EA020124B1 - Скважинный инструмент и способ введения на месте средства обработки в кольцевое пространство в скважине - Google Patents

Abstract

Скважинный инструмент (2; 302а, 302b) и способ введения на месте средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12), содержащий корпус (38; 338) крепления, перфорационное устройство (234) для выполнения отверстия (236), проходящего через трубную конструкцию (4), камеру (142а, 142b) хранения средства (151) обработки, приводное средство (132, 144, 150) для перемещения средства (151) обработки и проточное соединительное устройство (192) для нагнетания средства (151) обработки. Отличительная особенность инструмента состоит в том, что корпус (38; 338) крепления установлен в модуле (18; 318) крепления, при этом камера (142а, 142b) хранения, приводное средство (132, 144, 150) и соединительное устройство (192) функционально соединены с нагнетательным модулем (30; 330), нагнетательный модуль (30; 330) способен перемещаться аксиально относительно модуля (18; 318) крепления для перемещения соединительного устройства (192) вблизи отверстия (236), и скважинный инструмент (2; 302а, 302b) содержит по меньшей мере одно средство совмещения и соединения соединительного устройства (192) с отверстием (236).

Description

Настоящее изобретение относится к скважинному инструменту и способу введения на месте средства обработки в любое кольцевое пространство в подземной скважине, например нефтяной или газовой скважине или нагнетательной скважине. Кроме того, данное изобретение можно использовать в скважине любого типа, такой как вертикальная скважина, наклонно-направленная скважина, многоствольная скважина и горизонтальная скважина. Изобретение подходит для использования как в необсаженных, открытых стволах скважин, так и в обсаженных стволах скважин.

Данное изобретение особенно подходит для текущего ремонта скважин, т.е. фазы работы скважины после заканчивания, когда скважина находится в эксплуатации.

В данном случае средство обработки может, например, являться подходящей уплотняющей массой, например из легкоплавких пластиков, термореактивных пластиков, эпоксидных смол, металла или другого материала подходящего типа. Если уплотняющая масса является твердым легкоплавким материалом, скважинный инструмент должен также содержать нагревающее устройство для плавления уплотняющей массы перед введением в кольцевое пространство в скважине. Как альтернатива или дополнение, легкоплавкую уплотняющую массу можно плавить перед спуском в скважину и затем удерживать в расплавленном состоянии до введения в кольцевое пространство.

В качестве другого примера средство обработки может являться средством обработки скважины для интенсификации притока, например кислотой, жидкостью с добавлением проппанта, растворимым материалом, консолидирующей жидкостью, ингибитором солеотложения и т.д.

Предпосылки создания изобретения

Предпосылками создания данного изобретения являются проблемы и недостатки, связанные с известной техникой, относящиеся к введению средства обработки, например ремонтного уплотнения, в кольцевое пространство в скважине после заканчивания скважины и во время фазы ее эксплуатации. Однако настоящее изобретение можно использовать в любой фазе жизненного цикла скважины.

В отношении ремонтных уплотнений и согласно известной технике обычно используют различные скважинные пакеры для разобщения зон, например одной или нескольких зон коллектора вдоль скважинной трубы, установленной или устанавливаемой в скважину. Пакеры данного типа обычно устанавливают на внешней поверхности конкретной скважинной трубы перед ее спуском в скважину. Данный тип пакера обычно именуют затрубным пакером, примером которого является так называемый надувной пакер. Когда скважинная труба спущена и устанавливается на нужном месте в скважине, пакер (пакеры) приводят в действие в кольцевом пространстве вокруг скважинной трубы и подают наружу, поджимая к окружающей породе или окружающей скважинной трубе. Приводить в действие такой пакер можно гидравлически и/или механически. Так называемый набухающий пакер, расширяющийся при контакте, например, с нефтью и/или водой в скважине, можно также использовать. Методики установки пакера данного типа представляют собой известную технику.

Дополнительно, во время фазы после заканчивания скважины и, конкретно, при добыче углеводородов из коллектора могут возникать проблемы или условия эксплуатации, требующие или создающие необходимость установки одного или несколько дополнительных пакеров кольцевого пространства в скважине. Установка таких ремонтных пакеров кольцевого пространства может составлять часть необходимой стратегии управления добычей, стратегии управления нагнетанием воды или стратегии управления дренированием коллектора. Альтернативно, такую установку можно осуществлять для исправления неблагоприятной ситуации в скважине. Соответственно, может существовать необходимость разобщения одной или нескольких зон в скважине, например в эксплуатационной скважине или в нагнетательной скважине, и необходимость может возникать в любое время всего жизненного цикла скважины. В нормальных условиях необходимость должна быть самой большой в горизонтальных скважинах и скважинах с большим отклонением от вертикали. Недостаточное или неправильное разобщение зон может ограничивать различные попытки интенсификации добычи из скважины или препятствовать им, что может уменьшать коэффициент извлечения и рентабельность скважины и/или коллектора. Недостаточное разобщение зон может также приводить к созданию неблагоприятных и/или опасных условий в скважине. Данное может также вызывать необходимость другого разобщения/обработки в любом кольцевом пространстве в скважине, включающем в себя кольцевое пространство между стенкой необсаженного ствола скважины и скважинной трубой или кольцевое пространство между двумя скважинными трубами. Таким образом, может возникать потребность, например, дополнительной обработки зацементированного кольцевого пространства или кольцевого пространства между двумя скважинными трубами, вдоль всей длины или в продольных секциях скважины.

Следующие примеры указывают некоторые скважинные условия, в которых эффективное и селективное уплотнение в кольцевом пространстве может иметь большое значение для показателей работы скважины:

блокирование нежелательных поступлений текучей среды, например поступления воды из конкретных зон/интервалов в эксплуатационную скважину, таких как нежелательные поступления текучей среды из разломов, разрывов и высокопроницаемых зон окружающей породы;

блокирование нежелательных поступлений текучей среды в так называемые зоны поглощения в нагнетательных скважинах, таких как нежелательные поступления текучей среды в разломы, разрывы и

- 1 020124 высокопроницаемые зоны окружающей породы; и селективное размещение реагентов обработки приствольной зоны скважины, включающих в себя ингибиторы солеотложения и реагенты обработки приствольной зоны для интенсификации притока, в индивидуальных зонах эксплуатационной скважины или нагнетательной скважины.

Известный уровень техники и его недостатки

Использование затрубных пакеров, а также использование так называемых гравийных фильтров составляют две основные методики, применяемые для изоляции зон/контроля зон кольцевых пространств, конкретно в открытых стволах скважин. Способы можно использовать индивидуально или комбинированно, и их цель заключается в полной изоляции кольцевого пространства (затрубный пакер) или значительном дросселировании потока текучей среды в кольцевом пространстве (гравийный фильтр). Затрубный пакер может отказывать при установке или после установки в кольцевом пространстве в скважине, при этом кольцевое пространство получает неудовлетворительную изоляцию.

Затрубные пакеры и гравийные фильтры, вместе с тем, применяют перед заканчиванием скважины или во время заканчивания. Для выполнения ремонтной изоляции кольцевого пространства в скважине после заканчивания наиболее обычным является осуществление так называемого цементирования под давлением, где подходящий цементный раствор нагнетают под давлением в скважинное кольцевое пространство через отверстия в трубной конструкции. Альтернативно, подходящий гель можно нагнетать под давлением в скважинное кольцевое пространство. Отверстия в трубной конструкции могут, например, являться перфорацией или щелями в обсадной колонне или отверстиями в песчаном фильтре и т.д. Для транспортировки цементного раствора или геля в нужное место в скважине обычно используют трубную колонну, например, гибкой насосно-компрессорной трубы или бурильных труб. В данном случае также по меньшей мере один так называемый сдвоенный пакер обычно используют для создания по меньшей мере одной зоны нагнетания в скважине для нагнетания цементного раствора или геля.

Использование данных известных методик и/или их производительность приводят, среди прочего, к увеличению сложности проводимых работ и риску, а также дополнительным затратам заканчивания скважины. В методиках разобщения зон также отсутствует операционная гибкость во время фазы эксплуатации скважины после заканчивания.

В отношении настоящего изобретения наиболее близким известным решением можно считать решение, описанное в публикации №0 2006/098634 (ТпапДс Тсе11по1оду Л8). Данная публикация описывает способ и устройство для выполнения на месте работы в пласте уплотнения в кольцевом пространстве в скважине. Согласно №0 2006/098634 устройство содержит, среди прочего, перфоратор для создания отверстия, проходящего через стенку трубы, и нагнетательный модуль пакера для подачи под давлением материала жидкого пакера в кольцевое пространство в скважине. После подачи материал жидкого пакера должен затвердевать и образовывать уплотнение в кольцевом пространстве. Для данной цели нагнетательный модуль пакера содержит, по меньшей мере, камеру пакера, содержащую твердый легкоплавкий материал пакера, нагревающее устройство, обеспечивающее плавление твердого материала пакера, приводное устройство с соответствующим устройством перемещения, обеспечивающим вытеснение расплавленного материала жидкого пакера из камеры пакера, и соединительное средство, обеспечивающее гидравлическое соединение камеры пакера с отверстием, проходящим через стенку трубы, для подачи материала жидкого пакера далее в кольцевое пространство.

Один недостаток изобретения согласно №0 2006/098634 состоит в том, что оно ограничено использованием твердого легкоплавкого материала пакера для выполнения ремонтного уплотнения в кольцевом пространстве в скважине. Не описано техническое решение, подходящее для введения более привычного средства обработки в кольцевое пространство, в котором данное средство обработки может являться подходящей уплотняющей массой, но в котором средство обработки также может являться средством обработки скважины для интенсификации притока или другим жидким материалом.

В одном варианте осуществления, также раскрытом в №0 2006/098634, нагнетательный модуль пакера соединен способом, обеспечивающим гидравлическое сообщение с проточным соединительным модулем, содержащим перфоратор для выполнения отверстия, проходящего через стенку трубы. Соединительный модуль, используемый как для перфорирования стенки трубы, так и последующего соединения с отверстием, является сложным как технически, так и в управлении и во время эксплуатации и, среди прочего, может являться источником проблем и возможных простоев.

Вследствие вышеуказанных проблем и недостатков известной техники в данной области, существует большая потребность в отрасли в создании технических решений, относящихся к введению на месте подходящего средства обработки в кольцевое пространство в скважине, более простого и менее дорогого, особенно во время фазы эксплуатации после заканчивания.

Цели изобретения

Основной целью данного изобретения является преодоление или уменьшение по меньшей мере одного из упомянутых выше недостатков известных решений.

В частности, целью данного изобретения является создание технического решения для введения на месте средства обработки приствольной зоны в кольцевое пространство, расположенное снаружи трубной конструкции в скважине.

- 2 020124

Эта цель достигается посредством признаков, раскрытых в следующем описании и в прилагаемой формуле изобретения.

Краткое описание изобретения

Согласно первому аспекту настоящего изобретения создан скважинный инструмент для введения на месте средства обработки в зону кольцевого пространства, расположенного снаружи трубной конструкции в скважине. Например, трубная конструкция может являться скважинной трубой, или песчаным фильтром, или аналогичными устройствами в скважине. Согласно данному первому аспекту скважинный инструмент содержит по меньшей мере один корпус крепления для крепления к внутренней поверхности трубной конструкции, по меньшей мере одно перфорационное устройство для выполнения по меньшей мере одного отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции, по меньшей мере одну камеру хранения средства обработки приствольной зоны, по меньшей мере одно приводное средство для вытеснения жидкого средства обработки приствольной зоны из камеры хранения, по меньшей мере одно проточное устройство, гидравлически сообщенное с камерой хранения и с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции для нагнетания жидкого средства обработки приствольной зоны в зону кольцевого пространства, при этом скважинный инструмент приспособлен для приема энергии и сигналов управления работой скважинного инструмента.

