже в данном документе гибкий кабелепровод именуется кабелем. Система изолирует ствол скважины от внешней среды над проходом в оборудование устья скважины колонны насосно-компрессорных труб и кабеля. Такие стволы скважин могут включать в себя стволы скважин с крутым углом наклона, работающие на депрессии.
Обычные стволы скважин
На фиг.1A-1D показан вариант осуществления способа для регулируемого ввода колонны 13 насосно-компрессорных труб и кабеля 11 в ствол 1 скважины. Система адаптирована для использования с оборудованием 16 устья скважины, которое может включать в себя блок противовыбросовых превенторов для обычной безопасной работы над несбалансированным или герметизированным стволом скважины. Неподвижный кожух 15 соединен с оборудованием 16 устья скважины каналом 14, сообщенным со стволом 1 скважины. Как колонне 13 насосно-компрессорной трубы, так и кабелю 11 необходимо проходить через канал при условии изоляции ствола скважины от внешней среды. Уплотнительный узел 17 действует совместно с неподвижным кожухом для создания уплотнения вокруг колонны 13 насосно-компрессорной трубы и изоляции ствола скважины под уплотняющим узлом 17. Обходной кабельный блок 12 действует совместно с неподвижным кожухом и уплотняющим узлом для обеспечения обхода кабелем 11 уплотнительного узла 17 без потери целостности ствола скважины вокруг уплотнительного узла 17. Таким образом, как колонна 13 насосно-компрессорной трубы, так и кабель могут входить в ствол скважины в регулируемом режиме.
На фиг.1А показан кабель 11, проходящий или спускаемый под давлением через обходной кабельный блок 12. Проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля 11 проходит под обходным кабельным блоком 12. Находящийся на поверхности участок 11S кабеля 11 остается над обходным кабельным блоком 12. В данном варианте осуществления проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля установлен проходящим во внутреннее кольцевое пространство за колонной 13 насосно-компрессорных труб через переводник 5 насосно-компрессорной трубы с боковым вводом, общепринятым для использования в промышленности. Проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля и колонну насосно-компрессорной трубы устанавливают или размещают в канале 14 неподвижного кожуха 15.
На фиг.1B показана колонна 13 насосно-компрессорной трубы и проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля, спускаемые через канал 14 неподвижного кожуха 15. Проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля спускается с колонной насосно-компрессорной трубы под уплотняющим узлом 17. Дополнительные или следующие трубные изделия 18 колонны 13 насосно-компрессорных труб последовательно наращивают, обеспечивая спуск колонны насосно-компрессорных труб и кабеля 11 в ствол 1 скважины. Уплотнительный узел 17 устанавливают на следующее трубное изделие, которое затем соединяют или свинчивают с предыдущим трубным изделием колонны 13 насосно-компрессорных труб, проходящим в скважину.
На фиг.1C показано боковое смещение проходящего по стволу скважины участка 11W кабеля из канала 14 неподвижного кожуха 15 в положение установки в кабельном проеме 19, выполненном в боковой стенке неподвижного кожуха 15. Боковое смещение проходящего по стволу скважины участка 11W кабеля освобождает канал 14 для установки в нем уплотнительного узла 17. Уплотнительный узел 17 спускают в канал 14 для соединения с опорной и уплотняющей поверхностью 32 неподвижного кожуха 15. Поскольку кабельный проем 19 прерывает уплотняющую поверхность, устанавливают средство, такое как соответствующее обходному кабельному патрубку 12, для восстановления уплотняющей поверхности для герметизации уплотнительного узла в канале 14, таким образом выполняя изоляцию ствола 1 скважины. Обходной кабельный блок 12 закрепляют на неподвижном кожухе 15.
Как показано на фиг.1D, уплотняющий узел 17 закрепляют в канале 14 неподвижного кожуха 15 с помощью прижимных винтов или винтов 24 с головкой под ключ, соединяющихся с верхом другого уплотнительного узла 17 или промежуточного кольца 51. Кабель уплотняют в кабельном патрубке с боковым вводом или в некотором другом кабельном уплотнении над ним для выполнения изоляции ствола скважины сверху уплотняющей поверхности.
После этого осуществляют регулируемый ввод колонны 13 насосно-компрессорных труб и кабеля 11.
На фиг.2-8C детально показаны варианты осуществления компонентов системы 10, обеспечивающей регулируемый ввод колонны 13 насосно-компрессорных труб и кабеля 11 в ствол 1 скважины.
