СПОСОБЫ, СИСТЕМЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ НА ГИБКОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЕ
METHODS, SYSTEMS AND DEVICE FOR TEST ON FLEXIBLE TUBING STRING

Область применения
Настоящее изобретение относится, в общем случае, к области испытания пластов, несущих углеводороды, и, в частности, к способам, системам и устройствам, полезным для таких операций.
Уровень техники
Область применения гибких насосно-компрессорных труб расширилась после ее внедрения в нефтяную промышленность в 1960-х годах. Ее способность проходить через трубы завершения и разнообразие инструментов и технологий, которые можно использовать совместно с ней, делают ее применение весьма универсальным, и эта универсальность лежит в основе настоящего изобретения. Последние достижения в гибкой насосно-компрессорной трубе позволяют обеспечить оперативное управление скважинным оборудованием, передачу данных измерения и изоляцию отдельных зон в коллекторе.
Типичное устройство на основе гибкой НКТ включает в себя наземное оборудование нагнетания, колонну гибкой НКТ, намотанную на бобину, способ спуска гибкой НКТ в ствол скважины и ее подъема оттуда и наземное устройство управления на устье скважины. В ходе процесса сматывания гибкая НКТ подвергается пластической деформации, когда она сходит с бобины и выпрямляется инжектором для спуска в скважину. Гибкая НКТ слегка расширяется под действием перепада давления.
Один типичный способ испытания и оценивания коллекторов представляет собой опробование пласта на трубе. Другой способ представляет собой кабельное испытание. Для оптимизации добычи и разработки коллектора необходима информация о границах, верхнем слое и проницаемости коллектора. Проблемы возникают вследствие смешанного потока.
К сожалению, опробование пласта на трубе требует удаления существующих элементов заканчивания и включает в себя стоимость обеспечения установки для перемещения отдельных секций буровой трубы. Опробование пласта на трубе также не базируется на оперативном сборе данных в ходе операции испытания. Кабельное испытание включает в себя необходимость заглушать скважину для проводки кабельного инструмента, что нежелательно, и короткого интервала, который можно тестировать, часто бывает недостаточно.
Существует ряд патентов, раскрывающих испытания коллектора с использованием концентрической гибкой НКТ. Пластовая текучая среда возвращается в самый внутренний слой и жидкость управления скважиной нагнетается в самый внешний слой концентрической НКТ. На поверхности необходимо иметь сложное устройство клапанов и расходомеров для поддержания управления скважиной, когда пластовая текучая среда отводится в наземное технологическое оборудование. Вес и стоимость концентрической гибкой НКТ ограничивает ее коммерческое применение.
По прежнему необходимы способы и устройство для испытания и оценивания коллекторов без привлечения существующего оборудования заканчивания из ствола скважины. Также необходимы способы и устройство для испытания и оценивания отдельных зон в коллекторе, включая испытание тех зон, через которые текучая среда обычно не течет в отсутствие механизированной добычи. Требуются способы и устройство, обеспечивающие стабильную величину гидростатического подпора в зоне коллектора, а также способы и устройство для надежного перемещения пластовых текучих сред изнутри гибкой НКТ в кольцевое пространство вокруг гибкой НКТ в той же точке выше по колонне. Необходимо также клапанное устройство на основании или в другом месте между поверхностью и основанием катушки гибкой НКТ, и необходима передача данных на клапанное устройство для определения, что происходит на или вблизи клапанного устройства.
Сущность изобретения
Вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ испытания многозонального коллектора при вытекании пластовых текучих сред из ствола скважины. Способ содержит следующие этапы: спуск гибкой НКТ в ствол скважины; активирующие устройства для разобщения зон для изоляции, по меньшей мере, одной зоны; обеспечение вытекания текучей среды из изолированной зоны; измерение скважинного расхода и давления текучей среды из изолированной зоны.
Другой вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает способ испытания многозонального коллектора при вытекании пластовых текучих сред из ствола скважины. В этом варианте осуществления способ содержит следующие этапы: спуск гибкой НКТ в ствол скважины; установка первого изолирующего устройства для предотвращения вытекания пластовой текучей среды на поверхность; активирующие устройства для разобщения зон под первым изолирующим устройством для изоляции первой зоны; обеспечение вытекания текучей среды из первой зоны; измерение скважинного расхода и давления текучей среды из первой зоны; отведение потока текучей среды из первой зоны в кольцевом пространстве над первым изолирующим устройством.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения предусматривает устройство для испытания пластовых текучих сред при их вытекании из ствола скважины. Устройство содержит гибкую НКТ, сдвоенную систему пакеров, активируемых для изоляции зоны коллектора, причем сдвоенная система переносится и размещается гибкой НКТ, клапанную систему наземного управления, которая позволяет текучей среде, нагнетаемой с поверхности, втекать в кольцевое пространство ствола скважины над сдвоенной системой пакеров и в зону, изолированную сдвоенной системой пакеров, и позволяет текучей среде из изолированной зоны коллектора втекать в кольцевое пространство над сдвоенной системой пакеров, и измерительное устройство для измерения расхода текучей среды, текущего из изолированной зоны.
Различные аспекты изобретения и их комбинации ясны из нижеследующих краткого описания чертежей, подробного описания изобретения и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Способ, которым можно добиться целей изобретения и других желательных характеристик, раскрыт в нижеследующем описании со ссылками на прилагаемые чертежи, в которых изображено следующее:
фиг.1 изображает схему известного устройства на основе гибкой НКТ, используемого для операций обработки скважины;
фиг.2 - схему известного для устройства испытания пласта на трубе, используемого для операций обработки скважины;
фиг.3 - схему известного устройства кабельного испытания, используемого для оценивания коллектора;
фиг.4 - схему известной операции каротажа в эксплуатационной скважине, используемой для испытания коллектора, которая позволяет возвращать углеводороды на поверхность вне сматываемой НКТ, с искусственным газлифтом или без него;
фиг.5 - схему усовершенствования известного устройства, показанного на фиг.4;
фиг.6 - схематический вид сбоку, частично в разрезе, системы связи, использующей пучок оптических волокон внутри металлической трубки, вставленной в сматываемую НКТ, которые передают данные, но не энергию;
фиг.7 - схему устройства согласно изобретению, позволяющего разделять сматываемый соединитель на две части и компонент, вставленный между ними;
фиг.8 - схему сматываемой испытательной системы согласно изобретению, имеющей клапан для отвода текучей среды, расположенный между поверхностью и основанием гибкой НКТ, скважинный компонент с изоляцией и датчиками, который смешивает текучую среду из испытуемой зоны с текучей средой из зоны над испытуемой зоны;
фиг.9 - схему сматываемого испытательного устройства согласно изобретению, имеющего клапан для отвода текучей среды, расположенный между поверхностью и основанием гибкой НКТ и скважинный компонент с клапанами и датчиками для испытания коллектора, и расположенного внутри одноствольной системы заканчивания с газлифтом и без него, которое не смешивает текучую среду из зоны, представляющей интерес, с текучей средой из других зон;
фиг.10 - схему сматываемого испытательного устройства согласно изобретению, имеющего клапан для отвода текучей среды, расположенного между поверхностью и основанием гибкой НКТ, и плюс скважинный компонент с клапанами и датчиками для испытания коллектора, иллюстрирующую систему испытания через эксплуатационную НКТ;
фиг.11 - схему испытательного устройства согласно изобретению, которое устраняет необходимость в промежуточной отводящей секции, вместо которой предусмотрено устройство скважинных датчиков совместно с системой связи, способной передавать скважинные данные в реальном времени в ходе испытания;
фиг.12 - схему устройства согласно изобретению, способного передавать данные расхода на поверхность, при этом поток пластовой текучей среды отводится во внутренний канал в компоновке низа бурильной колонны, и предусмотрен расходомер на основе трубки Вентури, и данные расхода передаются на поверхность; и
фиг.13 - схему способа испытания согласно изобретению, включающего в себя этапы спуска сматываемой НКТ в ствол скважины, обеспечения разобщения зон и отбора пластовой текучей среды из изолированной зоны коллектора.