Отличительная особенность скважинного инструмента состоит в том, что корпус крепления расположен в модуле крепления, при этом, по меньшей мере, камера хранения, приводное средство и соединительное устройство функционально соединены с нагнетательным модулем, нагнетательный модуль выполнен с возможностью перемещения аксиально относительно модуля крепления для обеспечения перемещения соединительного устройства в положение установки вблизи отверстия после его выполнения, и скважинный инструмент содержит по меньшей мере одно средство совмещения соединительного устройства с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции, для соединения с отверстием и последующего нагнетания жидкого средства обработки в зону кольцевого пространства.

Ссылка на аксиальный в данном описании относится к направлению продольной центральной осевой линии скважинного инструмента.

Отличительная особенность настоящего скважинного инструмента отличает его от всех вышеупомянутых известных скважинных инструментов для нагнетания массы материала в кольцевое пространство скважины.

Посредством настоящего скважинного инструмента и с помощью способа можно выполнять введение на месте подходящего средства обработки в зону кольцевого пространства, при этом средство обработки перемещают в скважину вместе со скважинным инструментом. Это дает очевидные технические, эксплуатационные и экономические преимущества по сравнению с известной техникой.

В данном случае средство обработки может, например, состоять из уплотняющей массы, включающей в себя легкоплавкие пластики, термореактивные пластики, эпоксидные смолы, металл, серу или другой материал подходящего типа. Средство обработки может также являться средством обработки скважины для интенсификации притока, включающим в себя реагенты обработки для интенсификации притока, ингибиторы солеотложения, гелевые материалы и т.д. Кроме того, можно использовать любое средство обработки, подходящее для решения конкретной задачи в кольцевом пространстве скважины. Существенным аспектом настоящего изобретения является не конкретное средство обработки, используемое в кольцевом пространстве, но способ введения средства обработки на месте в кольцевое пространство.

Дополнительно, скважинный инструмент может перемещаться в трубной конструкции с помощью соединительной линии. При этом соединительная линия может являться трубной колонной, например трубной колонной гибкой насосно-компрессорной трубы.

Соединительная линия может также являться гибким кабелем, например электрическим кабелем. При этом скважинный инструмент можно спускать в скважину с помощью обычного спускного средства.

Для использования, конкретно, в скважинах с большим отклонением и горизонтальных скважинах скважинный инструмент можно также сконструировать для соединения со скважинным трактором для спускоподъема в трубе с помощью соединительной линии. Такой скважинный трактор обычно снабжен колесами, роликами или аналогичной ходовой частью для контакта с окружающей скважинной трубой и перемещения в ней. В данном случае нижний и свободный конец скважинного инструмента можно снабжать подходящей ходовой частью для опирания и перемещения в скважинной трубе. Альтернативно, нижний и свободный конец скважинного инструмента можно функционально соединять с перемещающейся направляющей секцией, образующей защитный и стабилизирующий передний конец компоновки скважинного инструмента и направляющую секцию. Аналогично скважинному трактору, такую направляющую секцию можно также снабжать подходящей ходовой частью для опирания и перемещения в скважинной трубе.

Дополнительно, скважинный инструмент можно сконструировать для работы в трубной конструкции без использования соединительной линии между скважинным инструментом и поверхностью. Такой вариант осуществления требует конструирования более или менее автономного скважинного инструмента, при этом сигналы управления передают по беспроводному каналу связи, при этом скважинный инструмент

- 3 020124 имеет достаточный автономный источник питания. Такой скважинный инструмент может также содержать подходящую ходовую часть для контакта с окружающей скважинной трубой и перемещения в ней.

Альтернативно, такой скважинный инструмент можно соединять с дистанционно-управляемым скважинным трактором, сконструированным для беспроводного управления. Например, скважинный инструмент и возможный скважинный трактор можно спускать в трубную конструкцию или поднимать из нее посредством стального троса или другой соединительной линии вышеупомянутого типа.

Для перемещения в трубную конструкцию скважинный инструмент и возможный скважинный трактор можно также спускать в трубную конструкцию управляемым способом. Для предотвращения повреждения скважинного инструмента и возможного скважинного трактора при спуске по трубной конструкции скважинный инструмент/скважинный трактор можно соединить с деталью тормозящего оборудования или т.п. Затем, с помощью беспроводного дистанционного управления, можно использовать ходовую часть для перемещения скважинного инструмента и возможного скважинного трактора далее к нужному месту в трубной конструкции.

Ниже в данном документе конструктивные признаки настоящего скважинного инструмента рассмотрены с дополнительными подробностями.

Согласно первому варианту осуществления скважинного инструмента перфорационное устройство можно функционально соединить с нагнетательным модулем, при этом нагнетательный модуль соединяют с обеспечением аксиального перемещения с модулем крепления, при этом нагнетательный модуль является перемещающимся относительно модуля крепления, и нагнетательный модуль соединяют невращающимся образом с модулем крепления.

Данное невращающееся соединение представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции.

В данном случае перфорационное устройство можно устанавливать в перфорационном модуле, функционально соединенном с нагнетательным модулем.

Скважинный инструмент согласно данному первому варианту осуществления представляет собой скважинный инструмент для выполнения работы за один рейс, т.е. скважинный инструмент конструктивно исполнен с возможностью выполнения всех необходимых операций в скважине за один рейс в скважину.

В данном скважинном инструменте для выполнения работы за один рейс нагнетательный модуль можно подвижно соединять с предотвращающим вращение направляющим средством, связанным с модулем крепления.

Таким образом, данное направляющее средство может содержать по меньшей мере один из следующих направляющих элементов: направляющий штифт, направляющую канавку, направляющий башмак, направляющий стержень и направляющий рельс.

Такое направляющее средство должно предотвращать вращение нагнетательного модуля при аксиальном перемещении относительно модуля крепления, корректирующее аксиальное совмещение соединительного устройства относительно отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции.

В данном скважинном инструменте для выполнения работы за один рейс нагнетательный модуль и модуль крепления можно соединить способом, обеспечивающим аксиальное перемещение, по меньшей мере, с помощью одного соединительного корпуса.

В качестве примера данный соединительный корпус может являться аксиально перемещающимся поршневым штоком, при этом один конец поршневого штока функционально соединен с поршнем в цилиндре, расположенном в модуле крепления, а другой конец поршневого штока проходит наружу из цилиндра и функционально соединен с нагнетательным модулем, при этом нагнетательный модуль аксиально перемещается при перемещении поршня.

В качестве другого примера данный соединительный корпус может являться аксиально перемещающимся валом, при этом один конец вала функционально соединен резьбовым соединением с корпусом передачи крутящего момента, расположенным в модуле крепления, а другой конец вала функционально соединен с нагнетательным модулем, при этом нагнетательный модуль аксиально перемещается при вращении корпуса передачи крутящего момента. Данный корпус передачи крутящего момента может являться корпусом в форме муфты, снабженной резьбой. Кроме того, корпус передачи крутящего момента можно соединить с гидравлическим двигателем, электродвигателем или аналогичным приводным устройством для вращения корпуса передачи крутящего момента. При вращении корпуса передачи крутящего момента вал должен перемещаться аксиально, при этом также нагнетательный модуль должен перемещаться в аксиальном направлении.

Дополнительно, аксиально перемещающийся соединительный корпус можно соединить с модулем крепления с предотвращением вращения. Данный предотвращающий вращение соединительный корпус представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции.

Как пример последнего, скважинный инструмент может содержать невращающееся соединение между аксиально перемещающимся соединительным корпусом и модулем крепления. Дополнительно, данное соединение может содержать соединения по типу шипа с пазом, например соединение, являю

- 4 020124 щееся шлицевым соединением.

В качестве другого примера аксиально перемещающийся соединительный корпус может иметь некруглую форму сечения, а модуль крепления может содержать аксиальный канал комплементарной, некруглой формы сечения в соединительном корпусе. Такая конструкция должна также представлять собой невращающееся соединение.

Согласно второму варианту осуществления настоящего скважинного инструмента перфорационное устройство может функционально соединяться с перфорационным модулем, при этом модуль крепления и перфорационный модуль и нагнетательный модуль сконструированы как отдельные модули, и перфорационный модуль, и нагнетательный модуль сконструированы с обеспечением их разъемного соединения с модулем крепления, при этом как нагнетательный модуль, так и модуль крепления являются перемещающимися относительно перфорационного модуля.

Скважинный инструмент согласно данному второму варианту осуществления представляет собой скважинный инструмент для выполнения работы за два рейса, т.е. скважинный инструмент конструктивно исполнен с возможностью обеспечения выполнения всех нужных скважинных операций за два или больше рейсов в скважину.

Данный скважинный инструмент для выполнения работы за два рейса может содержать прибор ориентации, включающий в себя первое средство ориентации и второе средство ориентации, при этом второе средство ориентации имеет возможность разъемного соединения с первым средством ориентации и установки в нужное положение относительно него, и при этом модуль крепления снабжен первым средством ориентации и перфорационный модуль и нагнетательный модуль, каждый, снабжены вторым средством ориентации. Данный прибор ориентации представляет собой средство совмещения соединительного устройства с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции.

Соответственно, данный прибор ориентации может содержать по меньшей мере один из следующих элементов ориентации: дорожку ориентации, штифт ориентации, шплинт ориентации, паз ориентации, спираль ориентации и конус ориентации.

Кроме того, перфорационное устройство настоящего скважинного инструмента может являться одним из следующих перфорационных средств выполнения отверстия: сверлильное устройство, приспособление с пробойником, перфоратор, содержащий по меньшей мере один заряд взрывчатого вещества, приспособление с гидромонитором и приспособление, содержащее коррозионный агент.

Настоящий скважинный инструмент может также содержать по меньшей мере один силовой блок для подачи приводной мощности к функциональным компонентам в скважинном инструменте и по меньшей мере один блок управления для обработки сигналов и управления работой скважинного инструмента.

В данном случае соединительную линию можно приспособить для передачи энергии и сигналов управления в силовой блок и блок управления для работы скважинного инструмента.

В качестве альтернативы скважинный инструмент может также содержать блок передачи сигналов для беспроводной передачи сигналов управления в блок управления и по меньшей мере один источник энергии для подачи энергии в силовой блок, блок управления и блок передачи сигналов.

При использовании более или менее автономного скважинного инструмента, работающего без соединительной линии, должен быть использован последний вариант осуществления.

Средство обработки, подлежащее введению в зону кольцевого пространства, можно также размещать в сменном контейнере в камере хранения в нагнетательном модуле скважинного инструмента.

Ниже в данном документе описан второй аспект настоящего изобретения. Согласно данному второму аспекту создан способ введения на месте средства обработки в зону кольцевого пространства, расположенного снаружи трубной конструкции в скважине.