Показанная на фиг.2 система 10 содержит неподвижный кожух 15, являющийся частью вращающейся головки на устье скважины, выполненный с возможностью сообщения с оборудованием 16 устья скважины. Неподвижный кожух 15 дополнительно содержит обходной кабельный блок 12 для создания обходного пути кабеля 11 через него. Неподвижный кожух 15 может содержать одно или несколько боковых окон 20 для перенаправления скважинной текучей среды в систему восстановления давления бурового раствора или емкость бурового раствора (не показано) и нижний фланец 21 для функционального соединения над блоком противовыбросовых превенторов оборудования 16 устья скважины (фиг.1A).
Показанный на фиг.3 и 4 канал 14 неподвижного кожуха 15 имеет верхний участок 30 для размещения уплотнительного узла 17, нижний участок 31 для сообщения со стволом 1 скважины и уплотняющую поверхность 32 между ними.
На фиг.4 в специально повернутом сечении неподвижного кожуха 15 со снятым обходным кабельным блоком 12 показана боковая стенка 34 с кабельным проемом 19, прорезанным в ней.
Кабельный проем 19 проходит от верхнего участка 30 канала 14 к нижнему участку 31 канала 14, прерывая участок поверхности 32 уплотнения для размещения кабеля, смещенного вбок из канала 14. Кабельный проем 19 и обходной кабельный блок 12 стыкуются для соединения и образования структурно интегрированного неподвижного кожуха 15. Как показано на фиг.4, кабельный проем 19 проходит через боковую стенку 34. В зависимости от параметров боковой стенки кабельный проем 19 может также быть выполнен в виде выемки (не показано), аналогичной установочному пазу, при этом соответствующий кабельный патрубок с боковым вводом должен вставляться аксиально в такую выемку.
Как показано на фиг.5, уплотнительный узел 17 устанавливают в канал 14 неподвижного кожуха 15. Опорный заплечик 33 уплотнительного узла 17 соединяется с поверхностью 32 уплотнения для изоляции ствола 1 скважины под уплотнительным узлом 17 и предотвращения перемещения к устью скважины скважинных текучих сред и содействия перенаправлению скважинных текучих сред через множество боковых окон 20. Уплотнительный узел 17 удерживается в нижнем положении и закрепляется в верхнем участке 30 канала 14 множеством болтов 24 с головкой под ключ, установленных с разносом по периферии верхнего участка неподвижного кожуха 15. Множество болтов 24 с головкой под ключ можно вращать для радиального выпуска в канал 14 для закрепления уплотнительного узла 17 и удаления из канала 14 для обеспечения установки и высвобождения уплотнительного узла 17 в/из канала 14. Разнесенные по периметру болты 24 с головкой под ключ обеспечивают достаточное угловое пространство в боковой стенке 34 в интервалах между ними для прохода кабельного проема 19 через неподвижный кожух 15, прорезаемого в боковой стенке 34.
Обычные способы, используемые сегодня в промышленности для закрепления уплотнительного узла в неподвижном кожухе обычной вращающейся головки управления, включают в себя установку крышки или кольца поверх всего уплотнительного узла и неподвижного кожуха. Данное кольцо затем удерживается закрепленным и поджимается для приложения направленной вниз силы на уплотнительный узел гидравлическим фиксатором, соединенным по периферии с кольцом и верхним участком неподвижного кожуха. Хотя использование способа с фиксатором и кольцом для закрепления уплотнительного узла в неподвижном кожухе может обеспечивать разрыв кабельным проемом 19 настоящего изобретения боковой стенки неподвижного кожуха, фиксатор и кольцо могут мешать боковому смещению кабеля из канала неподвижного кожуха. Неспособность способа с фиксатором и кольцом обеспечивать боковое смещение кабеля из канала является ограничением, преодолеваемым использованием болтов 24 с головкой под ключ настоящего изобретения.
Болты 24 с головкой под ключ, когда приводятся в действие для закрепления уплотнительного узла 17, прикладывают к нему силу, направленную вниз. Как показано, болты с головкой под ключ могут соединяться с верхним заплечиком 25 уплотнительного узла 17 или промежуточным кольцом 51 (фиг.1B-1D). Промежуточное кольцо 51 представляет собой кольцо, устанавливаемое в верхний участок 30 канала 14 над уплотнительным узлом 17. Болт 24 с головкой под ключ соединяется с кольцом, закрепляя уплотнительный узел 17 в канале 14. Приведение в действие болтов 24 с головкой под ключ может быть автоматизировано или выполняться вручную.