Прилагаемые чертежи не выполнены в масштабе, иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления настоящего изобретения и не ограничивают объем изобретения, которое допускает другие, столь же эффективные варианты осуществления.
Подробное описание
В нижеследующем описании многочисленные детали представлены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Однако специалистам в данной области техники очевидно, что настоящее изобретение можно осуществлять на практике без этих деталей, и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления.
Под "стволом скважины" понимается самая внутренняя труба системы заканчивания. "Поверхность", если не указано обратное, означает, в общем случае, местоположение вне ствола скважины, на уровне земли или над ним и, в общем случае, на буровой площадке, хотя в это понятие можно включить другие географические положения на уровне земли или над ним. "Труба" или "НКТ" означает трубопровод или, вообще, любое круглое полое устройство и в области нефтедобычи обсадную трубу, бурильную трубу, металлическую трубку или гибкую НКТ или другое подобное устройство. Под "обслуживанием скважины" понимается любая операция, предназначенная для увеличения выхода углеводорода из коллектора, снижение выхода неуглеводородных веществ (при наличии таковых) и того и другого вместе, включающую в себя этап нагнетания текучей среды в ствол скважины. Это включает в себя нагнетание текучей среды в нагнетательную скважину и добычу углеводорода из второго ствола скважины. Нагнетаемая текучая среда может представлять собой состав для повышения производительности зоны, несущей углеводороды или может представлять собой состав, нагнетаемый в другие зоны для блокировки их проницаемости или пористости. Способы изобретения могут включать в себя нагнетание текучих сред, например, для стабилизации участков ствола скважины для прекращения выноса песка или нагнетание цементного раствора в ствол скважины, в котором случае нагнетаемая текучая среда может проникать в заканчивание (например, вниз по внутренней трубе и затем вверх вне трубы в кольцевом пространстве между этой трубой и породой) и обеспечивать механическую целостность ствола скважины. Таким образом, используемые здесь термины "обработка" и "обслуживание" шире, чем термин "интенсификация". Во многих вариантах применения, когда порода в основном состоит из карбонатов, одна из текучих сред может включать в себя кислоту, и повышение выхода углеводорода обусловлено непосредственно повышением пористости и проницаемости матрицы породы. В других вариантах применения, часто при наличии песчаников, стадии могут включать в себя добавление к текучей среде расклинивающего агента или дополнительных материалов, благодаря чему давление текучей среды приводит к гидроразрыву породы, и в трещины поступает расклинивающий агент во избежание смыкания трещин. Детали описаны в большинстве стандартных документов по обслуживанию скважин и известны специалистам по обслуживанию скважин, поэтому здесь они опущены.
Используемые здесь термины "ПВП" и "противовыбросовый превентор" в общем случае применимы к любой системе клапанов в устье скважины, которые могут закрываться, если рабочая бригада теряет контроль над пластовыми текучими средами. Термин включает в себя кольцевые противовыбросовые превенторы, плашечные противовыбросовые превенторы, срезающие плашки, сборки управления скважиной. Закрывая этот клапан или систему клапанов (что обычно делается дистанционно посредством гидроприводов), бригада обычно восстанавливает контроль над скважиной, после чего можно начинать процедуры повышения плотности бурового раствора, пока не станет возможным открыть ПВП и поддерживать управление пластовым давлением. "Сборка управления скважиной" может содержать набор из двух или более ПВП, используемых для обеспечения управления давлением в скважине. Типичная сборка может содержать от одного до шести плашечных превенторов и, в необязательном порядке, один или два кольцевых превентора. Типичная конфигурация сборки имеет плашечные превенторы внизу и кольцевые превенторы наверху. Конфигурация сборки превенторов оптимизирована для обеспечения максимальной целостности, безопасности и гибкости регулировки давления в случае нарушения управления скважиной. Сборка управления скважиной также может включать в себя различные фланцевые соединения, переходники и отводы трубопровода для обеспечения циркуляции скважинных текучих сред под давлением в случае нарушения управления скважиной.
"Лубрикатор", иногда именуемый трубкой или цилиндром лубрикатора, обеспечивает способ и устройство, благодаря которым инструмент, используемый на нефтяных месторождениях, практически любой длины можно использовать в операциях с бухтованной или стыкованной НКТ. В некоторых вариантах осуществления использование лубрикатора позволяет монтировать механизм привода инжектора гибкой НКТ непосредственно на устье скважины. Инструмент, используемый на нефтяном месторождении, любой длины можно монтировать в цилиндрическом лубрикаторе с закрытым концом, который затем устанавливается на ПВП. После установления флюидной связи между инжектором и ПВП, с одной стороны, и устьем скважины, с другой стороны, за счет открытия, по меньшей мере, одного клапана, инструмент, используемый на нефтяном месторождении, опускается от лубрикатора в ствол скважины, при этом часть инструмента остается в устье скважины рядом с первыми герметичными плашками, находящимися в ПВП, которые затем закрываются для захвата и герметизации инструмента. Затем лубрикатор можно удалить и держатель инжектора расположить над ПВП и устьем скважины. Колонна труб наращивается для сцепления с захваченным инструментом, и между НКТ и инструментом устанавливается флюидная и/или электрическая связь. Затем механизм привода инжектора (уже удерживающий/присоединенный к колонне труб) можно присоединить к ПВП или устью скважины, и первые герметичные плашки, захватывающие инструмент, отпускаются, и между стволом скважины и приводом держателя инжектора НКТ устанавливается флюидная связь. Извлечение и удаление компонентов инструмента, используемого на нефтяном месторождении, осуществляется путем выполнения вышеописанных этапов в обратном порядке.
Под "системой нагнетания" понимается наземное устройство, состоящее из насосов, которое может включать в себя электрический или гидравлический силовой агрегат, общеизвестный как источник питания. В случае нескольких насосов они могут быть соединены между собой последовательно или параллельно, и мощность, переносящая линию связи, может поступать от одного или нескольких насосов. Система нагнетания также может включать в себя смесительные устройства для объединения разных текучих сред или примешивания твердых частиц в текучую среду, и изобретение предусматривает использование скважинных и наземных данных для изменения параметров нагнетаемой текучей среды, а также управления оперативным смешиванием.
Под "наземной системой сбора данных" подразумевается один или несколько компьютеров на буровой площадке, с возможностью объединения компьютеров в сеть, а также с возможностью использования сети наземных датчиков. Компьютеры и датчики могут обмениваться информацией по беспроводной сети. Некоторые компьютеры необязательно расположены на буровой площадке, но связь с ними можно осуществлять посредством системы связи. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения линия связи может оканчиваться на беспроводном передатчике в устье скважины, и скважинные данные могут передаваться по беспроводной линии связи. Наземная система сбора данных может иметь механизм объединения скважинных данных с наземными данными и последующего их отображения на пользовательской консоли.
В иллюстративных вариантах осуществления изобретения в системе сбора данных могут выполняться программы-консультанты, которые дают рекомендации по изменению рабочих параметров на основании скважинных данных или комбинации скважинных данных и наземных данных. Такие программы-консультанты также могут выполняться на удаленном компьютере. Действительно, удаленный компьютер может принимать данные одновременно от нескольких скважин.