Отличительная особенность способа состоит в том, что способ содержит следующие этапы:

(A) использование скважинного инструмента согласно первому аспекту настоящего изобретения;

(Б) перемещение, по меньшей мере, модуля крепления и перфорационного устройства в трубную конструкцию на место против зоны кольцевого пространства;

(B) закрепление по меньшей мере одного корпуса крепления модуля крепления на внутренней поверхности трубной конструкции;

(Г) выполнение перфорационным устройством по меньшей мере одного отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции;

(Д) перемещение перфорационного устройства от отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции;

(Е) перемещение соединительного устройства, функционально соединенного с нагнетательным модулем, к положению установки вблизи отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции;

(Ж) совмещение с помощью по меньшей мере одного средства скважинного инструмента и соединительного устройства с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции;

(З) соединение соединительного устройства с обеспечением гидравлического сообщения с отверстием, проходящим через стенку трубной конструкции;

(И) вытеснение с помощью приводного средства, функционально соединенного с нагнетательным модулем, жидкого средства обработки из камеры хранения для нагнетания средства обработки в зону

- 5 020124 кольцевого пространства через соединительное устройство и отверстие, проходящее через стенку трубной конструкции, и размещение средства обработки зоны в кольцевом пространстве; и (К) отсоединение скважинного инструмента от трубной конструкции и подъем скважинного инструмента из скважины.

Вышеописанный способ применим к скважинным инструментам для выполнения работы за один рейс в скважину и для выполнения работы за два рейса согласно первому аспекту настоящего изобретения.

На этапе (Б) способ может содержать перемещение скважинного инструмента в трубную конструкцию посредством соединительной линии вышеупомянутых типов.

Согласно первому варианту осуществления способ может также содержать следующие этапы:

перед этапом (Б) функциональное соединение перфорационного устройства с нагнетательным модулем и соединение нагнетательного модуля с возможностью аксиального перемещения и без возможности вращения модуля крепления для образования их компоновки;

перемещение на этапе (Б) компоновки нагнетательного модуля и модуля крепления в трубную конструкцию для размещения перед зоной кольцевого пространства;

выполнение на этапе (Г) с помощью перфорационного устройства нагнетательного модуля отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции; и на этапе (Д) и (Е) перемещение нагнетательного модуля аксиально относительно модуля крепления и одновременное перемещение соединительного устройства нагнетательного модуля в положение установки вблизи отверстия. В данном случае соединение без возможности вращения представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства с отверстием.

Данный первый вариант осуществления способа включает в себя использование скважинного инструмента для выполнения работы за один рейс.

Согласно второму варианту осуществления способ может также содержать следующие этапы:

перед этапом (Б) функциональное соединение перфорационного устройства с перфорационным модулем, конструирование модуля крепления, перфорационного модуля и нагнетательного модуля как отдельных модулей, конструирование перфорационного модуля, нагнетательного модуля с обеспечением их разъемного соединения с модулем крепления;

перемещение на этапе (Б) разъемной компоновки модуля крепления и перфорационного модуля в трубную конструкцию на место перед зоной кольцевого пространства;

выполнение на этапе (Г) с помощью перфорационного устройства перфорационного модуля отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции;

отсоединение на этапе (Д) перфорационного модуля от установленного модуля крепления и извлечение перфорационного модуля из скважины, с перемещениеи при этом перфорационного устройства от отверстия, проходящего через стенку трубной конструкции; и перемещение после этапа (Д) нагнетательного модуля в трубную конструкцию и разъемное соединение нагнетательного модуля с установленным модулем крепления, с осуществлением при этом этапов (Е) и (Ж) способа.

Данный второй вариант осуществления способа включает в себя использование скважинного инструмента для выполнения работы за два рейса.

В настоящем способе средство обработки может, например, являться уплотняющей массой или средством обработки скважины для интенсификации притока, как упомянуто выше в контексте описания настоящего скважинного инструмента.

Дополнительно, настоящий способ можно использовать в различных случаях и для различных целей.

Таким образом, на этапе (И) способа средство обработки можно нагнетать в зону кольцевого пространства, находящегося снаружи песчаного фильтра, связанного с трубной конструкцией. Альтернативно, средство обработки можно нагнетать в гравийный фильтр, расположенный в кольцевом пространстве. В качестве дополнительной альтернативы, средство обработки можно нагнетать в зону кольцевого пространства, образованную трубной конструкцией и внешней трубой.

Ниже в данном документе описаны два неограничивающих примера вариантов осуществления настоящего изобретения.

Краткое описание фигур примеров вариантов осуществления

На фиг. 1-18 показан вариант осуществления скважинного инструмента для выполнения работы за один рейс согласно изобретению.

На фиг. 1 показаны основные компоненты скважинного инструмента для выполнения работы за один рейс.

На фиг. 2-4 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе детали модуля крепления скважинного инструмента фиг. 1 и различные рабочие положения модуля крепления.

На фиг. 5-7 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе другие модули скважинного инструмента фиг. 1.

На фиг. 8 и 9 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе детали нагнетательного модуля скважинного инструмента фиг. 1, при этом нагнетательный модуль показан в нерабочем и рабочем положениях, соответственно.

- 6 020124

На фиг. 10 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе детали перфорационного модуля скважинного инструмента фиг. 1.

На фиг. 11-18 показаны различные этапы первого варианта осуществления способа согласно изобретению при использовании со скважинным инструментом для выполнения работы за один рейс фиг. 1-10.

На фиг. 19-33 показан вариант осуществления скважинного инструмента для выполнения работы за два рейса согласно изобретению, при этом, в частности, показано следующее.

На фиг. 19-21 показаны основные компоненты данного скважинного инструмента для выполнения работы за два рейса.

На фиг. 22 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе детали нагнетательного модуля скважинного инструмента фиг. 19-21, на фиг. 22 показан нагнетательный модуль в рабочем положении.

На фиг. 23 показаны частично в разрезе и в увеличенном масштабе детали модуля крепления скважинного инструмента фиг. 19-21, на фиг. 23 показан модуль крепления в нерабочем положении.

На фиг. 24 показана компоновка нагнетательного модуля и модуля крепления фиг. 22 и 23, соответственно, при этом нагнетательный модуль и модуль крепления показаны в рабочем положении, также показанном ниже на фиг. 31 и 32.

На фиг. 25-33 показаны различные этапы второго варианта осуществления способа согласно изобретению при использовании скважинного инструмента фиг. 19-21 для выполнения работы за два рейса.

Для понимания изобретения фигуры выполнены несколько упрощенно, и показаны только наиболее существенные компоненты и элементы настоящего скважинного инструмента. Формы, относительные размеры и взаимное расположение компонентов и элементов могут также являться несколько искаженными. Кроме того, все указания на верхний и нижний в контексте компонента или элемента указывают на положение, более близкое к наземному оборудованию скважины или более удаленное от него, соответственно.

Подробное описание вариантов осуществления

Являющийся примером вариант осуществления № 1.

На фиг. 1 показаны основные компоненты скважинного инструмента 2 для выполнения работы за один рейс согласно изобретению. На фиг. 2-10 показаны детали некоторых основных компонентов, а на фиг. 11-18 основные компоненты показаны соединенными между собой. На фиг. 11-18 показаны различные этапы, связанные с использованием скважинного инструмента 2 в обсадной колонне 4 в скважине 6, проходящей до подземного пласта 8. Для спускоподъемных операций в скважине 6 скважинный инструмент 2 соединен с соединительной линией в форме электрического кабеля 10, проходящего вниз от поверхности. Кроме того, кабель 10 сконструирован для передачи электроэнергии, сигналов управления и т.п. на скважинный инструмент 2 и от него во время работы инструмента. В данном примере варианта осуществления скважинный инструмент 2 используют для нагнетания жидкой уплотняющей массы в зону кольцевого пространства 12 между обсадной колонной 4 и окружающим стволом 14 скважины.

В другом варианте осуществления (не показан) скважинный инструмент 2 можно также использовать для нагнетания средства обработки, например жидкой уплотняющей массы, в зону кольцевого пространства, расположенного между двумя обсадными колоннами различных диаметров или аналогичными трубными конструкциями.

Как показано на фиг. 1 сверху вниз, основными компонентами являются соединительное устройство 16, модуль 18 крепления, клапанный модуль 20, модуль 22 управления, масляный модуль 24 гидросистемы, модуль 26 насоса гидросистемы, модуль 28 хранения, нагнетательный модуль 30 и перфорационный модуль 32. Ниже в данном описании компоненты и/или функции данных компонентов описаны с дополнительными подробностями.

Соединительное устройство 16 соединяет электрический кабель 10 и скважинный инструмент 2 при использовании в скважине 6, причем соединительное устройство 16 соединяет кабель 10 с верхним концом модуля 18 крепления.

Данный модуль 18 крепления (см. фиг. 2-4) имеет две функции. Первая функция заключается в креплении верхней части скважинного инструмента 2 к внутренней стенке трубы обсадной колонны 4. Вторая функция заключается в перемещении соединительного корпуса, которым в данном варианте осуществления является аксиально перемещающийся массивный поршневой шток 34, наружу от нижнего конца модуля 18 крепления.

Для выполнения модулем 18 крепления своей первой функции его первая часть 36 снабжена четырьмя радиально перемещающимися закрепляющими элементами 38, только три закрепляющих элемента 38 из которых показаны на фиг. 2-4. Каждый закрепляющий элемент 38 может перемещаться радиально наружу из вырезанной полости 40, расположенной в первой части 36 модуля 18. Кроме того, каждый закрепляющий элемент 38 снабжен внешними захватывающими зубьями 42, а также двумя шарнирными звеньями 44, 46, установленными на поворотных осях на верхнем и нижнем аксиальных участках, соответственно, закрепляющего элемента 38. Нижнее шарнирное звено 46 соединено осью с фиксированной нижней стенкой 48 вырезанной полости 40, при этом шарнирное звено 46 прикреплено к первой части 36 модуля 18. Верхнее шарнирное звено 44 соединено осью с двойным поршнем 50а, 50Ь кольцевой формы, которые могут перемещаться аксиально в первом кольцевом поршневом цилиндре 52, вы

- 7 020124 полненном в первой части 36 модуля 18. Верхний поршень 50а и нижний поршень 50Ь двойного поршня соединены трубчатым поршневым штоком 54, заключающим в себе массивный поршневой шток 34, выходящий наружу из нижнего конца модуля 18 крепления. Для предотвращения протечки текучей среды по периметру каждый поршень 50а, 50Ь снабжен соответствующей кольцевой прокладкой 56, 58, имеющей уплотненный контакт с участком 60 наружной муфты, образующей первый поршневой цилиндр 52.

Дополнительно, поршни 50а, 50Ь, поршневой шток 54 и первый поршневой цилиндр 52 образуют кольцевые камеры 62а, 62Ь цилиндра. Кольцевой фиксированный поршень 64 закреплен на внутренней поверхности участка 60 наружной муфты и проходит радиально внутрь в кольцевые камеры 62а, 62Ь цилиндра и далее внутрь до поршневого штока 54 двойного поршня 50а, 50Ь. На своей внутренней периферии фиксированный поршень 64 снабжен кольцевой прокладкой 66, имеющей уплотненный контакт с поршневым штоком 54. При этом фиксированный поршень 64 разделяет кольцевую камеру двойного поршня 50а, 50Ь на верхнюю камеру 62а цилиндра и нижнюю камеру 62Ь цилиндра.