Показанный на фиг.5 и отдельно на фиг.6 уплотнительный узел 17 содержит цилиндрическую втулку 22, имеющую эластомерный каучуковый элемент 23 устьевого герметизатора на нижнем конце. Цилиндрическая втулка 22 выполнена с возможностью пропуска трубных изделий, таких как ведущая бурильная труба, бурильные трубы или другие компоненты, при этом эластомерный элемент 23 устьевого герметизатора уплотняется вокруг трубных изделий. Цилиндрическая втулка 22 образует верхний заплечик 25 для соединения с болтами 24 с головкой под ключ для закрепления уплотнительного узла 17 в верхнем участке 30 канала 14. Цилиндрическая втулка 22 дополнительно содержит опорный заплечик 33, имеющий поверхность 38, герметично соединяющуюся с поверхностью 32 уплотнения (см. фиг.5).
Поверхность 38 заплечика 33 может содержать множество проходящих по периферии канавок, выполненных с возможностью установки уплотняющих элементов. Как показано на фиг.7, такие уплотняющие элементы могут включать в себя кольцевую прокладку 39, предотвращающую проход скважинных текучих сред между уплотнительным узлом 17 и боковой стенкой 34 неподвижного кожуха 15. Кольцевая прокладка 39 может включать в себя выступ U-образной формы для частичного охвата обходного кабельного блока 12 или структуры вокруг кабельного канала 26.
Эластомерный каучуковый элемент 23 устьевого герметизатора имеет внутренний диаметр, в нормальных условиях меньше наружного диаметра колонны насосно-компрессорных труб, устанавливаемой в цилиндрическую втулку 22. В результате эластомерный каучуковый элемент 23 устьевого герметизатора создает надежное или пассивное уплотнение вокруг трубных изделий, предотвращая перемещение вверх скважинных текучих сред через уплотнительный узел 17 и неподвижный кожух 15.
Как также показано на фиг.5 и 7, обходной кабельный блок 12 обеспечивает проход кабеля (не показано) через кабельный канал 26 и обход уплотнительного узла 17 при установке в верхний участок 30 канала 14, причем кабельный канал проходит от верхнего участка 30 над поверхностью 32 уплотнения к нижнему участку 31 канала 14. Обходной кабельный блок 12 содержит кабельный канал 26 и восстанавливающееся уплотнение 40, такое как приводимое в действие толкателем 27 с уплотняющей плашкой, для восстановления прерванной поверхности 32 уплотнения между неподвижным кожухом 15 и обходным кабельным блоком 12. Кабельный канал 26 проходит в скважину и входит в нижний участок 31 канала 14 под уплотнительным узлом 17. Ориентация кабельного канала 26 обеспечивает отсутствие контакта кабеля, входящего в нижний участок 31 канала 14, с элементом 23 устьевого герметизатора или скважинным участком уплотнительного узла 17 для уменьшения риска для кабеля и уплотнительного узла. Кабельный канал 26, как показано на фиг.5, может проходить под элементом 23 устьевого герметизатора для предотвращения контакта кабеля и элемента 23 устьевого герметизатора.
В альтернативном варианте осуществления кабельный канал 26 может иметь уплотнение или закрывающее устройство, такое как уплотнение, препятствующее попаданию отходов для минимизации входа бурового шлама и других отходов из ствола скважины в кабельный канал 26.
Как упомянуто выше, участок поверхности 32 уплотнения канала 14 прерывается кабельным проемом 19, проходящим через боковую стенку 34 неподвижного кожуха 15. В результате прерывания поверхности 32 уплотнения установка обходного кабельного блока 12 необязательно обеспечивает полное уплотнение соединения между заплечиком 33 уплотнительного узла 17 и поверхностью 32 уплотнения канала 14.
Как показано на фиг.7, для поддержания полного уплотнения соединения между уплотнительным узлом 17 и поверхностью 32 уплотнения канала 14 прерванный участок поверхности 32 уплотнения восстанавливается. Восстанавливающееся уплотнение 40 создается интегрально обходным кабельным блоком 12 или с помощью независимого уплотняющего средства. Как показано, обходной кабельный блок 12 реализует способ восстановления или рекуперации прерванного участка поверхности 32 уплотнения, включающий в себя использование восстанавливающегося уплотнения 40, приводимого в действие толкателем 27 с уплотняющей плашкой. Толкатель 27 с уплотняющей плашкой можно приводить в действие для принудительного введения уплотнения, такого как уплотнение 40 в форме буквы U, для совместного действия с подходящей по форме структурой кабельного канала 26. Конкретнее, толкатель 27 с уплотняющей плашкой может поджимать восстанавливающееся уплотнение 40 в форме буквы U для совместной работы с кабельным каналом и кольцевой прокладкой 39 поверхности 32 уплотнения и полного уплотнения вокруг обходного кабельного блока 12. В данном варианте осуществления восстанавливающееся уплотнение 40 устанавливается вокруг цилиндрической структуры кабельного канала 26 для восстановления прерванного участка поверхности 32 уплотнения. Кабель проходит через кабельный канал 26 для входа в нижний участок 31 канала 14 под элементом 23 устьевого герметизатора уплотнительного узла 17.