Линии связи, используемые согласно изобретению, могут иметь длину, многократно превышающие их диаметр или эффективный диаметр (определяемый как среднее значение наибольшего и наименьшего размера в любом поперечном сечении). Линии связи могут иметь любое поперечное сечение, в том числе, но без ограничения, круглое, прямоугольное, треугольное любое коническое сечение, например, овальное, дольчатое и т.п. Диаметр линии связи может быть однородным или неоднородным по длине линии связи. Термин «линия связи» включает в себя пучки отдельных волокон, например, пучки оптических волокон, пучки металлических проводов и пучки, содержащие металлические провода и оптические волокна. Могут присутствовать другие волокна, например, армирующие волокна, либо в сердцевине, либо распределенные по поперечному сечению, например, полимерные волокна. Арамидные волокна общеизвестны благодаря своей прочности, один материал на основе арамидных волокон известен под торговой маркой "кевлар". В некоторых вариантах осуществления диаметр или эффективный диаметр линии связи может составлять 0,125 дюйма (0,318 см) или менее. В одном варианте осуществления линия связи включает в себя оптическое волокно или пучок из множественных оптических волокон, что делает допустимым повреждение одного волокна. В патентной заявке США №11/111,230 настоящего заявителя под названием "Optical Fiber Equipped Tubing and Methods of Making and Using", поданной 21 апреля 2005 г., раскрыта одна возможная линия связи, в которой инконелевая трубка создается путем обертывания ее вокруг оптического волокна с последующим лазерным привариваением патрубка для закрытия трубки. Полученная конструкция именуется оптоволоконной трубкой, и она обладает высокой жесткостью и способна выдерживать воздействие текучих сред с высокой абразивной и коррозионной способностью, в том числе соляную и плавиковую кислоты. Оптоволоконные трубки также доступны от K-Tube, Inc., Калифорния, США. Преимущество оптоволоконных трубок подобного рода в том, что они позволяют непосредственно присоединять датчики к нижней части трубки. Датчики могут иметь, по существу, такой же или меньший диаметр, чем оптоволоконная трубка, что минимизирует вероятность отрыва датчика от конца трубки при перемещении. Однако оптоволоконные трубки недешевы, и поэтому некоторые варианты осуществления изобретения предусматривают извлечение датчиков путем обратной намотки, чтобы трубку можно было повторно использовать. Обратная намотка может осуществляться под управлением наземной системы сбора данных, но также может быть автономным устройством, добавляемым по завершении процесса интенсификации.
В альтернативном варианте осуществления линия связи может содержать одно оптическое волокно, имеющее фторополимерное или другое сконструированное полимерное покрытие, например, париленовое покрытие. Преимущество такой системы в том, что ее стоимость достаточно низка и ее можно выбрасывать после каждой операции. Один недостаток состоит в том, что она должна выдерживать перемещение в скважину и последующие стадии, которые могут включать в себя стадии расклинивающего агента. В этих вариантах осуществления можно использовать длинную предохранительную трубку или патрубок, содержащую очень прочный материал или материал, покрытый известными поверхностными упрочнителями, например, карбидами или нитридами. Линия связи будет подаваться через эту предохранительную трубку или патрубок. Длину предохранительного патрубка можно выбирать так, чтобы текучая среда, проходящая через дальний конец патрубка, была ламинарной. Эта длина может составлять дюжины футов или метров, чтобы предохранительный патрубок можно было размещать в самом стволе скважины. Согласно вариантам осуществления, где линия связи является одноволоконной, может потребоваться, чтобы воспринимающее устройство было очень мало. В этих вариантах осуществления можно использовать устройство, изготовленное по нанотехнологии, которое можно присоединить к концу волокна без значительного увеличения диаметра волокна. На нижний конец волокна можно добавить малую оболочку, закрывающую чувствительный участок, чтобы любые изменения наружного диаметра были очень плавными.
На фиг.1 показана схема, не в масштабе, варианта осуществления известной системы, которая используется для размещения колонны гибкой НКТ в скважине. (Одинаковые компоненты обозначены одинаковыми позициями на всех фигурах, если не указано обратное.) На фиг.1 показана гибкая НКТ 22, разматываемая с бобины 20 инжектором 26 через S-образное колено 24, как известно в технике. Устройство (не показано) можно обеспечивать в любом количестве позиций, которые могут быть полезны при проведении геометрических измерений гибкой НКТ. Гибкая НКТ 22 разматывается и может спускаться в скважину, и вытягиваться из скважины, действующей скважины благодаря наземному устройству управления скважиной. Пластовые текучие среды могут возвращаться вверх по кольцевому пространству между гибкой НКТ 22 и стволом скважины (не показан на фиг.1).
Хотя гибкая НКТ полезна для различных целей на буровой площадке, в основном, в связи с ее способностью перемещать текучие среды в скважину и из нее, управление скважиной может сталкиваться с трудностями, особенно в так называемых ситуациях обратного потока, когда добытые текучие среды могут иметь возможность протекать вверх по НКТ к поверхности. Кроме того, гибкая НКТ подвергается пластической деформации в ходе эксплуатации и в ней часто возникают дефекты в виде проколов. Концентрическую гибкую НКТ можно использовать для возврата пластовой текучей среды на поверхность, но это сопряжено со значительными эксплуатационными трудностями, в том числе безопасного отвода текучих сред на поверхности от бобины концентрической гибкой НКТ на технологическое оборудование.
На практике, если пластовые текучие среды нужны на поверхности, они чаще всего транспортируются через более прочную НКТ, например, используемую в ходе опробования пласта на трубе. В этом случае, как показано на фиг.2A-2B, бурильная труба обычно используется для переноса системы пакеров. Фиг.2A и 2B, по существу, идентичны фиг.1A и 1B из патента США №4,320,800 правообладателя. Для проведения испытания интервала скважины спускаемая колонна 10 бурильной трубы или НКТ снабжается клапаном 11 обратной циркуляции любой типичной конструкции, например, клапаном наподобие проиллюстрированного в патенте США №2,863,511, выданном правообладателю этого изобретения. Подходящий отрезок бурильной трубы 12 врезается между клапаном 11 обратной циркуляции и сборкой 13 многофазного расходомера или испытательного клапана, которая попеременно открывает и закрывает пластовой интервал, подлежащий испытанию. Предпочтительная форма сборки 13 испытательного клапана проиллюстрирована в патенте США №3,308,887, также выданном автору настоящего изобретения. Нижний конец испытательного клапана 13 присоединен к клапану 14 сброса давления, который, в свою очередь, присоединен к держателю 15 устройства записи, в котором заключено устройство записи давления, аналогичного показанному в патенте США №2,816,440. Устройство записи постоянно регистрирует давление текучей среды в зависимости от истекшего времени в ходе испытания обычным образом. Держатель 15 устройства записи присоединен к верхнему концу переводника-фильтра 16, который принимает и выбрасывает скважинные текучие среды в ходе работы насосного агрегата 17 для надувки верхнего пакера, к которому присоединен нижний конец переводника-фильтра. Насосный агрегат 17, который совместно с различными другими составными частями инструментальной колонны обычно включает в себя внутреннюю и внешнюю телескопические детали, и система обратных клапанов, предназначенных для того, чтобы скважинные текучие среды смещались под давлением в ходе движения вверх внешней детали относительно внутренней детали и всасывались через переводник-фильтр 16 в ходе движения вниз. Таким образом, ряд вертикальных движений вверх и вниз спускаемой колонны 10 обеспечивает действие насосного агрегата 17 и подачу текучих сред под давлением для надувания верхнего пакера, что описано ниже.
Нижний конец насосного агрегата 17 присоединен к клапану 18 выравнивания и выпуска пакера, который можно активировать по завершении испытания для выравнивания давлений в испытуемом интервале скважины с гидростатическим напором скважинных текучих сред в кольцевом пространстве над инструментами и для обеспечения сдувания верхнего пакерного элемента с переходом в его обычное расслабленное состояние. Конечно выравнивающий клапан необходим для обеспечения освобождения пакеров, чтобы инструментальную колонну можно было извлечь из скважины. Клапан 18 присоединен к верхнему концу системы 19 сдвоенных надувных пакеров, включающей в себя верхний и нижний надувные пакеры 21A и 21B, соединенные друг с другом различными компонентами, в том числе удлиненным промежуточным переводником 7. Каждый из надувных пакеров 21A и 21B включает в себя эластомерный рукав, который обычно сжат, но может расширяться наружу под действием внутреннего давления текучих сред и входить в герметичный контакт с окружающей стенкой ствола скважины. Длину промежуточного переводника 7 выбирают таким образом, чтобы в ходе испытания верхний пакер 21A был над верхним концом зоны пласта, представляющей интерес, и нижний пакер 21B был ниже интервала. Конечно, когда пакерные элементы расширяются, как показано на фиг.2A, интервал скважины между элементами изолируется или герметизируется от остального ствола скважины, благодаря чему отбор текучих сред из интервала можно производить через вышеописанные инструменты и в бурильную трубу 12.