Два гидравлических канала 68, 70 (показано схематично пунктирными линиями на фиг. 2-4) выполнены в участке 72 наружной муфты первой части 36 модуля 18 и направлены далее к верхней и нижней камерам 62а, 62Ь цилиндра, соответственно, с каждой из сторон фиксированного поршня 64. Каждый канал 68, 70 на своем противоположном конце соединен с соответствующей спиральной гидравлической трубкой 74, 76, расположенной в полости 78 во второй части 80 модуля 18 крепления. На фиг. 2 и 3 гидравлические трубки 74, 76 показаны в аксиально несжатом положении, а на фиг. 4 гидравлические трубки 74, 76 показаны в аксиально сжатом положении. На своем противоположном конце каждая гидравлическая трубка 74, 76 соединена с соответствующим гидравлическим каналом 68', 70' (показано схематично пунктирными линиями на фиг. 2-4), направленным далее через массивный поршневой шток 34, проходящий наружу из нижнего конца модуля 18 крепления. Вторая часть 80 модуля 18 также снабжена внешним кожухом 82 в форме муфты, защищающим полость 78 и спиральные гидравлические трубки 74, 76 в ней. Кожух 82 может перемещаться аксиально снаружи и перекрывает часть участка 72 наружной муфты первой части 36 модуля 18.

На фиг. 2 показан двойной поршень 50а, 50Ь, находящийся в нерабочем положении, в котором закрепляющие элементы 38 втянуты в вырезанную полость 40 в первой части 36 модуля 18. На фиг. 3 и 4, вместе с тем, показан двойной поршень 50а, 50Ь, находящийся в рабочем положении, в котором закрепляющие элементы 38 выдвинуты радиально наружу из вырезанной полости 40. Последнее получено посредством подачи гидравлического масла под давлением в нижнюю камеру 62Ь цилиндра по гидравлическим каналам 70, 70' и спиральной гидравлической трубке 76. При этом двойной поршень перемещает кольцевой нижний поршень 50Ь в аксиальном направлении к вырезанной полости 40 и ее фиксированной нижней стенке 48, при этом закрепляющие элементы 38 подаются радиально наружу двумя шарнирными звеньями 44, 46. Последующее втягивание закрепляющих элементов 38 в полость 40 выполняют, подавая гидравлическое масло под давлением в верхнюю камеру 62а цилиндра по гидравлическим каналам 68, 68' и спиральным гидравлическим трубкам 74. При этом двойной поршень перемещает верхний поршень 50а в аксиальном направлении от вырезанной полости 40 и ее фиксированной нижней стенки 48.

Для выполнения своей второй функции первая часть 36 модуля 18 крепления также снабжена вторым кольцевым поршневым цилиндром 84а, 84Ь, выполненным на нижнем конце модуля 18. Кольцевой поршень 86 неподвижно закреплен снаружи массивного поршневого штока 34. Кольцевой поршень 86 проходит наружу во второй поршневой цилиндр 84а, 84Ь и дополнительно наружу к участку 88 наружной муфты цилиндра 84а, 84Ь. По своему периметру поршень 86 снабжен кольцевой прокладкой 90, имеющей уплотненный контакт со стенкой 88 рубашки. При этом поршень 86 разделяет второй поршневой цилиндр на верхнюю камеру 84а цилиндра и нижнюю камеру 84Ь цилиндра. На верхнем и нижнем концах поршневого цилиндра 84а, 84Ь первая часть 36 модуля 18 также снабжена соответствующими кольцевыми прокладками 92, 94, имеющими уплотненный контакт со штоком 34 поршня.

Два дополнительных гидравлических канала 96, 98 (показаны схематично пунктирными линиями на фиг. 2-4) выполнены в штоке 34 поршня и направлены к верхней и нижней камерам 84а, 84Ь цилиндра, соответственно, с каждой из сторон кольцевого поршня 86. На верхнем участке первой части 36 модуля 18 поршневой шток 34 также снабжен аксиально направленной направляющей дорожкой 100, вырезанной во внешней поверхности поршневого штока. Радиально направленный направляющий штифт 102 неподвижно закреплен на внешнем участке 72 муфты первой части 36 модуля 18 крепления и проходит внутрь в направляющую дорожку 100 в штоке 34 поршня (см. фиг. 2 и 3). Направляющий штифт 102 входит в состав предотвращающего вращение направляющего средства, связанного с модулем 18 крепления, с помощью которого нагнетательный модуль 30 соединен с модулем 18 крепления с предотвращением вращения.

При подаче гидравлического масла под давлением в верхнюю камеру 84а цилиндра по гидравлическому каналу 96 кольцевой поршень 86 может перемещаться в аксиальном направлении вниз и к нижнему концу модуля 18 крепления, как показано на фиг. 4. Во время данного аксиального перемещения спиральные гидравлические трубки 74, 76 также аксиально сжимаются вместе, что также показано на фиг. 4. Данное аксиальное перемещение обеспечивает одновременное аксиальное перемещение связанного массивного поршневого штока 34. Поскольку противоположный аксиальный конец поршневого штока 34

- 8 020124 соединен напрямую с клапанным модулем 20, последовательно соединенным с другими модулями 22, 24, 26, 28, 30, 32 скважинного инструмента 2, данное аксиальное перемещение должно также обуславливать совместное аксиальное перемещение всех данных модулей 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32.

Ниже в данном документе конструкция и/или функции клапанного модуля 20, модуля 22 управления, масляного модуля 24 гидросистемы, модуля 26 насоса гидросистемы, модуля 28 хранения, нагнетательного модуля 30 и перфорационного модуля 32 подробно рассмотрены дополнительно. Вместе с тем, клапанный модуль 20 и модуль 22 управления, показанные на фиг. 1 и 11-18, не описаны так же подробно, как модуль 18 крепления. Причина состоит в том, что модули 20, 22 содержат компоненты, известные в чистом виде и по режимам их работы, и представляют собой известные для специалиста в данной области техники решения.

Когда скважинный инструмент 2 находится в работе в скважине 6, электроэнергию и сигналы управления передают с поверхности на модуль 22 управления по электрическому кабелю 10, через соединительное устройство 16, модуль 18 крепления и клапанный модуль 20. Модуль 22 управления может содержать электронные компоненты, включающие в себя подходящие процессоры и программное обеспечение, а также датчики, передатчики сигналов, электрические провода, батареи и т.д., до уровня, считающегося необходимым для выполнения функциональных операций различными компонентами в скважинном инструменте 2. Питание и сигналы управления, возможно, также подходящие текучие среды, можно передавать по линиям, трубкам, каналам и/или шлангам, также соединительным муфтам, клапанам и т.п. (не показано на фигурах), надлежаще установленным в соединительном устройстве 16 и в различных модулях 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32 или на них скважинного инструмента 2.

Клапанный модуль 20 содержит группу подходящих клапанов (не показано) для подачи и надлежащего распределения текучих сред, таких как гидравлическое масло в данном примере, к различным перемещающимся компонентам в скважинном инструменте 2. Открытием и закрытием клапанов управляют с помощью сигналов управления из модуля 22 управления. Движущую энергию для открытия и закрытия клапанов можно получать из модуля 22 управления и/или от независимых источников энергии и/или устройств в клапанном модуле 20. Таким образом, клапанный модуль 20 и модуль 22 управления могут обеспечивать подходящую подачу гидравлического масла к кольцевому двойному поршню 50а, 50Ь и кольцевому поршню 86 и управление ими. При этом закрепляющие элементы 38 и массивный поршневой шток 34, соответственно, можно перемещать подходящим способом относительно модуля 18 крепления, как показано на фиг. 2-4.

Масляный модуль 24 гидросистемы (см. фиг. 5) содержит емкость для гидравлического масла, используемого для приведения в движение перемещающихся компонентов в различных модулях скважинного инструмента 2, например для перемещения кольцевого двойного поршня 50а, 50Ь и кольцевого поршня 86 в модуле 18 крепления. Последние компоненты соединены с обеспечением гидравлического сообщения с масляным модулем 24 гидросистемы гидравлическими каналами 68, 70, 68', 70', 96, 98 и спиральными гидравлическими трубками 74, 76 в модуле 18 крепления, а также соответствующими гидравлическими каналами в клапанном модуле 20 и модуле 22 управления. Соответствующие гидравлические соединения расположены между масляным модулем 24 гидросистемы и перемещающимися компонентами в модуле 26 насоса гидросистемы, в модуле 28 хранения и в нагнетательном модуле 30.

В данном примере варианта осуществления емкость для гидравлического масла состоит из кольцевого цилиндра 104а, 104Ь для гидравлического масла. Данный цилиндр 104а, 104Ь снабжен кольцевым аксиально перемещающимся свободным плавающим поршнем 106 с внешней кольцевой прокладкой 108 и внутренней кольцевой прокладкой 110 для уплотненного контакта с наружной муфтой 112 и внутренней муфтой 114, соответственно, которые вместе образуют кольцевой цилиндр 104а, 104Ь для гидравлического масла. Свободный плавающий поршень 106 разделяет цилиндр для гидравлического масла на верхнюю камеру 104а цилиндра и нижнюю камеру 104Ь цилиндра. На своем верхнем конце наружная муфта 112 снабжена радиальным перепускным каналом 116, гидравлически сообщающим верхнюю камеру 104а цилиндра со скважинной жидкостью 118 (и с давлением скважинной жидкости 118) в обсадной колонне 4, при этом верхняя камера 104а цилиндра заполнена скважиной жидкостью 118. Нижняя камера цилиндра 104Ь заполнена гидравлическим маслом 120. На своем нижнем конце внутренняя муфта 114 снабжена радиальным каналом 122, гидравлически сообщающим нижнюю камеру 104Ь цилиндра с несколькими гидравлическими трубками, проходящими вдоль аксиального канала 124 через масляный модуль 24 гидросистемы. Хотя аксиальный канал 124 содержит несколько таких гидравлических трубок, только две гидравлические трубки 126, 128 показаны схематично пунктирными линиями на фиг. 5. Гидравлические трубки 126, 128 сообщены с клапанным модулем 20 и модулем 22 управления для подачи гидравлического масла 120 к перемещающимся компонентам в нагнетательном модуле 30 и необходимого управления ими. Ниже в данном документе последнее рассмотрено подробно и конкретно в контексте описания нагнетательного модуля 30. Для подачи гидравлического масла 120 к перемещающимся компонентам в нагнетательном модуле 30 гидравлические трубки 126, 128 гидравлически сообщены с соответствующими гидравлическими соединениями в модуле 26 насоса гидросистемы, модуле 28 хранения и в компонентах нагнетательного модуля 30, что показано схематично пунктирными линиями на фиг. 6-9.

Модуль 26 насоса гидросистемы (см. фиг. 6) содержит электродвигатель 130 и гидравлический на

- 9 020124 сос 132, функционально соединенные с модулем 28 хранения. Насос 132 и двигатель 130, показанные схематично на фиг. 6, размещены в цилиндрической полости 134 в модуле 26 насоса. Для подачи гидравлического масла 120 в нагнетательный модуль 30 аксиальный канал 136, 138 направлен наружу от верхнего и нижнего конца, соответственно, полости 134 для подачи по различным гидравлическим трубкам, включающим в себя две гидравлические трубки 126, 128 от масляного модуля 24 гидросистемы. В верхнем аксиальном канале 136 и полости 134 также размещены электрические соединительные провода (не показано на фиг. 6) для передачи электроэнергии и сигналов управления от модуля 22 управления на двигатель 130. Насос 132, использующий объединенное гидравлическое масло скважинного инструмента 2, соединен с гидравлической трубкой 140 (показана схематично пунктирной линией), направленной наружу из полости 134 и нижнего аксиального канала 138 для подачи гидравлического масла насоса 132 к отдельному модулю 28 хранения (см. фиг. 7).