Также показанный на фиг.5 и 7 в другом варианте осуществления обходной кабельный блок 12 может включать в себя один или несколько толкателей 28 с кабельными срезающими плашками для аварийного срезания кабеля. В альтернативном варианте осуществления обходной кабельный блок 12 может дополнительно содержать уплотнение высокого давления для уплотнения вокруг кабеля для изоляции ствола скважины под уплотнительным узлом.
Показанный на фиг.8A-8C кабельный проем 19 прерывает поверхность 32 уплотнения, и в случаях, где кабельный проем 19 проходит значительную часть расстояния или полностью через боковую стенку 34, структурная целостность неподвижного кожуха 15 нарушается. Соответственно, обходной кабельный блок 12 и неподвижный кожух 15 снабжены совмещающимися установочными и закрепляющимися поверхностями, укомплектовывающими неподвижный кожух 15 при установке и возвращающими неподвижному кожуху 15 его исходные структурные показатели работы. Как показано, по существу обходной кабельный блок 12 закреплен винтами с головкой под ключ для изоляции кабельного проема 19.
Работа системы
Согласно этапам, показанным на фиг.1A-1D, и блок-схеме последовательности операций способа на фиг.9 на первой стадии 500 способа спуска колонны насосно-компрессорных труб и кабеля в скважину создается неподвижный кожух 15, сообщенный со стволом 1 скважины. Неподвижный кожух 15 может являться структурой для вращающегося устьевого оборудования, имеющей канал 14 с верхним участком 30 и нижним участком 31, сообщенным со стволом скважины. Поверхность 32 уплотнения, действующая совместно с уплотнительным узлом 17, выполнена между верхним и нижним участком 30, 31. В одном варианте осуществления неподвижный кожух 15 создают по завершении обычных операций бурения. В таком варианте бурильную колонну или колонну 13 насосно-компрессорной трубы поднимают из ствола 1 скважины, и ствол 1 скважины изолируют на поверхности.
На стадии 510 колонну 13 насосно-компрессорной трубы пропускают через уплотнительный узел 17 для уплотнения вокруг нее.
Как показано на фиг.1A, на стадии 521 фиг.9 для обеспечения дополнительных работ кабель 11 пропускают через обходной кабельный блок 12, устанавливая проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля для спуска в ствол 1 скважины. Проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля обычно спускают в кольцевое пространство за колонной 13 насосно-компрессорных труб с проходом через переводник 5 с боковым вводом так, как обычно выполняют в нормальных условиях работы на каротажном кабеле. Кабель 11 обычно спускают в скважину для фиксации и соединения без прекращения работы с каротажными инструментами, уже находящимися в скважине. Переводник 5 с боковым вводом образует часть колонны 13 насосно-компрессорных труб. Проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля теперь спускают с колонной 13 насосно-компрессорной трубы и не изолирующимся обычным способом в неподвижном кожухе 15.
Как показано на фиг.1B, на стадии 530 фиг.9 следующее звено насосно-компрессорной трубы 18 пропускают через уплотнительный узел 17 и скрепляют с колонной 13 насосно-компрессорной трубы. Колонну 13 насосно-компрессорной трубы, уплотнительный узел 17 и проходящий по стволу скважины участок 11W кабеля затем спускают в канал 14 неподвижного кожуха 15.
Как показано на фиг.1C, на стадии 540 фиг.9 кабель 11 смещается вбок от канала 14 в кабельный проем 19 в боковой стенке 34 неподвижного кожуха 15, освобождая канал 14 для установки уплотнительного узла 17 в нем. Кабель 11 обходит уплотнительный узел 17 с кабельным участком 11W для ствола скважины, проходящим к забою в ствол 1 скважины. Кабель 11 проходит от верхнего участка 30 к нижнему участку 31 канала 14 через кабельный проем 19.