Насосный агрегат 23 вращательного действия, который функционально отличается от верхнего насосного агрегата 17, подключен между двумя пакерами и предназначен для подачи текучих сред под давлением в нижний пакер 21B для его надувания с целью герметического контакта со стенкой ствола скважины в результате вращения колонны труб 10, выходящей на поверхность. Нижний конец насоса 23 присоединен к промежуточному выпускному клапану пакера 8, который позволяет сдувать пакер 21B в конце испытания. Нижняя пакерная сборка 21B, в общем случае, аналогична по конструкции верхней сборке 21A, и ее нижний конец присоединен к пружинному инструменту 25 для сдувания, имеющему средство 9 фрикционного сцепления со стенкой ствола скважины, для предотвращения вращения, что обеспечивает вращательное действие насосного агрегата 23. Инструмент 25 также может включать в себя клапан, который открывается по окончании испытания, чтобы гарантировать сдувание элемента 21B.
При желании к нижнему концу инструмента 25 можно присоединить еще один держатель 27 устройства записи и разместить в соответствующем канале для измерения непосредственно давления пластовой текучей среды в изолированном интервале, чтобы обеспечить определение путем сравнения с показаниями давления устройства записи в верхнем держателе 15, не засорились ли испытательные каналы и отверстия обломками породы и прочим в ходе испытания. Кроме того, хотя это и не показано на фиг.2, очевидно, что в состав колонны можно включить и другие инструменты, например, яс и защитный патрубок, например, между сборкой испытательного клапана 13 и насосным агрегатом 17 в соответствии с обычной практикой.
Согласно фиг.2A колонна труб 10 обычно выходит на поверхность, где она подвешена для манипуляций на деррике D посредством обычной конструкции, например, вертлюга S, талевого блока B и троса C, проходящего между талевым блоком и кронблоком S' в верхней части деррика. На неподвижном конце троса установлен датчик, например, датчик веса для измерения веса бурильной колонны и инструментов в стволе скважины. Выходной сигнал датчика поступает на индикатор веса W, который обеспечивает оператору буровой установки визуальную индикацию точной величины веса, удерживаемого тросом и дерриком в любой момент времени. Подвижный конец тороса проходит к буровой лебедке, которая используется обычным образом для подъема или спуска трубы по желанию.
В ходе работы обеспечивается протекание пластовой текучей среды, и позволяют течь между пакерами и затем на поверхность через бурильную трубу и оттуда в оборудование испытания и добычи. Бурильную трубу нелегко перемещать в ходе этой операции из одной зоны в следующую, поскольку отдельное сочленение трубы нельзя удалить из колонны, не заглушив предварительно скважину. Сочлененные секции трубы также нельзя сматывать, поэтому ее спуск и подъем в стволе скважины занимает много времени.
Изоляционные инструменты можно быстро транспортировать в зону, представляющую интерес, когда изолирующие пакеры опускаются на канате или кабеле проводной линии. В этом случае пластовым текучим средам не разрешается возвращаться на поверхность ввиду невозможности обеспечения управления скважиной по гептакабелю.
На фиг.3 показана схема известного устройства кабельного испытания, используемого для оценивания коллектора. Скважинные измерения расхода и давление используются для получения параметров коллектора, например, верхнего слоя, проницаемости и протяженности коллектора. На фиг.3, не в масштабе, показан вид частично в разрезе кабельной или проводной линии связи. Линия связи 32 обычно намотана на барабан 34, находящийся на некотором расстоянии от устья скважины 48. Обычно оператор сидит за операторским пультом 36. Линия связи 32 проходит по шкивам 37 и 38, прежде чем попадает в верхнюю часть лубрикатора или гидравлический сальник 40. Лубрикатор или гидравлический сальник 40 образуют барьер давления вокруг линии связи 32 в точке ее входа. Остальные показанные детали образуют сборку управления скважиной, например соединители 42 и 46, и ПВП 44.
При наличии достаточного давления на забое скважины пластовые текучие среды протекают, текут естественным образом в ствол скважины и далее на поверхность. Характеристики потока коллектора можно просто определить путем измерения на поверхности либо путем погружения каротажного инструмента для эксплуатационных скважин в ствол скважины. Однако некоторая трудность возникает, когда давление на забое скважины недостаточно для выхода скважинных текучих сред на поверхность. Гидростатический напор текучей среды в стволе скважины ограничивает поступление пластовой текучей среды в стенку коллектора или в ствол скважины через перфорации. Для преодоления этого гидростатического напора и отбора текучих сред из скважины, обеспечивается общеизвестная в технике "механизированная добыча" текучих сред путем нагнетания газа, обычно азота, в ствол скважины на глубину, достаточную для искусственного подъема скважинных текучих сред на поверхность.
На фиг.4 показан один общеизвестный способ механизированной добычи с использованием нагнетания азота, который описан в патенте США №3,722,589. В данном патенте описано устройство, которое позволяет спускать сматываемую НКТ в трубу и которое допускает выход пластовых текучих сред на поверхность с одновременным производством измерений производительности. Устройство может содержать гидравлический каротажный инструмент для эксплуатационных скважин, работающий в режиме сохранения данных. Инструмент измеряет расход и давление текучей среды, а также другие параметры, например, вязкость, pH и прочее. Каротажный инструмент для эксплуатационных скважин опускается в зону, представляющую интерес, на сматываемой НКТ. Никакое разобщение зон невозможно. Азот или другая текучая среда может нагнетаться по гибкой НКТ к выходному отверстию, находящемуся на некотором расстоянии вдоль гибкой НКТ. Газ поднимает пластовые текучие среды и выходит в некоторой нужной точке на НКТ.
В данном способе используется гибкая НКТ, которая хранится в виде непрерывного отрезка трубы малого диаметра на бобине, находящейся на поверхности. НКТ вставляется в ствол скважины посредством общеизвестных операций с гибкой НКТ с использованием держателя инжектора НКТ, расположенного на или вблизи устья скважины. Как только удаленный конец гибкой НКТ достигает нужной глубины для нагнетания газа, начинается сравнительно несложная операция нагнетания газа через гибкую НКТ для обеспечения желаемой механизированной добычи.
Согласно фиг.4 в скважине 50 имеется одна или несколько обсадных колонн 51, образующих внутреннее покрытие ствола скважины, а также возможно другие необходимые известные трубы, кожухи или НКТ. Над стволом скважины находится устье 48 скважины, которое может иметь любую форму и включает в себя общеизвестные устройства для подвешивания труб в стволе скважины, клапаны и выпускные отверстия, снабженные клапанами. Над устьем скважины обычно располагается ПВП 42 или другое устройство, через которое колонну труб можно спускать без утечки или давления из скважины. Предусмотрено инжекторное устройство 26 НКТ, а также искривленная направляющая 24 НКТ. Инжекторное устройство 26 обычно поддерживается рамой 54, и гибкая НКТ 22 обычно хранится на бобине 20, которая может быть смонтирована на раме, приспособленной для транспортировки, или, как показано на фиг.4, установлена на грузовике 53, что позволяет перевозить ее с одной площадки на другую. Жидкий азот можно нагнетать насосом 56 через нагреватель 57 для создания газообразного азота высокого давления, который затем доставляется по трубопроводу 55 к гибкой НКТ 22 через фланцевые соединения бобины 20. Ствол скважины 10 в большинстве случаев содержит жидкость, имеющую уровень 60 в скважине. Для вытеснения жидкости из скважины конец 22a гибкой НКТ 22 вставляют в ствол скважины с помощью инжектора 26 в положение несколько ниже поверхности 60 жидкости. Когда нижний конец 22a гибкой НКТ 22 перемещается вниз по скважине, газообразный азот непрерывно или прерывисто вводится с такой скоростью, чтобы очищать и циркулировать все большие объемы жидкости вверх из скважины через кольцевое пространство трубы скважины, например, обсадной трубы 51. Жидкость откачивается через выходное отверстие 63 устья скважины. После удаления текучих сред из скважины в коллекторе 62 образуется депрессия в нижней части скважины. Перфорации 61 обсадной трубы обеспечиваются известным способом, чтобы могла существовать флюидная связь с коллектором 62.