Модуль 28 хранения, функционально соединенный с нагнетательным модулем 30, содержит цилиндрическую камеру 142а, 142Ь хранения, снабженную аксиально перемещающимся свободно плавающим поршнем 144 с внешней кольцевой прокладкой 146 для уплотненного контакта с образующей кожух муфтой 148. Свободно плавающий поршень 144 разделяет камеру хранения на верхнюю камеру 142а и нижнюю камеру 142Ь. Верхняя камера 142а соединена способом, обеспечивающим гидравлическое сообщение с гидравлической трубкой 140 от насоса 132, по которой камеру 142а заполняет гидравлическое масло 150 из насоса 132. Нижняя камера 142Ь, вместе с тем, заполнена средством обработки приствольной зоны, которое в данном примере варианта осуществления состоит из жидкой уплотняющей массы 151. Образующая кожух муфта 148 также снабжена аксиально направленными гидравлическими каналами 152, 153, гидравлически сообщенными с соответствующими гидравлическими трубками 126, 128, проходящими через модуль 26 насоса и модуль 28 хранения.

Аксиальный канал 154 направлен дополнительно наружу от нижнего конца камеры 142а, 142Ь хранения. Цилиндрическая пробка 156 с проходящей по периметру кольцевой прокладкой 158 закреплена в канале 154 посредством радиального срезного штифта 160, соединяющего пробку 156 с нижним участком модуля 28 хранения. При перекачке гидравлического масла 150 под достаточным давлением из насоса 132 по гидравлической трубке 140 и далее в верхнюю камеру 142а свободно плавающий поршень 144 давит на жидкую уплотняющую массу 151, увеличивая давление массы на пробку 156, пока срезной штифт 160 не срежется. Затем пробка 156 и уплотняющая масса 151 должны перемещаться из канала 154 и далее в нагнетательный модуль 30. Таким образом, насос 132, свободно плавающий поршень 144 и гидравлическое масло 150 составляют средство привода для вытеснения уплотняющей массы 151 из камеры 142а, 142Ь хранения.

В альтернативном варианте осуществления, не показанном на фигурах, нижнюю камеру 142Ь камеры хранения можно заполнять средством обработки приствольной зоны в форме уплотняющей массы из твердого материала легкоплавкого типа, например из легкоплавких пластиков или подходящего металла. В таком альтернативном варианте осуществления нижняя камера 142Ь должна быть соединена с нагревающим устройством для обеспечения расплавления твердой уплотняющей массы перед введением в зону кольцевого пространства 12 в скважине 6. Как альтернативу в случае плавления твердой уплотняющей массы перед помещением в скважинный инструмент 2, такое нагревающее устройство можно использовать для поддержания расплавленной уплотняющей массы в расплавленном состоянии во время спуска инструмента 2 в скважину 6. Как упомянуто выше, средство обработки может также являться средством обработки скважины для интенсификации притока или другим жидким материалом. Кроме того, модуль 28 хранения и его камеры 142а, 142Ь хранения могут иметь любую форму и размер, подходящие для достижения конкретной цели и/или для конкретного средства обработки.

Нагнетательный модуль 30 (см. фиг. 8 и 9) содержит, по порядку от верхнего к нижнему концу, аксиальный канал 162, манифольд 164, четыре канала 166 манифольда (только один из которых показан на фигурах), цилиндрическую полость 168, радиально направленную разделяющую стенку 170 с центральным каналом 172, кольцевую прокладку 174, расположенную вокруг канала 172, и поршневой цилиндр 176а, 176Ь, выполненный на нижнем участке модуля 30. Дополнительно, цилиндр 176а, 176Ь содержит аксиально перемещающийся поршень 178 с проходящей по периметру кольцевой прокладкой 180, находящейся в уплотненном контакте с наружной муфтой 182. Наружная муфта 182 образует поршневой цилиндр 176а, 176Ь и полость 168 в модуле 30. Поршень 178 разделяет поршневой цилиндр на верхнюю камеру цилиндра 176а и нижнюю поршневую камеру 176Ь. Кроме того, два гидравлических канала 184, 186 (показано схематично пунктирными линиями на фиг. 8 и 9) выполнены в наружной муфте 182 и направлены далее в верхнюю и нижнюю камеры 176а, 176Ь цилиндра, соответственно, с каждой из сторон поршня 178. Для подачи гидравлического масла 120 к перемещающимся компонентам в нагнетательном модуле 30 гидравлические каналы 184, 186 гидравлически сообщены, среди прочего, с гидравлическими трубками 126, 128, проходящими через масляный модуль 24 гидросистемы и модуль 26 насоса, а также гидравлическими каналами 152, 153, проходящими через модуль 28 хранения. Поршень 178 в нагнетательном модуле 30 также соединен с поршневым штоком 188, проходящим аксиально и с уплотнением вверх через канал 172 в разделяющей стенке 170 и далее в цилиндрическую полость 168. На своем верхнем конце поршневой шток 188 снабжен муфтой 190 прикрепления.

- 10 020124

Для выполнения своей основной функции нагнетания, среди прочего, нагнетательный модуль 30 данного варианта осуществления снабжен четырьмя пропускающими поток соединительными устройствами в форме радиально перемещающихся соединительных опор 192, только некоторые показаны на фиг. 8 и 9. Различное подходящее число соединительных устройств/соединительных опор можно использовать в других вариантах осуществления (не показано). В данном варианте осуществления, вместе с тем, каждая соединительная опора 192 выполнена с проходящей по периметру внешней поверхностью 194 с частично круглой формой для обеспечения герметичного уплотнения к обсадной колонне 4 при контакте с обсадной колонной. Для данной цели внешняя поверхность 194 также снабжена кольцевой прокладкой 196, которая заключает в кожух центральный канал 198 уплотняющей массы, заканчивающийся в проходящей по окружности выемке 200 во внешней поверхности 194. Канал 198 уплотняющей массы гидравлически сообщен с полусферическим гнездом 202, выполненным в верхней стороне участка 204 соединительной опоры 192. Соответствующее полусферическое гнездо 206 выполнено в верхней стенке 208 цилиндрической полости 168. Гнездо 206 соединено способом, обеспечивающим гидравлическое сообщение с соответствующим каналом 166 манифольда, с манифольдом 164 и с аксиальным каналом 162 на верхнем участке нагнетательного модуля 30. Звено 210 со сквозным протоком с шаровыми головками создает подвижное соединение между верхним участком нагнетательного модуля 30 и верхней стороной участка 204 соединительной опоры 192. Для данной цели каждый конец звена 210 с шаровыми головками снабжен шаровыми головками 212, 214 со сквозным протоком, подвижно опирающимися в полусферическое гнездо 206 и в полусферическое гнездо 202, соответственно. Каждая шаровая головка 212, 214 снабжена соответствующей кольцевой прокладкой 216, 218 для уплотненного контакта с соответствующим гнездом 206, 202.

Каждая соединительная опора 192 может перемещаться радиально наружу от цилиндрической полости 168 через соответствующий проем 220 в наружной муфте 182 нагнетательного модуля 30. Для данной цели шарнирное звено 222 установлено между каждой соединительной опорой 192 и муфтой 190 прикрепления на поршневом штоке 188. Шарнирное звено 222 прикреплено на осях к муфте 190 прикрепления и к нижнему участку соединительной опоры 192.

На фиг. 8 показан аксиально перемещающийся поршень 178 модуля 30, находящийся в нерабочем положении, в котором соединительные опоры 192 втянуты в полость. На фиг. 9, вместе с тем, показан поршень 178, находящийся в рабочем положении, в котором соединительные опоры 192 выдвинуты радиально наружу из полости 168 через отверстия 220 в наружной муфте 182 модуля 30. Последнее получают, подавая гидравлическое масло 120 под давлением в нижнюю камеру 176Ь поршневого цилиндра по гидравлическому каналу 186 и по гидравлическим соединениям в других модулях. Втягивание соединительных опор 192, вместе с тем, получают, подавая гидравлическое масло 120 под давлением в верхнюю камеру 176а поршневого цилиндра по гидравлическому каналу 184 и по гидравлическим соединениям в других модулях.

Дополнительно, аксиальный канал 162 в верхнем участке нагнетательного модуля 30 соответствует аксиальному каналу 154 в нижнем участке модуля 28 хранения. Когда аксиально перемещающийся поршень 178 модуля 30 находится в своем рабочем положении для выдвижения соединительных опор 192 радиально наружу из полости 168, уплотняющая масса 151 может вытесняться из модуля 28 хранения и дополнительно далее в каждую соединительную опору 192 и через нее. Данное получают, включая в работу насос 132 и перемещая свободно плавающий поршень 144 модуля 28 хранения вниз в камере 142а, 142Ь хранения. При этом пробка 156 и уплотняющая масса 151 вытесняются из канала 154 в модуль 28 хранения и в аксиальный канал 162 в нагнетательном модуле 30 и далее в его манифольд 164. Пробка 156 захватывается в манифольд 164, и уплотняющая масса 151 распределяется по четырем каналам 166 манифольда. Уплотняющая масса 151 проходит из каждого канала 166 манифольда и далее через соответствующее звено 210 с шаровыми головками и канал 198 уплотняющей массы в соответствующую соединительную опору 192, заканчивая прохождение в проходящем по окружности вырезе 200 на внешней поверхности 194 опоры. Данное выполняют после выполнения соответствующего отверстия 236 (см. фиг. 13) в обсадной колонне 4 с помощью перфорационного устройства 234, функционально соединенного с нагнетательным модулем 30 через модуль 32 перфоратора. В данном случае нагнетательный модуль 30 также снабжен по меньшей мере одним электрическим проводом 224 (показано пунктирной линией на фиг. 8-10), проложенным далее в перфорационный модуль 32 для передачи сигналов управления на перфорационное устройство 234. Сигналы управления проходят из модуля 22 управления через промежуточные модули 24, 26, 28 и 30.

Перфорационный модуль 32 (см. фиг. 10), являющийся самым нижним модулем скважинного инструмента 2, имеет носовой участок 226 переменного диаметра для облегчения спуска скважиного инструмента 2 в скважину 6. Модуль 32 также содержит цилиндрическую полость 228, образованную наружной муфтой 230, с четырьмя вырезами 232 в муфте 230, только два выреза 232 показаны на фиг. 10. Уменьшенная толщина стенки муфты 230 между вырезами 232 и полостью 228 таким образом образует ослабленные зоны 233 в наружной муфте 230. Заряд 234 взрывчатого веществ, представляющий собой так называемый кумулятивный заряд, соединен с каждым вырезом 232 и ослабленной зоной 233. Каждый заряд 234 взрывчатого вещества размещен на внутренней поверхности соответствующей ослабленной зоны 233

- 11 020124 наружной муфты 230, при этом каждый заряд 234 взрывчатого вещества находится в составе перфорационного устройства. Для приема сигнала управления на подрыв каждый заряд 234 взрывчатого вещества соединен с ответвлением 224' от электрического провода 224, проложенного из нагнетательного модуля 30 в полость 228. После подрыва каждый заряд 234 взрывчатого вещества пробивает направленный канал, проходящий через соответствующую ослабленную зону 233 и далее через обсадную колонну 4, как показано на фиг. 13.