Как показано на фиг.1C, на стадии 550 фиг.9 уплотнительный узел 17 устанавливают на поверхность уплотнения канала 14, и обходной кабельный блок 12 устанавливают в кабельный проем 19.
На стадии 560 поверхность 32 уплотнения герметизируют на кабельном проеме 19 для изоляции ствола 1 скважины под уплотнительным узлом 17. Обходной кабельный блок 12 крепят к неподвижному кожуху, что в одном варианте осуществления завершает уплотнение вокруг уплотнительного узла 17 с использованием восстановления уплотнения 40. Уплотнительный узел герметизирует колонну 13 насосно-компрессорной трубы. Уплотнение выполняют вокруг кабеля 11.
Ствол 1 скважины можно открывать для сообщения с нижним участком 31 неподвижного кожуха 15 для регулируемого спуска колонны 13 насосно-компрессорных труб и уплотненного кабеля 11 к забою скважины, как для каротажа.
Специалисту в данной области техники понятно, что если обходной кабельный блок 12 сам не оборудован для уплотнения вокруг кабеля 11, проходящего через него, другое уплотняющее устройство, такое как кабельный лубрикатор, набивной сальник, блок управления головки тавотонагнетателя или т.п., можно вводить с функциональным прикреплением со стороны устья обходного кабельного блока 12.
Стволы скважины с каналами большого диаметра
Для проведения операций в стволах скважин с каналами большого диаметра можно использовать вариант осуществления настоящего изобретения с каналом большого диаметра. Система с каналом большого диаметра должна предоставлять возможность спуска кабеля с проходом сверху неподвижного кожуха вместо спуска с проходом сбоку неподвижного кожуха, как в варианте системы для обычных каналов. Кабель может входить через кабельный ввод 41, такой как окно, снабженное фланцем, установленным сверху уплотнительного узла 17 и смежно с опорной крышкой. Кабель может проходить через кабельный канал 26 и выходить из уплотнительного узла 17 смежно с элементом 23 устьевого герметизатора. Проходящий по поверхности участок 11S кабеля можно спускать связанным с двойным барьером при установке последнего сверху несущей крышки.
Уплотнительный узел 17 в одном варианте осуществления может заменять обычный опорный узел для данной операции, хотя обычный опорный узел можно эксплуатировать, если требуется вращение. Система с каналом большого диаметра может содержать неподвижный кожух 15 для размещения уплотнительного узла 17. Уплотнительный узел 17, обеспечивающий проход колонны насосно-компрессорных труб через него, имеет элемент 23 устьевого герметизатора в своей нижней части для уплотнения вокруг колонны насосно-компрессорных труб. Уплотнительный узел может дополнительно иметь элемент в своей верхней части для создания двойного барьера. Кабельный канал 26 может быть обеспечен в уплотнительном узле 17 для обеспечения прохода кабеля через него и выхода из уплотнительного узла 17, связанного с элементом 23 устьевого герметизатора.
Кабельный канал 26 может проходить под цилиндрическую втулку 22, чтобы заканчиваться смежно с элементом 23 устьевого герметизатора, обеспечивая проход проходящего по стволу скважины участка 11W кабеля и вход в нижний участок 31 канала 14 без защемления между элементом 23 устьевого герметизатора и неподвижным кожухом 15, когда колонна насосно-компрессорных труб со звеньями инструмента проходит через элемент устьевого герметизатора.
Кабельный ввод 41 для кабельного канала 26 может сообщаться с набивным сальником, кабельным лубрикатором, блоком управления головки тавотонагнетателя или т.п. для создания герметичного уплотнения для кабеля. В одном варианте осуществления набивной сальник или другое герметично уплотняющее устройство может сообщаться непосредственно с кабельным каналом 26 без использования фланцевого соединения, такого как на кабельном проеме 41. В вариантах с использованием набивного сальника можно закачивать консистентную смазку для поддержания герметичного уплотнения.
Показанный на фиг.10 неподвижный кожух 15 является, соответственно, более крупным, образующим большое кольцевое пространство R вокруг колонны насосно-компрессорных труб и цилиндрической втулки 36 уплотнительного узла 17. Уплотнительный узел 17 может иметь достаточно большое сечение для прохода через него кабельного канала 26. Отсутствует необходимость нарушения структуры или боковой стенки 34 неподвижного кожуха 15 для размещения кабеля. Кабельный канал 26 связан с обычным эластомерным каучуковым элементом 23 устьевого герметизатора, но разнесен радиально от него, при этом исключено ненадлежащее уплотнение трубных изделий элементом 23 устьевого герметизатора.