Были предприняты попытки каротажа потока в стволе скважины для определения различных параметров коллектора в ходе отбора скважинных текучих сред методом механизированной добычи с использованием нагнетания газа через гибкую НКТ. Были отмечены некоторые трудности в интерпретации полученных данных. Один владелец патента предположил, что это, возможно, обусловлено природой устройства, используемого для такого каротажа, теоретизируя, что каротажный инструмент, обычно устанавливаемый на гибкой НКТ непосредственно под отверстием для нагнетания газа, подвергается воздействию пузырьков азота, образующихся в скважинной текучей среде, проходящем через крыльчатку расходомера каротажного инструмента. Еще одно теоретическое соображение заключается в том, что гидродинамические эффекты, обусловленные инжекцией газа в скважинную текучую среду, могут приводить к образованию вихрей, завихрений и т.п., которые также могут оказывать негативное влияние на точность измерения, определяемого крыльчаткой расходомера. Кроме того, в силу размера нагнетающего оборудования обычно применяемого совместно с гибкой НКТ, необходимо закачивать сравнительно большие объемы газа через устройство, условие, которое не способствует получению наилучших данных в сочетании с каротажным инструментом для эксплуатационных скважин, присоединенным к газонагнетательному инструменту на гибкой НКТ.
На фиг.5 показана схема усовершенствования известного устройства, показанного на фиг.4, раскрытого в патенте США №4,984,634. В данном патенте описан газонагнетательный инструмент 70, имеющий, по меньшей мере, одно отверстие 72 для прохода газа, расположенное в общем случае на нижнем конце колонны гибкой НКТ 22 в стволе скважины 50, имеющем обсадную трубу 51 скважины. Благодаря нагнетанию газа, например азота, через гибкую НКТ 22 в ствол скважины 50 через отверстие 72 для прохода газа текучие среды в стволе скважины 50 искусственно поднимаются, протекая вертикально в стволе скважины, что общеизвестно в технике. Нижний конец газонагнетательного инструмента 70 присоединен к переходнику 75, который соединяет газонагнетательный инструмент 70 и соединитель первого наконечника 76 проводного кабеля. Проводная линия 74, обеспечивающая электрическую связь между поверхностью и наконечником кабеля, проходит через гибкую НКТ 22, газонагнетательный инструмент 70, переходник 75 и подключается к электрическим соединителям в первом кабельном наконечнике 76. Под первым кабельным наконечником 76 опорная прокладка 79 проходит вниз к соединителю второго кабельного наконечника 77 и обеспечивает электрическую связь между первым кабельным наконечником 76 и вторым кабельным наконечником 77. Второй кабельный наконечник 77 присоединен к каротажному инструменту 78 для эксплуатационных скважин в соответствии со стандартными процедурами соединений для проводного каротажа. Каротажный инструмент 78 для эксплуатационных скважин может регистрировать расход текучих сред, текущих вверх по стволу скважины 50. Согласно вышесказанному длину прокладки 26 можно регулировать до длины, которая будет отвечать обеим целям: предотвращение каротажного инструмента для эксплуатационных скважин от воздействий нагнетания газа и обеспечение возможности регулировать расход скважинных текучих сред в стволе скважины 50 относительно имеющегося расхода газа через гибкую НКТ и выходное отверстие 72 газонагнетательного инструмента 70. В общем случае длина прокладки 79 варьируется между примерно 100 футами до 1000 футов и более (примерно от 30 до 300 м).
На фиг.6 показан схематический вид сбоку, частично в разрезе, системы связи, использующей пучок оптических волокон внутри металлической трубки, вставленной в сматываемую НКТ. Оптические волокна передают данные, но не энергию. Гибкая НКТ 22, имеющая держатель оптического волокна в виде трубопровода или трубки 86, которая показана прямой. Трубка 86 проводит одно или несколько оптических волокон 92 по гибкой НКТ 22. Показано, что наконечник 89 оптического волокна имеет четыре окончания оптических волокон, а второй наконечник включает в себя уплотнительный патрон 93 и механический держатель-уплотнитель 87, который в этом варианте осуществления представляет собой фитинг на основе сжатия. Эта последовательность уплотнителей 87, 93 и проходной разъем с уплотнителем (не показан) герметично присоединяет корпус 88 к держателю 86 оптического волокна. Оптическое волокно 92 может быть ненатянутым и может быть обвито вокруг поддерживающего стержня 94 для наконечника оптического волокна на протяжении части его длины. Предусмотрен проходной разъем 96 для обнаженного оптического волокна, который изолирует держатель 86 волокна от ствола скважины и обрабатывающих текучих сред в случае повреждения головки гибкой НКТ или компоновки низа бурильной колонны. Можно использовать ряд соединителей 80A, 80B и 82. Соединитель 80B может представлять собой муфту с резьбой. Заметим, что путь потока текучей среды предусмотрен через гибкую НКТ 22, соединители 80A, 80B и 82 и через головку гибкой НКТ 82, обозначенный 98. Элемент 85 служит для защиты и может быть заменен различными компонентами.
Система связи может представлять собой электрический кабель или систему оптических волокон внутри металлической трубки, например, показанной на вышеописанных фиг.6A и 6B. Преимущество использования трубки, содержащей оптические волокна, состоит в том, что трубка занимает меньше места внутри гибкой НКТ и создает меньшее трение. В частности, трубку можно вставлять в гибкую НКТ до производства работ. В случае, когда система связи включает в себя оптическое волокно, датчик давления также может представлять собой оптический датчик давления. Источник света, например лазер, входит в состав бобины гибкой НКТ, которая активирует датчик давления.
Признаком настоящего изобретения является распространение системы связи за пределы точки, где азот выходит к каротажному инструменту для эксплуатационных скважин. В этом случае измерения расхода и давления пластовой текучей среды доступны в реальном времени, что весьма привлекательно для потребителя. В одном варианте осуществления для этого требуется, чтобы устройство имело нижнюю систему связи от каротажного инструмента для эксплуатационных скважин к выходу азота, в которой может быть обеспечен проходной разъем связи для пропускания данных из места непосредственно из-под клапана азота в место непосредственно над ним. Затем верхняя система связи переносит данные оттуда на поверхность.
Признаком настоящего изобретения является обеспечение средства развертывания системы каротажа в продуктивной скважине без необходимости заглушать скважину до и после операции. Согласно фиг.5 существует точка 72 выхода в гибкой НКТ, по которой нагнетается азот; это значит, что могут возникать проблемы с управлением скважиной. Необходимо вставить обратный клапан над отверстием 72 таким образом, чтобы азот можно было нагнетать по гибкой НКТ, но пластовые текучие среды не могли туда поступать. Вариант осуществления, показанный на фиг.7, представляет решение этой проблемы. Показана бобина 20 гибкой НКТ, на которую наматывается верхняя часть гибкой НКТ 22A. Верхний сматываемый соединитель 102 соединяет гибкую НКТ 22A с несматываемым обратным клапаном 104, который, в свою очередь, присоединен к нижнему сматываемому соединителю 103, и, наконец, к нижней части 22B гибкой НКТ. Последняя закрыта каротажным инструментом для эксплуатационных скважин (не показана) и спускается в скважину, пока сматываемый соединитель 103 не окажется на уровне устья скважины. Нейтральная текучая среда для глушения, например, рассол или вода, нагнетается в гибкую НКТ для наполнения ее до этой точки. Плашки замыкаются вокруг гибкой НКТ, и затем сматываемый соединитель разделяется надвое. Существует два барьера для управления скважиной: сама гибкая НКТ и текучая среда для глушения. Новое устройство, например устройство запорного клапана 104, можно добавить в нижнюю часть 22B гибкой НКТ. Новое устройство может иметь выходное отверстие для азота и двустворчатый обратный клапан над ним. Верхний сматываемый соединитель 102 присоединяется к вновь установленному устройству. Данную сборку можно безопасно спускать в ствол скважины.