Ниже в данном документе описаны различные этапы первого варианта осуществления настоящего способа, показанные на фиг. 11-18.

На этапе (А) способа используют вышеописанный скважинный инструмент 2 для выполнения работы за один рейс.

На этапе (Б) с помощью электрического кабеля 10 скважинный инструмент 2 спускают в обсадную колонну 4 на место работы в скважине 6 перед зоной 12 кольцевого пространства, подлежащей обработке жидкой уплотняющей массой 151 (см. фиг. 11).

На этапе (В) (см. фиг. 12) четыре радиально перемещающихся закрепляющих элемента 38 модуля 18 крепления закрепляют на внутренней поверхности обсадной колонны 4, как описано выше (см. фиг. 3). В данном случае и в данном варианте осуществления четыре радиально перемещающиеся соединительные опоры 192 нагнетательного модуля 30 также приводят в действие и подают наружу к поверхности обсадной колонны 4 (см. фиг. 9). Таким образом, скважинный инструмент 2 центруют в обсадной колонне 4. На данном этапе нагнетание уплотняющей массы 151 через нагнетательный модуль 30 не производят.

На этапе (Г) (см. фиг. 13) четырьмя зарядами 234 взрывчатого вещества перфорационного модуля 32 четыре соответствующих отверстия 236 пробивают в стенке обсадной колонны 4, только два отверстия 236 показаны на фиг. 13. Затем четыре радиально перемещающиеся соединительные опоры 192 выводят из рабочего положения и втягивают в нагнетательный модуль 30, как показано на фиг. 14.

На этапе (Д) (см. фиг. 15) перфорационный модуль 32 и его четыре перфорационных устройства 234 перемещают от отверстий 236. Это выполняют с приведением в действие модуля 18 крепления для выполнения его второй функции, как описано выше (см. фиг. 4). При этом вторую часть 80 модуля 18 крепления перемещают в аксиальном направлении вниз так, что аксиально сжимаются гибкие гидравлические трубки 74, 76, среди прочего. Как упомянуто выше, данное аксиальное перемещение также создает одновременное аксиальное перемещение массивного поршневого штока 34 и, таким образом, всех других модулей 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32 в скважинном инструменте 2.

При этом, как указано на этапе (Е), четыре радиально перемещающиеся соединительные опоры 192 нагнетательного модуля 30 также перемещают в положение в окрестности соответствующего отверстия 236. На фиг. 15 соединительные опоры 192 показаны во втянутом положении в нагнетательном модуле 30.

В скважинном инструменте 2 соединительные опоры 192 в нагнетательном модуле 30 и соответствующие перфорационные устройства 234 в перфорационном модуле 32 выставляют по одной оси друг с другом, и они находятся на аксиальном расстоянии, соответствующем ходу массивного поршневого штока 34 в модуле 18 крепления. Данное устройство, таким образом, представляет собой, как сказано на этапе (Ж), средство совмещения, обеспечивающее совмещение соединительных опор 192 с соответствующими отверстиями 236.

На этапе (З) (см. фиг. 16) соединительные опоры соединяют с соответствующими отверстиями 236 способом, обеспечивающим гидравлическое сообщение. Данное происходит способом, одинаковым с описанным выше и показанным на фиг. 9 и 12.

На этапе (И) жидкую уплотняющую массу 151 вытесняют из камеры 142а, 142Ь хранения и нагнетают в зону в кольцевом пространстве 12 через соединительные опоры 192 и отверстия 236 в обсадной колонне 4, как показано на фиг. 17, при этом уплотняющая масса 151 размещается в кольцевом пространстве 12. Данное выполняют с помощью насоса 132 в модуле 26 насоса гидросистемы, свободно плавающего поршня 144 в модуле 28 хранения и гидравлического масла 150, вместе составляющих средство перемещения уплотняющей массы 151.

И, наконец, на этапе (К) соединительные опоры 192 (в нагнетательном модуле 30) и закрепляющие элементы 38 (в модуле 18 крепления) скважинного инструмента 2 отсоединяют от обсадной колонны 4, после чего скважинный инструмент 2 поднимают из скважины 6, как показано на фиг. 18.

Пример варианта осуществления № 2.

На фиг. 19-21 показаны основные составные части скважинного инструмента для выполнения работы за два рейса согласно изобретению, содержащего две разъемные компоновки инструмента, включающие в себя первую компоновку 302а инструмента и вторую компоновку 302Ь инструмента. На фиг. 22-24 показаны детали двух основных составных частей скважинного инструмента 302а, 302Ь. На фиг. 25-33 показаны различные этапы второго варианта осуществления настоящего способа. В данном варианте осуществления скважинный инструмент 302а, 302Ь для выполнения работы за два рейса используют в обсадной колонне 4 в скважине 6. Некоторые основные составные части в скважинном инструменте 302а, 302Ь являются идентичными основным составным частям в скважинном инструменте 2 для выполнения работы за один рейс, а другие составные части являются новыми или модифицированными для скважинного инструмента 2 относительно показанных.

- 12 020124

В данном случае упомянуто, что скважинный инструмент 302а, 302Ь в других примерах вариантов осуществления (не показано) также можно использовать для ввода под давлением средства обработки приствольной зоны, например уплотняющей массы 151, в зону кольцевого пространства, расположенную между двумя обсадными колоннами различных диаметров или аналогичными трубными конструкциями.

Скважинный инструмент 302а, 302Ь для выполнения работы за два рейса содержит следующие основные составные части скважинного инструмента 2 для выполнения работы за один рейс: соединительное устройство 16, с которым соединен электрический кабель 10, клапанный модуль 20, модуль 22 управления, масляный модуль 24 гидросистемы, модуль 2 6 насоса гидросистемы, модуль 28 хранения. Кроме того, скважинный инструмент 302а, 302Ь содержит спускной инструмент 304, модуль 318 крепления, нагнетательный модуль 330 и перфорационный модуль 332. На фиг. 22-24 показаны дополнительно детали модуля 318 крепления и нагнетательного модуля 330. Модуль 318 крепления, нагнетательный модуль 330 и перфорационный модуль 332 являются модифицированными вариантами соответствующих модулей 18, 30 и 32 в скважинном инструменте 2 для выполнения работы за один рейс.

В данном варианте осуществления модуль 318 крепления, перфорационный модуль 332 и нагнетательный модуль 330 сконструированы как отдельные модули, при этом как перфорационный модуль 332, так и нагнетательный модуль 330 имеют возможность разъемного соединения с модулем 318 крепления. При этом как перфорационный модуль 332, так и нагнетательный модуль 330 являются перемещающимися относительно модуля 318 крепления. Данное является важным для использования в скважине 6 скважинного инструмента 302а, 302Ь для выполнения работы за два рейса.

В случае первого спуска в скважину 6 первую компоновку 302а скважинного инструмента спускают в обсадную колонну 4. По порядку, сверху вниз, данная первая компоновка 302а инструмента содержит соединительное устройство 16, спускной инструмент 304, перфорационный модуль 332 и модуль 318 крепления, как показано на фиг. 19.

В данном случае спускной инструмент 304 представляет собой упрощенный комбинированный инструмент с заменой многих функций, описанных для вышеупомянутого клапанного модуля 20, модуля 22 управления, масляного модуля 24 гидросистемы и модуля 26 насоса гидросистемы. Спускной инструмент 304 сконструирован для передачи подходящей приводной мощности и сигналов управления для работы как перфорационного модуля 332, так и модуля 318 крепления. Конструкция и функции спускного инструмента 304 здесь не описаны с дополнительными подробностями вследствие того, что его функции и режим работы рассмотрены в описании модулей 20, 22, 24 и 26. Спускные инструменты также считаются известными в технике, поскольку существуют в различных вариантах для использования в случае различных работ, проводимых в скважине.

Перфорационный модуль 332 (см. фиг. 19) также не рассматривается подробно, поскольку представляет собой модификацию перфорационного модуля 32 в скважинном инструменте 2 для выполнения работы за один рейс. Аналогично модулю 32 перфорационный модуль 332 содержит четыре выреза 232, ослабленные зоны 233 и кумулятивные заряды 234 взрывчатого вещества, а также соответствующие электрические провода, соединенные со спускным инструментом 304 для управляемого подрыва зарядов 234 взрывчатого вещества с помощью электрического кабеля 10. Перфорационный модуль 332 также сконструирован для соединения между спускным инструментом 304 и модулем 318 крепления. Различные гидравлические линии также проложены через перфорационный модуль 332 для подачи гидравлического масла к перемещающимся компонентам в модуле 318 крепления, что аналогично описанному для перфорационного модуля 32. Кроме того, нижний участок перфорационного модуля 332 снабжен двумя внешними, аксиально направленными дорожками 306 ориентации (см. фиг. 28, на которой показана только одна дорожка 306 ориентации). Дорожки 306 ориентации сконструированы для разъемного соединения с соответствующими штифтами 308 ориентации (см. фиг. 23 и 24), установленными внутри модуля 318 крепления. Дополнительно к этому, нижний участок нагнетательного модуля 330 снабжен двумя внешними дорожками 410 ориентации в форме буквы Υ (см. фиг. 22 и 29), сконструированными для разъемного соединения с соответствующими штифтами 308 ориентации в модуле 318 крепления. В данном примере варианта осуществления дорожки 306 (и 410) ориентации, а также штифты 308 ориентации расположены диаметрально противоположно друг другу.

Штифт 308 ориентации, таким образом, представляет собой первое средство ориентации, а дорожка 306, 410 ориентации представляет собой второе средство ориентации для скважинного инструмента 302. Если необходимо, средство ориентации можно заменить так, чтобы дорожка 306, 410 ориентации представляла собой первое средство ориентации, а штифт 308 ориентации представлял собой второе средство ориентации. Такая дорожка ориентации может также иметь другую форму, например геликоидальную форму, в которую штифт ориентации или аналогичный элемент ввинчивается при вставлении в дорожку ориентации.

Что касается перфорационного модуля 32, элементы 306 и 308 ориентации собирают на поверхности перед спуском первой компоновки 302а инструмента в обсадную колонну 4. Что касается нагнетательного модуля 30, вместе с тем, элементы 410 и 308 ориентации первый раз собирают в скважине 6, что описано ниже в данном документе.

Ниже дополнительно подробно описан модуль 318 крепления (см. фиг. 23 и 24). Как упомянуто, модуль 318 крепления представляет собой модификацию описанного выше модуля 18 крепления, имею

- 13 020124 щего как функции закрепления, так и функции перемещения. Задача функции перемещения состоит в перемещении массивного поршневого штока 34 и, следовательно, большей части скважинного инструмента 2 в аксиальном направлении после закрепления модуля 18. Единственной функцией настоящего модуля 318 крепления, вместе с тем, является закрепление нижнего участка скважинного инструмента 302а, 302Ь на внутренней поверхности стенки трубы обсадной колонны 4, которое выполняют в контексте первого спуска в скважину 6. По данной причине в модуле 318 крепления отсутствуют элементы, обуславливающие аксиальное перемещение поршневого штока 34 в модуле 18 крепления.