В таком варианте осуществления нет необходимости в отдельном переводнике обходного кабельного блока 12 и кабельном проеме 19 в боковой стенке 34 неподвижного кожуха 15. Кабель может проходить через кабельный проем 41 в уплотнительный узел 17, выходя со стороны, обращенной к забою, из элемента 23 устьевого герметизатора в нижнем участке 31 канала 14 для монтажа в переводник с боковым вводом и колонну насосно-компрессорной трубы, проходящую в скважину из уплотнительного узла 17. Уплотнительный узел 17, колонну насосно-компрессорной трубы и кабель 11 можно безопасно спускать в канал большого диаметра неподвижного кожуха 15 и закреплять в нем уплотнительный узел 17. Уплотнительный узел 17 можно аналогично закреплять в канале 14 множеством болтов с головкой под ключ (не показано), разнесенных по периметру вокруг неподвижного кожуха. Болт 24 с головкой под ключ можно приводить в действие вручную или автоматически для соединения с уплотнительным узлом 17 для приложения удерживающей или направленной вниз силы к нему.
После установки уплотнительного узла 17 в канале 14 кабельный канал 26 обеспечивает проход колонны 13 насосно-компрессорных труб сверху мимо поверхности 32 уплотнения к нижнему участку 31 канала 14. Поскольку уплотнительный узел 17 имеет достаточное сечение для включения в себя кабельного канала 26, проходящему по стволу скважины участку 11W кабеля нет необходимости нарушать боковую стенку неподвижного кожуха 15 для обхода поверхности 32 уплотнения.
В альтернативном варианте осуществления кабельный канал 26 варианта осуществления «с каналом большого диаметра» может дополнительно содержать уплотнение высокого давления для уплотнения вокруг кабеля для изоляции ствола скважины под уплотнительным узлом 17 и предотвращения прохода скважинной текучей среды через кабельный канал 26.
В другом варианте осуществления кабельный канал 26 может иметь механизм, такой как уплотнение, удерживающее отходы, для предотвращения входа твердых частиц в кабельный канал 26 из ствола скважины. В другом варианте осуществления кабельный канал 26 может также иметь ролики, способствующие проходу кабеля через него.
В другом варианте осуществления уплотнительный узел 17 может иметь толкатели с плашками для срезания кабеля в аварийной ситуации. В другом варианте осуществления уплотнительный узел 17 может также иметь средство для измерения натяжения кабеля.
Работа системы
Как показано на блок-схеме последовательности операций способа на фиг.9, на первой стадии 500 создают неподвижный кожух 15, сообщенный со стволом 1 скважины. На следующей стадии 510 колонну 13 насосно-компрессорной трубы проводят через уплотнительный узел 17.
Хотя следующую стадию 522 можно выполнять одновременно со стадией 510 или после нее кабель 11 пропускают через кабельный проем в уплотнительном узле 17 для установки проходящего по стволу скважины участка 11W кабеля.
На стадии 530 уплотнительный узел 17, колонну 13 насосно-компрессорной трубы и кабель 11 спускают в канал 14 неподвижного кожуха 15. На стадии 550 уплотнительный узел 17 устанавливают на поверхность 32 уплотнения и на стадии 560 уплотняют на ней для изоляции ствола 1 скважины под уплотнительным узлом 17. В данном варианте осуществления герметизация на уплотнительном узле может быть выполнена простым соединением уплотнительного узла 17 с поверхностью 32 уплотнения. Уплотнительный узел 17 закрепляется в неподвижном кожухе 15 болтами 24 с головкой под ключ.
Обычно во время проведения в сложных условиях операций каротажа вращение бурильной колонны отсутствует, и, следовательно, уплотнительному узлу 17 нет необходимости иметь подшипники для вращения. Вместе с тем, в альтернативном варианте осуществления уплотнительный узел 17 может представлять собой модульный смазываемый блок подшипников, описанный как в опубликованной в США патентной заявке настоящего заявителя 2009/01619971, опубликованной 25 июня 2009 г., и в заявке настоящего заявителя PCT/CA2009/000835 от 29 июня 2009 г., содержание которых полностью включено в данный документ в виде ссылки. В таком варианте осуществления уплотнительный узел, имеющий блок подшипников, можно также использовать для скважинных операций, требующих вращения бурильной колонны. Использование одного уплотнительного узла с блоком подшипников для операций, требующих вращения бурильной колонны и не требующих вращения, может уменьшать общие капитальные затраты на оборудование.