На фиг.7 показана схема известного устройства, обеспечивающего разделение сматываемого соединителя на две части, и компонент, вставленный между ними. Хотя тип соединения не показан, можно использовать резьбовые соединения, соединения типа натяжной рамки или другой аналогично действующий тип соединения. Одно преимущество состоит в обеспечении обратного клапана или другого компонента благодаря системе, которую можно доставлять на буровую установку в виде двух совместно намотанных катушек. Они разматываются на буровой установке, и вставляется клапанное устройство, которое позволяет развертывать систему под давлением.
Еще один признак изобретения состоит в усовершенствовании способа и устройства, позволяющего присоединять нижнюю систему связи к верхней системе связи в ходе этого процесса, также присоединять датчик давления.
Вышеописанные устройство и системы на основе гибкой НКТ не включают в себя системы разобщения зон, отвечающие уровню техники, показанные, например, на фиг.2 (опробование пласта на трубе) и фиг.3 (кабельное испытание). При наличии множественных интервалов течения, трудно выделить вклад каждой зоны без какого бы то ни было разобщения зон. Кроме того, нагнетаемый азот может сам оказывать влияние на данные, измеряемые на каротажном инструменте для эксплуатационных скважин, например, при наличии зоны поглощения под каротажным инструментом для эксплуатационных скважин, в каковом случае нагнетаемый азот может поступать туда вместо того, чтобы выходить на поверхность.
По этой причине способы, устройство и системы согласно изобретению могут содержать инструменты разобщения зон, включающие в себя манжетные или ненадувные пакеры для одноствольный операции и надувные пакеры для операции через НКТ. Пара таких пакеров может располагаться в зоне коллектора, представляющей интерес, и пропускать текучую среду вверх по гибкой НКТ в промежуточную секцию ответвления. Используемый здесь термин "промежуточный" означает любое удобное место между основанием гибкой НКТ и поверхностью.
На фиг.8 показано разобщение зон. Одно из основных преимуществ этой системы является возможность обеспечивать приток из испытательной зоны в кольцевое пространство и обеспечивать традиционное управление добытыми текучими средами на поверхности. На фиг.8 показано одноствольное применение, в котором гибкая НКТ 22 вставлена в обсадную трубу 50. Гибкая НКТ 22 включает в себя, по очереди, верхнюю часть разъединяемого, сматываемого соединения 102, циркуляционный клапан или переводник 110 наземного управления (показанный в режиме циркуляции), постоянный, несматываемый обратный клапан 111, двухшаровой клапан 112 и нижнюю часть разъединяемого, сматываемого соединения 104. Показаны также три продуктивные зоны 130, 132 и 134 с соответствующими потоками 123, 122 и 121. Можно предусмотреть оптический разъем 113. Показаны скважинный запорный клапан 114 наземного управления, реверсивный обратный клапан 115 (которым можно управлять гидравлическими, электронными или оптоволоконными средствами) и пара традиционных пакеров 116 и 117. Между пакерами 116 и 117 можно обеспечить отверстие 118 для потока, а также держатель измерительного прибора 119, который может нести один или несколько датчиков, и полукруглую форсунку 120, которая может включать в себя необязательный срез.
Использование этих способа, устройства и системы включает в себя использование отверстия для циркуляции над изолирующими пакерами. Испытание, известное в настоящее время, весьма затруднено вследствие связи с верхними зонами. Эта система зависит от параметров испытания, например, от того, оказывают ли верхние зоны негативное влияние на испытание.
Отверстие 135 для циркуляции должно находиться над инструментами разобщения, при этом не обязательно развертывать межтрубный соединитель сматываемой гибкой НКТ, поскольку вход в кольцевое пространство может находиться на сравнительно небольшом расстоянии над компоновкой низа бурильной колонны, но интерпретировать результаты испытания будет гораздо проще, если выход текучей среды в кольцевое пространство расположен выше, например, выше всех остальных зон коллектора.
Для развертывания этой системы может потребоваться положительная изоляция отверстия 135 для циркуляции в ходе развертывания. Этого можно добиться с использованием шарового клапана типа TIW. Эту систему можно использовать совместно с каротажным инструментом для эксплуатационных скважин в режиме оперативной передачи данных или сохранения данных.
Вариант осуществления изобретения, показанный на фиг.8, обеспечивает возможность осуществления проведения испытания на зоне коллектора, при котором допустимо влияние других зон на испытуемую зону. Вариант осуществления, показанный на фиг.8, также допускает избирательную циркуляцию через клапан наземного управления, чтобы текучие среды могли циркулировать изнутри гибкой НКТ в кольцевое пространство гибкой НКТ.
Для большого количества многослойных коллекторов необходимо обходить верхние зоны, чтобы они не влияли на наземные измерения расхода как в варианте осуществления, показанном на фиг.8. В подобных случаях могут быть полезны варианты осуществления, показанные на фиг.9 и 10. Эти варианты осуществления обеспечивают необходимое разобщение зон и обход любых верхних зон во избежание какого-либо влияния этих зон. Основным преимуществом вариантов осуществления, показанных на фиг.9 и 10, является возможность обеспечивать приток из испытательной зоны в кольцевое пространство в точке над другими зонами, вносящими вклад, и, тем не менее, обеспечивать традиционное управление добытыми текучими средами на поверхности, что избавляет от необходимости направлять добытые текучие среды через гибкую НКТ на поверхности. На фиг.9 показан одноствольный вариант осуществления с газлифтом и без него, в котором не происходит смешивания текучей среды из зоны, представляющей интерес, с текучей средой из других зон.
На фиг.10 показан вариант, где все продуктивные зоны 130, 132 и 134 располагаются под НКТ 70, и газлифт можно обеспечивать от гибкой НКТ 22. В ряде применений этого варианта осуществления нагнетание азота в обход эксплуатационной НКТ также может обеспечивать газлифт. В этом варианте осуществления два нижних пакера 141 и 142 являются надувными пакерами гибкой НКТ, а третий пакер 125 может содержать традиционный двойной пакер (с механическим приводом) с инструментом поперечного потока. В необязательном порядке третий пакер 125 может быть надувным пакером, установленным в обсадной трубе. Все остальные компоненты описаны выше.
Способы, устройство и системы, отвечающие изобретению, содержат устройство изоляции посередине колонны. Это устройство может содержать элементы герметизации "манжетного" типа. Однако это зависит от параметров испытания, и от того, нужно ли подавлять влияние верхних зон или обеспечивать абсолютную изоляцию зоны, представляющей интерес.
Верхняя изоляционная система может быть вставлена посередине колонны, чтобы расстояние от испытуемой зоны до верхней границы самой мелкой влияющей зоны могло составлять до 3000 футов (0,91 км). С этой целью можно использовать систему межтрубных соединителей гибкой НКТ, например, показанную на фиг.7.
Развертывание системы циркуляции посередине колонны можно осуществлять либо путем обеспечения циркуляции в скважине текучей среды для глушения в скважине, либо путем установки внутренней изоляционной системы в ходе развертывания гибкой НКТ внутрь или наружу скважины. Последний способ содержит управление системой во избежание смятия, продольного изгиба и прихвата за счет перепада давления гибкой НКТ системы вследствие установки третьего пакера.
Способы, устройство и системы настоящего аспекта изобретения содержат надежную систему сматываемых и разъединяемых соединителей и избирательный циркуляционный клапан, который позволяет текучим средам циркулировать изнутри гибкой НКТ в кольцевое пространство гибкой НКТ. Система предназначена для изоляции гибкой НКТ под циркуляционным клапаном для развертывания и/или удаления из скважины. Систему ненадувных пакеров манжетного типа можно использовать для изоляции потока в кольцевом пространстве гибкой НКТ под циркуляционным клапаном, и чтобы другой клапан действовал совместно с описанной системой.