Таким образом, аналогично модулю 18 модуль 318 крепления содержит четыре радиально перемещающихся закрепляющих элемента 338, установленных в вырезанной полости 340. Каждый закрепляющий элемент 338 снабжен внешними захватывающими зубьями 342, а также двумя шарнирными звеньями 344, 346, установленными на осях на верхнем и нижнем аксиальных участках, соответственно, закрепляющего элемента 338. Нижнее шарнирное звено 346 соединено осью с фиксированной нижней стенкой 348 вырезанной полости 340, а верхнее шарнирное звено 344 соединено осью с нижним участком аксиально перемещающейся направляющей муфты 350. Направляющая муфта 350 аксиально перемещается по внутренней поверхности участка 352 наружной муфты, образующего цилиндрическую полость 354. Разъемная муфта 356 с верхней муфтой 358 установлена на внутренней поверхности направляющей муфты 350. Муфта 358 прикреплена к направляющей муфте 350 посредством срезного штифта 360, функции которого дополнительно подробно рассмотрены ниже и в контексте нагнетательного модуля 330. Внутренняя разъемная муфта 356 также содержит нижний участок 362 изменяющегося диаметра, снабженный по периметру несколькими радиально и наружу направленными подпружиненными запорными собачками 364. Посредством запорных собачек 364 нижний участок 362 разъемной муфты 356 разъемно прикреплен к внутренней поверхности верхнего участка 366 изменяющегося диаметра аксиально направленного поршневого штока 334. Запорные собачки 364 проходят через соответствующие отверстия 368 в верхнем участке 366 поршневого штока 334 и далее в соответствующую кольцевую запорную канавку 370, выполненную на внутренней поверхности направляющей муфты 350. При этом верхний участок 364 поршневого штока 334 размещен между нижним участком 362 разъемной муфты 356 и направляющей муфты 350.

Дополнительно, кольцевой поршень 386 неподвижно закреплен на наружной поверхности поршневого штока 334 и проходит наружу к участку 388 наружной муфты поршневого цилиндра 384а, 384Ь, выполненного на нижнем участке модуля 318 крепления. При этом поршень 386 разделяет поршневой цилиндр на верхнюю камеру 384а цилиндра и нижнюю камеру 384Ь цилиндра. Гидравлический канал 390 (показан схематично пунктирной линией на фиг. 23 и 24) проходит через участки 352 и 388 наружной муфты и направлен далее в верхнюю камеру 384а цилиндра для подачи гидравлического масла из спускного инструмента 304. Если необходимо или требуется, участки 352 и 388 наружной муфты могут также быть снабжены дополнительным гидравлическим каналом, направленным далее в нижнюю камеру 384Ь цилиндра для подачи гидравлического масла. Кроме того, соответствующие кольцевые прокладки 392, 394 установлены на верхнем конце поршневого цилиндра 384а, 384Ь и по периметру поршня 386, соответственно. Кольцевые прокладки 392, 394 находятся в уплотненном контакте с поршневым штоком 334 и участком 388 наружной муфты, соответственно. Кроме того, более узкий поршневой участок 396 поршневого штока 334 проходит вниз и далее в канал 398, расположенный на нижнем конце модуля 318 крепления. Данный нижний конец также выполнен с носовым участком 400 изменяющегося диаметра для облегчения спуска первой компоновки 302а скважинного инструмента 302 в скважину 6.

На верхнем участке модуля 318 крепления и на внутренней поверхности участка 352 наружной муфты также выполнена кольцевая запорная канавка 402, обращенная в полость 354. Кроме того, штифты 308 ориентации (только один штифт 308 показан на фиг. 23) проходят в полость 354 на нижней стороне запорной канавки 402. Как штифты 308 ориентации, так и запорная канавка 402 сконструированы для разъемного соединения с соответствующими элементами в перфорационном модуле 32 и нагнетательном модуле 330, которые описаны дополнительно подробно ниже при рассмотрении нагнетательного модуля 330.

На фиг. 23 показан модуль 318 крепления, находящийся в нерабочем положении, в котором закрепляющие элементы 338 втянуты в вырезанную полость 340 в модуле 318, а на фиг. 24 показан кольцевой поршень 386 в рабочем положении, в котором закрепляющие элементы 338 выдвинуты радиально наружу из полости 340. Последнее получают, подавая гидравлическое масло под давлением в верхнюю камеру 384а цилиндра по гидравлическому каналу 390, при этом поршень 386 перемещается в аксиальном направлении вниз и тянет с собой направляющую муфту 350 посредством разъемной муфты 356 и срезного штифта 360, при этом закрепляющие элементы 338 подаются радиально наружу двумя шарнирными звеньями 44, 46, как показано на фиг. 24. Одновременно более узкий поршневой участок 396 поршневого штока 334 должен перемещаться вниз в канале 398 в нижнем участке модуля 318 крепления, при этом продольный участок поршневого участка 396 должен перемещаться через храповое кольцо 404, расположенное вокруг верхнего участка канала 398. Храповые зубья в храповом кольце 404 имеют форму, обеспечивающую перемещение вниз, но препятствующую перемещению вниз поршневого участка 396. Их противодействие перемещению вверх поршневого участка 396 создает надежное и прочное прикрепление закрепляющих элементов 338 к внутренней поверхности стенки трубы обсадной колонны 4.

- 14 020124

Ниже в данном документе дано дополнительное описание нагнетательного модуля 330, показанного на фиг. 22 и 24. Как упомянуто, нагнетательный модуль 330 представляет собой модификацию рассмотренного выше нагнетательного модуля 30. Нагнетательный модуль 330 также имеет две функции. Первой функцией является выполнение нагнетания жидкой уплотняющей массы 151 в зону кольцевого пространства 12. Второй функцией является выполнение управляемого и разъемного соединения с модулем 318 крепления в случае второго спуска в скважину 6, в данном случае нагнетательный модуль 330 представляет собой часть второй компоновки 302Ь (см. фиг. 21) скважинного инструмента 302. Последний должен быть дополнительно подробно описан ниже в данном документе.

Для выполнения первой функции в скважине 6 нагнетательный модуль 330 содержит все составные части нагнетательного модуля 30. Данные составные части имеют одинаковую конструкцию и режим работы, описанные в контексте нагнетательного модуля 30. На фиг. 22 и 24 данные составные части имеют позиции ссылки, одинаковые с нагнетательным модулем 30.

Для выполнения второй функции в скважине 6 нагнетательный модуль 330 также содержит соединительный блок 406, сконструированный для управляемого и разъемного соединения с модулем 318 крепления. Верхний участок соединительного блока 406 содержит внешнее запорное кольцо 408, сконструированное для разъемного соединения с кольцевой запорной канавкой 402 на внутренней поверхности участка 352 наружной муфты в модуле 318 крепления. Данный верхний участок также содержит внешние дорожки 410 ориентации в форме буквы Υ, сконструированные для управляемого размещения штифтов 308 ориентации на внутренней поверхности участка 352 наружной муфты. Данное является эквивалентом соответствующего средства ориентации в модуле 332 перфоратора.

Для содействия вставлению и разъемному соединению в модуле 318 крепления нижний участок соединительного блока 406 состоит из аксиально направленного и разъемного закрепляющего вала 412. На своем внешнем и свободном конце закрепляющий вал 412 снабжен головкой 414 соединительного устройства с запорным кольцом 416, состоящим из радиально смещенных и аксиально направленных запорных сегментов 416а, прикрепленных внутренним концом к валу 412 и снабженных на внешнем и свободном конце соответствующими запорными собачками 416Ь. Закрепляющий вал 412 также содержит более узкий продольный участок, образующий аксиально направленную выемку 418, в которой запорные сегменты 416а и запорные собачки 416Ь могут прогибаться радиально внутрь и наружу в случае соединения с модулем 318 крепления или отсоединения от него.

На фиг. 24 показаны соединенные нагнетательный модуль 330 и модуль 318 крепления, при этом соединительные опоры 192 в нагнетательном модуле 330 и закрепляющие элементы 338 в модуле 318 крепления показаны в их рабочем и радиально выдвинутом положении. На фигуре также показан закрепляющий вал 412, вставленный в направляющую муфту 350 и разъемную муфту 356 в модуле 318 крепления. В данном положении головка 414 соединительного устройства и запорное кольцо 416 вставлены с проходом мимо муфты 358 разъемной муфты 356 для нахождения в запирающемся соединении с внутренней поверхностью разъемной муфты 356. Одновременно запорное кольцо 408 снаружи нагнетательного модуля 330 установлено в положение разъемного соединения в кольцевой запорной канавке 402 в верхнем участке модуля 318 крепления, а штифты 308 ориентации в модуле 318 крепления направлены в дорожки 410 ориентации в форме буквы Υ снаружи нагнетательного модуля 330. С помощью средства ориентации соединительные опоры 192 нагнетательного модуля 330 можно совмещать с отверстиями 23 6, выполненными в стенке обсадной колонны 4 перфорационным модулем 32. По данной причине соединительные опоры 192 в нагнетательном модуле 330 и заряды 234 взрывчатого вещества в перфорационном модуле 32 установлены на равном расстоянии от заданной точки на модуле 318 крепления, например от закрепляющих элементов 338.

После нагнетания нагнетательным модулем 330 уплотняющей массы 151 в зону кольцевого пространства 12 нагнетательный модуль 330 можно отсоединить от модуля 318 крепления, вытягивая соединительный блок 406 на нагнетательном модуле 330 из модуля 318 крепления. Данное выполняют, вытягивая электрический кабель 10 вверх с использованием достаточного усилия отсоединения. В данном случае срезной штифт 360 должен быть разорван и подпружиненные запорные собачки 364 должны выжиматься из их запорной канавки 370 в направляющей муфте 350. При этом разъемная муфта 356 должна отсоединяться от направляющей муфты 350 в модуле 318 крепления и под действием муфты 358 на разъемной муфте 356, а также запорного кольца 416 на закрепляющем валу 412 должна следовать за закрепляющим валом 412 при вытягивании из модуля 318 крепления. Последнее не показано на фигурах.

Ниже в данном документе описаны различные этапы второго варианта осуществления настоящего способа, показанного на фиг. 25-33.

На этапе (А) способа используют вышеупомянутый скважинный инструмент 302а, 302Ь для выполнения работы за два рейса.

На этапе (Б) посредством электрического кабеля 10 первую компоновку 302а скважинного инструмента, являющуюся разъемной, спускают в обсадную колонну 4 на место работы в скважине 6 перед зоной кольцевого пространства 12, в которую необходимо подать жидкую уплотняющую массу 151 (см. фиг. 25).

На этапе (В) (см. фиг. 26) четыре радиально перемещающихся закрепляющих элемента 338 модуля 318 крепления закрепляют на внутренней поверхности обсадной колонны 4, как описано выше (см. фиг. 23).

- 15 020124

На этапе (Г) (см. фиг. 27) с помощью четырех зарядов 234 взрывчатого вещества перфорационного модуля 332 выполняют четыре соответствующих отверстия 236, проходящих через стенку обсадной колонны 4, только два отверстия 236 показаны на фиг. 27.

На этапе (Д) (см. фиг. 28) перфорационный модуль 332 вытягивают из блока модуля 318 крепления с помощью электрического кабеля 10, при этом перфорационный модуль 332 перемещается от отверстия 236. Затем перфорационный модуль 332 и спускной инструмент 304 поднимают из скважины 6.