В других вариантах осуществления способы, устройство и системы, отвечающие изобретению, могут содержать замену, при желании, двух самых нижних пакеров (в одноствольных применениях) гидравлическими пакерами, чтобы их можно было оставлять в скважине на период испытания восстановлением давления, и затем либо извлекать, или перемещать в следующую, вышележащую, зону, подлежащую тестированию.
Ниже представлены неограничительные примеры установки систем согласно изобретению, которые не смешивают текучую среду из зоны, представляющей интерес, с текучей средой из других зон.
Иллюстративная установка содержит соединенную в нахлестку гибкую НКТ, в которой положение соединение внахлестку определяется на основании наибольшей разницы между нижней зоной и верхней зоной на участке или в области. Когда скважинные инструменты окажутся на буровой площадке, их можно установить на конце гибкой НКТ. Установленные скважинные инструменты включают в себя следующие инструменты: соединитель гибкой НКТ; оптический разъем (с гидравлическим или электрическим приводом, или с каким-либо другим приводом), скважинный запорный клапан наземного управления, реверсивный обратный клапан (с гидравлическим или электрическим приводом, или с каким-либо другим приводом) (этот клапан также можно встроить в верхний пакер), верхний пакер (традиционный двойной пакер для одноствольного применения, надувной сдвоенный пакер для применение через НКТ); распорные трубы; один переводник со штуцерами с необязательной разрывной мембраной для безопасности; держатель измерительного прибора, который может нести один или несколько датчиков скважинного давления и температуры; нижний пакер (традиционный пакер для одноствольного применения, надувной сдвоенный пакер для применение через НКТ); форсунку.
Затем гибкая НКТ спускается в скважину, пока участок соединения внахлест не опустится ниже стриппера. В этот момент спуск гибкой НКТ останавливается, клин ПВП и трубные плашки замыкаются на гибкой НКТ и подвергаются тестированию, давление стравливается, и держатель инжектора отделяется от ПВП гибкой НКТ. Между держателем инжектора и ПВП, установленном в верхней части устья скважины, должно быть установлено достаточное количество стояков.
После отсоединения стояка гибкая НКТ опускается, пока не покажется соединение внахлест. Соединение разбирается посредством резьбового соединения, соединения типа натяжной рамки или другого подобного соединения встроенного в соединитель для соединения внахлест. Затем между верхней и нижней половинами разъединяемого сматываемого соединителя (сверху вниз) можно присоединить инструменты, например, следующие: переводник циркуляции наземного управления; постоянный двустворчатый обратный клапан; перепускной инструмент (также может быть встроен в верхний перепускной пакер); верхний перепускной пакер (традиционный пакер в одноствольном применении или при установке внутри колонны труб в применении через НКТ; надувной пакер при установки в обсадной трубе в сценарии применения через НКТ); и двухшаровой клапан.
Затем можно обеспечить соединение стояка с ПВП и открыть клин ПВП и трубные плашки. Затем гибкую НКТ можно опустить на нужную глубину. Когда она окажется на нужной глубине, может иметь место несколько процессов. Всеми инструментами можно управлять посредством гидравлических, электрических сигналов, волоконно-оптических сигналов или иных сигналов. Общий способ одинаков, хотя конкретная операция немного изменяется в зависимости от способа управления инструментами.
1) Во-первых, повышается давление внутри гибкой НКТ для продувки разрывной мембраны в переводнике со штуцерами.
2) Затем одновременно устанавливаются все пакеры.
3) Открываются реверсивный обратный клапан и одновременно скважинный запорный клапан.
4) Обеспечивается фонтанирование скважины, пока расход не станет постоянным.
5) Затем закрывается запорный клапан наземного управления, и начинается испытание восстановления давления.
Скважинный запорный клапан наземного управления и реверсивный обратный клапан наземного управления могут выполнять одну и ту же функцию, таким образом, что оперировать нужно только одним из них. Тем не менее, это не обязательно, поэтому способ позволяет двум раздельным компонентам выполнять эти функции независимо. Информация давления и температуры записывается скважинными измерительными приборами.
По окончании испытания, при необходимости, можно производить восстановительную обработку. Для этого запорный клапан должен быть открыт, и скважинный переводник циркуляции должен быть закрыт. Затем текучую среду обработки нагнетается в пласт.
В ходе фазы испытания скважины может понадобиться нагнетание азота, для чего можно открыть циркуляционный клапан и нагнетать азот для снижения гидростатического давления в скважине и усиления отдачи испытуемого пласта.
По завершении испытания первой зоны все пакеры можно одновременно демонтировать, поднять и переустановить, после чего можно повторять процесс для других зон.
По окончании всех испытаний реверсивный обратный клапан наземного управления закрывается, и гибкая НКТ вытягивается из скважины, пока разъединенный сматываемый соединитель не коснется стриппера. В этот момент клин ПВП и трубные плашки замыкаются, давление стравливается, стояк отсоединяется.
Все инструменты отсоединяются. В этот момент реверсивный обратный клапан поддерживает давление из скважины.
Разъединенный сматываемый соединитель соединяется, стояк повторно присоединяется, плашки ПВП открываются, и гибкая НКТ вытягивается из скважины. Процесс повторяется, пока все инструменты не выйдут из скважины.
Вышеописанный процесс является безопасным благодаря использованию реверсивного обратного клапана, которым опять же можно управлять гидравлическими средствами, электрическими средствами или оптоволоконными средствами.
На фиг.11 показана схема зонированного испытательного устройства согласно изобретению, которое устраняет необходимость в промежуточной отводящей секции. Вместо этого предусмотрено устройство скважинных датчиков совместно с системой связи, которая может передавать скважинные данные в реальном времени в ходе испытания. Альтернативно, один или несколько скважинных датчиков и компонентов связи могут быть встроены в компоновку низа бурильной колонны, как показано на фиг.12, рассмотренной ниже. Основное преимущество описанных систем в том, что они не требуют никакой системы связи внутри гибкой НКТ. Информация испытания коллектора осуществляется в этих вариантах осуществления посредством наземного устройства как в традиционном испытании скважины. Способ опирается на скважинное клапанное устройство (обратный клапан 112), гарантирующее, что в данный момент только одна зона отдает текучую среду в это наземное устройство.
2
2
2
2
2
2
2
Со ссылкой на фиг.6A и 6B было описано надежное устройство связи, которое позволяет использовать гибкую НКТ для операций потока и обратного потока. Устройство также можно использовать для активации инструментов управления скважиной и для передачи данных скважинных датчиков. Это приводит к другому варианту осуществления изобретения, в котором использование системы связи позволяет упразднить сматываемые соединители. Вместо этого измерения и устройство испытания транспортируются в скважине на гибкой НКТ, в которой используются датчики, аналогичные тем, которые применяются в традиционных кабельных операциях, описанных здесь со ссылкой на фиг.3. Передавать энергию в скважине проще для гибкой НКТ, поскольку гидравлическая энергия является гораздо более эффективным способом переноса большого количества энергии. Это не означает, что гидравлическую энергию нужно использовать исключительно для скважинных применений на гибкой НКТ. Например, в устройстве, используемом согласно настоящему изобретению, применяется небольшая батарея для переключения гидравлического клапана. Положение этого клапана оказывает большое влияние на давление нагнетания на устье скважины в ходе нагнетания, поэтому комбинация действует наподобие транзистора: небольшая энергия приводит в действие клапан, но сам клапан управляет большим объемом текучей среды. Аналогично, в устройстве, используемом согласно настоящему изобретению, применяется батарея для управления клапаном, состояние которого определяет, отводится ли текучая среда, нагнетаемая с поверхности, в надувной пакер (или пару таких пакеров). В результате надувания пакеров образуется гидравлическая связь гибкой НКТ на поверхности с зоной коллектора и обеспечивается ее гидравлическая изоляция от остального коллектора. Затем большие объемы текучей среды можно нагнетать с поверхности в эту зону (например, для интенсификации отдачи породы с помощью кислоты), или, наоборот, можно разрешить пласту фонтанировать в гибкую НКТ для очистки от повреждения или осадка на близлежащем участке ствола скважины. Батареи, используемые согласно изобретению, могут включать в себя первичные элементы, вторичные (подзаряжаемые) элементы и топливные элементы. Некоторые наборы химикатов, используемые в первичных элементах, включают в себя литий/тионилхлорид [Li-SOCl], литий/диоксид серы [Li-SO], литий/диоксид марганца [Li-MnO], магний/диоксид марганца [Mg-MnO], литий/дисульфид железа [Li-FeS], цинк/оксид серебра [Zn-AgO], цинк/оксид ртути [ZnHgO], цинк-воздух, [Zn-воздух], щелочь/диоксид марганца [щелочь-MgO], цинк/углерод для работы в тяжелых условиях [Zn-углерод] и меркад или кадмий/оксид серебра [Cd-AgO]. Подходящие аккумуляторные батареи включают в себя никель-кадмиевые [Ni-Cd], никель-металлгидридные [Ni-MH], литий-ионные батареи и пр.
На фиг.12 показана схема устройства, используемого согласно изобретению для передачи данных расхода на поверхность. Поток текучей среды из пласта 130 отводится пакерами 141 и 142 во внутренний канал в компоновке низа бурильной колонны (КНБК) 150, которая соединена с гибкой НКТ 22 соединителем 151. Расходомерный элемент 152 на основе трубки Вентури или вертушки входит в состав КНБК 150, и данные расхода передаются на поверхность с помощью беспроводного передатчика 154, который также может действовать посредством электропроводного или оптоволоконного соединения.
На фиг.13 показана логическая блок-схема способа согласно изобретению для испытания одной или нескольких продуктивных зон ствола скважины, включающего в себя следующие этапы: повышение давления внутри гибкой НКТ для продувки разрывной мембраны в переводнике со штуцерами; одновременная установка всех пакеров; открытие реверсивного обратного клапана и скважинного запорного клапана наземного управления; разрешение зоне скважины фонтанировать пока расход не станет постоянным, и необязательное нагнетание азота для механизированной добычи; закрытие скважинного запорного клапана наземного управления; начало испытания восстановлением давления; регистрация давления и температуры в скважинных измерительных приборах; определение необходимости восстановительной обработки и, если она не нужна, повторения этапов для других продуктивных зон.
Способы, устройство и системы согласно изобретению предусматривают скважинный механизм клапанного управления, который использует небольшую энергию в скважине для отвода текучей среды различными способами, причем этот клапан действует под управлением с поверхности, либо посредством оптоволоконной линии, проложенной с поверхности либо иными средствами, и оптоволоконную линию также можно использовать для передачи информации о состоянии клапана и о рабочих параметрах (обычно давления и температуры, а также, возможно, pH, расхода и пр.). Клапан может располагаться над устройством надувки пакеров, совместно с волоконно-оптическим устройством, передающим данные давления, расхода и температуры на поверхность. Затем сдвоенные пакеры устройства надуваются обычным способом, обеспечивая гидравлическую связь с коллектором. Скважинным текучим средам позволяют вытекать из кольцевого пространства гибкой НКТ. Для ускорения этого кольцевого потока текучей среды можно использовать насос. Обратный клапан вблизи устройства надувки пакеров можно активировать, чтобы текучая среда могла течь из-под клапана в кольцевое пространство. Это приводит к перепаду давления на сдвоенном пакере, в результате чего пластовое давление обеспечивает поток. Пластовая текучая среда потенциально содержит углеводород, поэтому было бы рискованно позволять ему течь на поверхность внутри гибкой НКТ, но благодаря клапанному механизму, углеводород вместо этого будет проходить через клапан в кольцевое пространство. На поверхности ПВП вокруг гибкой НКТ безопасно отводит кольцевой поток в технологическое оборудование, например, где он может течь через испытательное оборудование, где анализируются свойства углеводорода.
В этом примере в отсутствие перфораций в обсадной трубе над сдвоенным пакером данные наземного расходомера можно объединять с данными скважинного давления для определения параметров коллектора, например, верхнего слоя, проницаемости и повреждения. При наличии перфораций над сдвоенным пакером, это невозможно, поскольку расходомер в этом случае измеряет также расход всех текучих сред текущих в пласт или из пласта через эти перфорации. Проблему решает скважинный расходомер, и его данные можно передавать на поверхность посредством оптоволоконной линии, проводной линии или беспроводной передачи. Вертушечный расходомер на линии потока хорошо приспособлен к волоконно-оптическому устройству, поскольку вращающаяся вертушка попеременно закрывает и открывает канал светового пучка, по которому данные поступают на наземный приемник. Чем больше частота прерывания светового пучка, тем выше обороты вертушки, а значит и измеренный расход.
Для скважин с очень низким давлением на забое скважины иногда даже выкачивание из кольцевого пространства на поверхности не позволяет скважинам фонтанировать. В таких случаях можно установить клапанный механизм, позволяющий нагнетать азот или другой газ или смеси газов по гибкой НКТ. Газ выходит в кольцевое пространство. Ниже пластовая текучая среда уже не сможет уравновешивать гидростатический напор текучей среды в кольцевом пространстве и будет "подниматься" идущим вниз газом. Это естественное распространение варианта осуществления, показанного на фиг.9, на скважинное испытание.
Для несколько более сложного клапанного устройства можно объединить вышеописанную клапанную систему с существующей системой надувки пакеров. Таким образом, в одной позиции текучая среда (жидкость или газ) с поверхности направляется в ствол скважины, в другой позиции текучая среда направляется для надувания пакеров, и в третьей позиции существует прямая гидравлическая связь между гибкой НКТ на поверхности и коллектором (например, для нагнетания кислоты). Когда клапан отводит наземную текучую среду (газ) в кольцевое пространство, он также может позволять пластовой текучей среды течь через пакеры по кольцевому пространству. Можно предусмотреть четвертую позицию, которая позволяет потоку проходить непосредственно через инструмент на любой агрегат под ним. Наземные данные, подлежащие передаче, могут включать в себя температуру и давление, возможно, давление в каждом из отверстий: в гибкой НКТ, в кольцевом пространстве, на пакере, коллекторе и под пакером.
Аналогично, если скважина имеет одноствольную конструкцию, вместо надувных пакеров можно использовать манжетные или ненадувные пакеры. Альтернативно, пакерные элементы можно надувать непосредственно путем нагнетания текучей среды по гибкой НКТ. В обоих случаях при включении насосов будет происходить разобщение зон, но устройство обратного клапана можно установить выше по колонне гибкой НКТ для поддержания давления под ним. Это может оказаться более полезным при использовании надувных пакеров, поскольку гибкая НКТ внизу будет замкнутой системой. Вследствие утечки в пласт, может потребоваться непрерывный поток текучей среды для поддержания манжет в изолирующем состоянии, что позволяет применять ненадувные (или гидравлические) пакеры.
Перенос пластовой текучей среды на участок сдвоенного пакера повышает важную возможность того, что зоне коллектор можно позволить отдавать текучую среду, пока она не достигнет состояния устойчивого равновесия. Пластовая текучая среда будет проходить через линейный расходомер (например, расходомер на основе вертушки или трубки Вентури), и эти данные можно отслеживать совместно со скважинным давлением для обеспечения устойчивого состояния. В этот момент линейный поток можно очень быстро останавливать и отслеживать данные восстановления давления. Это является значительным усовершенствованием по сравнению с испытаниями восстановлением давления, производимыми с использованием бурильной трубы.
Хотя выше были подробно описаны лишь некоторые иллюстративные варианты осуществления этого изобретения, специалисты в этой области техники легко могут предложить многочисленные модификации иллюстративных вариантов осуществления, которые существенно не выходят за рамки признаков новизны и преимуществ этого изобретения. Соответственно, все подобные модификации подлежат включению в объем этого изобретения, заданный в нижеследующей формуле изобретения.