На этапе (Е) (см. фиг. 29) вторую компоновку 302Ь скважинного инструмента спускают в обсадную колонну 4 с помощью электрического кабеля 10. Данная компоновка 302Ь инструмента содержит, в дополнение к нагнетательному модулю 330, несколько компонентов, соответствующих компонентам скважинного инструмента 2. На фиг. 21 и 29-33 данные компоненты имеют поэтому позиции, одинаковые с позициями скважинного инструмента 2. Данные компоненты представлены соединительным устройством 16, клапанным модулем 20, модулем 22 управления, масляным модулем 24 гидросистемы, модулем 26 насоса гидросистемы и модулем 28 хранения. Компоненты 16, 20, 22, 24, 26 и 28 имеют одинаковую конструкцию и режим работы с компонентами скважинного инструмента 2. Соединительные опоры 192 нагнетательного модуля 330 также перемещаются вниз в положение установки в окрестности отверстия 236.

На этапе (Ж) (см. фиг. 30) с помощью электрического кабеля 10, среди прочего, нагнетательный модуль 330 разъемно соединяют с установленным модулем 318 крепления, при этом соединительные опоры 192 нагнетательного модуля 330 совмещают с отверстиями посредством дорожки ориентации 410 в форме буквы Υ снаружи нагнетательного модуля 330 и штифтов 308 ориентации в модуле 318 крепления. Данные элементы 410, 308 представляют собой средство совмещения для правильной установки в нужное место соединительных опор 192 относительно отверстий 236.

На этапе (З) (см. фиг. 31) соединительные опоры 192 соединяют способом, обеспечивающим гидравлическое сообщение с соответствующими отверстиями 236, проходящими через стенку обсадной колонны 4. Данное выполняют, приводя в действие соединительные опоры 192 гидравлически для перемещения их радиально наружу от нагнетательного модуля 330 до контакта со стенкой обсадной колонны 4, при этом соединительные опоры 192 соединяются герметично вокруг соответствующих отверстий 236. Данное описано подробно выше.

На этапе (И) (см. фиг. 32) жидкая уплотняющая масса 151 вытесняется из камеры 142а, 142Ь хранения в модуль 28 хранения. Данное выполняют с помощью насоса 132 в модуле 26 насоса гидросистемы и свободно плавающего поршня 144 в модуле 28 хранения. Таким образом, насос 132, свободно плавающий поршень 144 и гидравлическое масло 150 представляют собой приводное средство, функционально соединенное с нагнетательным модулем 330. С помощью данного приводного средства жидкую уплотняющую массу 151 нагнетают в зону кольцевого пространства 12 через соединительные опоры 192 и отверстия 236, при этом уплотняющая масса 151 размещается в кольцевом пространстве 12.

Наконец, на этапе (К) (см. фиг. 33) соединительные опоры 192 отсоединяют от обсадной колонны 4. Затем вторую компоновку 302Ь инструмента и закрепляющий модуль 318 поднимают из скважины 6.

Claims (15)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Скважинный инструмент (2; 302а, 302Ь) для введения ίη δίΐιι жидкого средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12), расположенного снаружи трубной конструкции (4) в скважине (6), содержащий по меньшей мере один корпус (38; 338) крепления для закрепления на внутренней поверхности трубной конструкции (4), по меньшей мере одно перфорационное устройство (234) для выполнения по меньшей мере одного отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4), по меньшей мере одну камеру (142а, 142Ь) хранения жидкого средства (151) обработки, по меньшей мере одно приводное средство (132, 144, 150) для вытеснения жидкого средства (151) обработки из камеры (142а, 142Ь) хранения, по меньшей мере одно проточное соединительное устройство (192), гидравлически сообщенное с камерой (142а, 142Ь) хранения и с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4) для нагнетания жидкого средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12), при этом скважинный инструмент (2; 302а, 302Ь) содержит средства для приема энергии и сигналов управления скважинным инструментом (2; 302а, 302Ь), отличающийся тем, что корпус (38; 338) крепления установлен в модуле (18; 318) крепления, при этом, по меньшей мере, камера (142а, 142Ь) хранения, приводное средство (132, 144, 150) и соединительное устройство (192) функционально соединены с нагнетательным модулем (30; 330), который выполнен с возможностью аксиального перемещения относительно модуля (18; 318) крепления для обеспечения перемещения соединительного устройства (192) к положению установки вблизи отверстия (236) после его выполнения, причем скважинный инструмент (2; 302а, 302Ь) содержит по меньшей мере одно средство совмещения соединительного устройства (192) с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4), для соединения с отверстием (236) и последующего нагнетания жидкого средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12).
2. 2. Скважинный инструмент (2; 302а, 302Ь) по п.1, отличающийся тем, что выполнен с возможностью перемещения в трубной конструкции (4) посредством соединительной линии (10).
3. 3. Скважинный инструмент (2) по п.1 или 2, отличающийся тем, что перфорационное устройство

   - 16 020124 (234) выполнено с возможностью соединения с нагнетательным модулем (30), который выполнен с возможностью аксиального перемещения и невращающимся образом относительно модуля (18) крепления, причем невращающееся соединение представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства (192) с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4).
4. 4. Скважинный инструмент (2) по п.3, отличающийся тем, что нагнетательный модуль (30) подвижно соединен с предотвращающим вращение направляющим средством, связанным с модулем (18) крепления.
5. 5. Скважинный инструмент (2) по п.3 или 4, отличающийся тем, что нагнетательный модуль (30) и модуль (18) крепления выполнены с возможностью аксиального перемещения посредством по меньшей мере одного соединительного корпуса.
6. 6. Скважинный инструмент (2) по п.5, отличающийся тем, что соединительный корпус состоит из аксиально перемещающегося поршневого штока (34), один конец которого функционально соединен с поршнем (86) в цилиндре (84), расположенном в модуле (18) крепления, а другой конец которого проходит наружу из цилиндра (84) и функционально соединен с нагнетательным модулем (30), который способен аксиально перемещаться при перемещении поршня.
7. 7. Скважинный инструмент (2) по п.5 или 6, отличающийся тем, что аксиально перемещающийся соединительный корпус соединен невращающимся образом с модулем (18) крепления и представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства (192) с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4).
8. 8. Скважинный инструмент (302а, 302Ь) по п.1 или 2, отличающийся тем, что перфорационное устройство (234) функционально соединено с перфорационным модулем (332), при этом модуль (318) крепления, перфорационный модуль (332) и нагнетательный модуль (330) сконструированы как отдельные модули, и перфорационный модуль (332), и нагнетательный модуль (330) приспособлены соединяться с возможностью отсоединения с модулем (318) крепления и перемещаться относительно модуля (318) крепления.
9. 9. Скважинный инструмент (302а, 302Ь) по п.8, отличающийся тем, что содержит прибор ориентации, содержащий первое средство (308) ориентации и второе средство (306, 410) ориентации, при этом второе средство (306, 410) ориентации приспособлено соединяться разъемным образом с первым средством (308) ориентации и устанавливаться в заданное положение относительно него, модуль (318) крепления снабжен первым средством (308) ориентации, и перфорационный модуль (332), и нагнетательный модуль (330), каждый, снабжен вторым средством (306, 410) ориентации, причем прибор ориентации представляет собой средство совмещения соединительного устройства (192) с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4).
10. 10. Скважинный инструмент (2; 302а, 302Ь) по любому из пп.1-9, отличающийся тем, что жидкое средство обработки состоит из уплотняющей массы (151) и средства обработки скважины для интенсификации притока.
11. 11. Способ введения ίη 8би жидкого средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12), расположенного снаружи трубной конструкции (4) в скважине (6), отличающийся тем, что содержит следующие этапы:

    (A) использование скважинного инструмента (2; 302а, 302Ь) по п.1;

    (Б) перемещение, по меньшей мере, модуля (18; 318) крепления и перфорационного устройства (234) в трубную конструкцию (4) на место напротив зоны кольцевого пространства (12);

    (B) закрепление по меньшей мере одного корпуса (38; 338) крепления модуля (18; 318) крепления на внутренней поверхности трубной конструкции (4);

    (Г) выполнение посредством перфорационного устройства (234) по меньшей мере одного отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4);

    (Д) перемещение перфорационного устройства (234) от отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4);

    (Е) перемещение соединительного устройства (192), функционально соединенного с нагнетательным модулем (30; 330), в положение установки вблизи отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4);

    (Ж) совмещение посредством по меньшей мере одного средства (2; 302а, 302Ь) совмещения скважинного инструмента соединительного устройства (192) с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4);

    (З) соединение соединительного устройства (192) с обеспечением гидравлического сообщения с отверстием (236), проходящим через стенку трубной конструкции (4);

    (И) вытеснение приводным средством (132, 144, 150), функционально соединенным с нагнетательным модулем (30; 330), жидкого средства (151) обработки из камеры (142а, 142Ь) хранения для нагнетания жидкого средства (151) обработки в зону кольцевого пространства (12) через соединительное устройство (192) и отверстие (236), проходящее через стенку трубной конструкции (4), и размещение жидкого средства (151) обработки в кольцевом пространстве (12); и (К) отсоединение скважинного инструмента (2; 302а, 302Ь) от трубной конструкции (4) и подъем

    - 17 020124 скважинного инструмента (2; 302) из скважины (6).
12. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что на этапе (Б) осуществляют перемещение скважинного инструмента (2; 302а, 302Ь) в трубную конструкцию (4) посредством соединительной линии (10).
13. 13. Способ по п.11 или 12, отличающийся тем, что дополнительно содержит следующие этапы: функциональное соединение перед этапом (Б) перфорационного устройства (234) с нагнетательным модулем (30) и соединение нагнетательного модуля (30) с возможностью аксиального перемещения и без возможности вращения с модулем (18) крепления для образования их компоновки;

    перемещение на этапе (Б) компоновки нагнетательного модуля (30) и модуля (18) крепления в трубную конструкцию (4) на место перед зоной кольцевого пространства (12);

    выполнение на этапе (Г) посредством перфорационного устройства (234) нагнетательного модуля (30) отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4); и на этапах (Д) и (Е) перемещение нагнетательного модуля (30) аксиально относительно модуля (18) крепления и одновременное перемещение соединительного устройства (192) нагнетательного модуля (30) в положение установки вблизи отверстия (236), причем указанное соединение без возможности вращения представляет собой средство аксиального совмещения соединительного устройства (192) с отверстием (236).
14. 14. Способ по п.11 или 12, отличающийся тем, что дополнительно содержит следующие этапы:

    функциональное соединение перед этапом (Б) перфорационного устройства (234) с перфорационным модулем (332), конструирование модуля (318) крепления, перфорационного модуля (332) и нагнетательного модуля (330) как отдельных модулей и конструирование перфорационного модуля (332) и нагнетательного модуля (330) с обеспечением их разъемного соединения с модулем (318) крепления;

    перемещение на этапе (Б) разъемной компоновки (302а) модуля (318) крепления и перфорационного модуля (332) в трубную конструкцию (4) на место перед зоной кольцевого пространства (12);

    выполнение на этапе (Г) посредством перфорационного устройства (234) перфорационного модуля (332) отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4);

    отсоединение на этапе (Д) перфорационного модуля (332) от установленного модуля (318) крепления и извлечение перфорационного модуля (332) из скважины (6), с перемещением при этом перфорационного устройства (234) от отверстия (236), проходящего через стенку трубной конструкции (4); и перемещение после этапа (Д) нагнетательного модуля (330) в трубную конструкцию (4) и разъемное соединение нагнетательного модуля (330) с установленным модулем (318) крепления, с одновременным осуществлением при этом этапов (Е) и (Ж) способа.
15. 15. Способ по любому из пп.11-14, отличающийся тем, что жидкое средство обработки состоит из уплотняющей массы (151) и средства обработки скважины для интенсификации притока.