EA039611B1

EA039611B1 - Способ проведения операций в скважине с использованием емкости с отрицательным дифференциальным давлением

Info

Publication number: EA039611B1
Application number: EA201892741A
Authority: EA
Inventors: Шон Комптон Росс; Лесли Дейвид Джарвис
Original assignee: Метроль Текнолоджи Лимитед
Priority date: 2016-05-26
Filing date: 2017-05-26
Publication date: 2022-02-16
Also published as: EP3464820A1; US20190203567A1; AU2017271004B2; GB201609283D0; US11542783B2; HRP20200732T1; WO2017203285A1; CY1123015T1; GB2550862A; EA201892741A1; EP3464820B1; GB2550862B; MX2018013834A; MA45101B1; BR112018074158B1; AU2017271004A1; BR112018074158A2

Abstract

Способ извлечения текучих сред из скважины, включающий предоставление аппарата (60) в скважину (14) под пакером (22) или другим устройством уплотнения кольцевого пространства, причем аппарат содержит емкость (68), которая имеет объем газа, которая герметизирована на поверхности и спущена в скважину так, что давление в емкости (68) меньше, чем в окружающей скважине. Если аппарат расположен под пакером, беспроводной сигнал управления отправляют для управления узлом (62) клапана для выборочного обеспечения прохождения текучей среды в емкость; тем самым по меньшей мере 50 л текучей среды втягивают в емкость. Таким образом, аппарат могут использовать независимо от скважинных перфораторов для очистки перфорационных отверстий и других областей в скважине или могут использовать для проведения множества испытаний, таких как испытание в интервале, исследование методом понижения уровня или исследование сообщаемости, такое как гидропрослушивание или испытание на интерференцию.

Description

Настоящее изобретение относится к способу извлечения текучих сред из скважины, в частности, но не исключительно, из закрытой скважины.

Полезно знать о скважине и коллекторе как можно больше и наблюдать за ними, когда они закрыты или затампонированы. Таким образом можно получить полезную информацию о коллекторе, что в будущем может способствовать последующей добыче из соседних скважин, а также предупреждать операторов о потенциальных проблемах.

Для определения характеристик скважины и коллектора могут быть проведены различные испытания. Одним исследованием сообщаемости является гидропрослушивание, при котором импульс давления посылают из одной скважины в другую и фиксируют относительно незначительную волну давления во второй скважине. Затем могут заключить, является ли коллектор (или определенная зона) открытым и в какой степени, и обеспечить гидродинамическую связь между этими скважинами. Это может быть полезным для определения наилучшей стратегии для извлечения текучих сред из коллектора.

Другим исследованием сообщаемости является испытание на интерференцию, при котором отслеживают долгосрочные воздействия на наблюдательную скважину после добычи (или закачки) в отдельной скважине, при этом можно получить полезную информацию о коллекторе между скважинами или зонами, например о сообщаемости, проницаемости и емкостных свойствах.

Авторы настоящего изобретения отмечают, что сигнал давления в принимающей скважине может быть сложно определить, особенно если скважина была временно или окончательно ликвидирована и в ней содержится текучая среда для глушения и особенно если в ней присутствует фильтрационная корка. Известно, что для предоставления потоку текучей среды доступа к обсадной колонне и пласту необходимо использовать скважинные перфораторы. В некоторых случаях вследствие этой операции образуются обломки и эти обломки могут препятствовать прохождению текучей среды в скважину.

В настоящем документе упоминания термина обсадная колонна включают термин потайная колонна, если не установлено иначе.

В патенте US 20110174487 описывается перфорационная система, которая предусматривает пульсации с отрицательным дифференциальным давлением, которые незамедлительно следуют за активацией скважинного перфоратора. Такая система предоставляет возможность некоторой очистки от обломков, однако она неразрывно связана с активацией скважинного перфоратора. Авторы настоящего изобретения отмечают, что дальнейшая оптимизация продолжительности влияния отрицательного дифференциального давления может быть достигнута независимо от активации перфоратора и, конечно, не принимая во внимание наличие или отсутствие скважинных перфораторов.

Более того, в вариантах осуществления настоящего изобретения решаются другие проблемы из уровня техники, помимо устранения последствий появления обломков из-за работы скважинных перфораторов.

Таким образом, целью настоящего изобретения является устранение одного или более недостатков в настоящем уровне техники.

Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается способ проведения операций в скважине, включающий предоставление датчика давления в скважине;

предоставление аппарата в скважине под устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом устройство уплотнения кольцевого пространства входит в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны или стволом скважины в скважине и находится по меньшей мере на 100 м ниже поверхности скважины;

предоставление соединителя для присоединения аппарата к устройству уплотнения кольцевого пространства, при этом соединитель находится над аппаратом и под устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом аппарат содержит емкость, имеющую объем по меньшей мере 50 л;

канал для обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между внутренним пространством и внешним пространством емкости;

узел механического клапана, имеющий запирающий элемент, выполненный с возможностью перемещения для выборочного обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в по меньшей мере часть емкости через канал;

механизм управления для управления узлом механического клапана, содержащий устройство связи, выполненное с возможностью получения сигнала управления для перемещения запирающего элемента;

необязательно герметизацию емкости на поверхности, а затем доставку ее в скважину, вследствие чего аппарат перемещают от поверхности в скважину под устройством уплотнения кольцевого пространства с герметизированной емкостью, причем давление в по меньшей мере части указанного внутреннего пространства емкости меньше, чем в указанном внешнем пространстве емкости в течение по меньшей мере одной минуты;

отправку сигнала управления из пункта над устройством уплотнения кольцевого пространства на устройство связи по меньшей мере частично за счет беспроводного сигнала управления, переданного по

- 1 039611 меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической, посредством индуктивно связанных трубчатых элементов и кодированных импульсов давления;

перемещение запирающего элемента в ответ на указанный сигнал управления для обеспечения возможности прохождения текучей среды в емкость; и втягивание по меньшей мере 5 л текучей среды в емкость.

Можно снизить повреждение пласта благодаря указанной операции, при которой по меньшей мере частично разблокируют любые заблокированные части и/или свободные части скважины и/или окружающего пласта. Часто этого достаточно для улучшения сообщаемости под давлением между скважиной и пластом. Авторы настоящего изобретения признают, что темпы добычи, скорости закачивания, эффективность испытания и/или другие операции в скважине могут быть поставлены под угрозу вследствие блокировки пор или других областей и способ эффективной разблокировки данных участков областей будет полезным. Эти блокировки могут быть вызваны обломками, такими как фильтрационная корка после промывки текучей средой для глушения, материал для борьбы с поглощениями или обломки после перфорации. Таким образом, термин обломки может включать обломки после перфорации и/или повреждение пласта, такое как фильтрационная корка.

Может быть непросто управлять давлением в области под устройством уплотнения кольцевого пространства между обсадной трубой/стволом скважины и внутренней насосно-компрессорной трубой или испытательной колонной, особенно независимо от столба текучей среды во внутренней насоснокомпрессорной трубе. Таким образом, в вариантах осуществления настоящего изобретения может быть представлена степень управления давлением в этой области, особенно посредством сочетания емкости и беспроводного управления.

Расход в емкости, как правило, относительно высок, например, более 1 или более 5 л/с. Однако при использовании после перемещения клапана давление в емкости снижается по мере его выравнивания и, следовательно, снижается расход до тех пор, пока давления в целом не будут уравновешены (или, например, клапан не закроют). Тем не менее расход, составляющий по меньшей мере 1 л/с или по меньшей мере 5 л/с, как правило, будет сохраняться по меньшей мере 0,5 с или, возможно, более 1 с или более 2 с.

Учитывая эти относительно высокие расходы, давление, как правило, выравнивают (с точностью до 100 фунтов/кв. дюйм) между внутренним пространством емкости и внешним пространством емкости за период не более 40 с или менее, например, не более 20 с или не более 10 с.

Как правило, запирающий элемент перемещается в ответ на сигнал управления по меньшей мере за 2 мин до и/или по меньшей мере через 2 мин после любой активации скважинного перфоратора. Этот период может составлять по меньшей мере 10 мин до и/или после любой активации скважинного перфоратора. Таким образом, благодаря их независимому управлению можно извлечь полезную информацию в промежутке между работой перфораторов и перемещением запирающего элемента. Затем могут оценить работу перфораторов, поскольку перемещение запирающего элемента не зависит от работы перфораторов. Например, можно оценить эффективность перфорации.

На самом деле активация скважинного перфоратора может не происходить или перфораторы могут отсутствовать. Таким образом, такие устройства могут работать без скважинных перфораторов.

Канал(ы) связи может(могут) представлять собой перфорационные отверстия, выполненные в скважине и окружающей породе скважинным перфоратором. В некоторых случаях для создания канала(ов) связи использование скважинного перфоратора не требуется. Например, скважина может представлять собой скважину с необсаженным стволом и/или может содержать сетчатый фильтр/гравийные фильтры, муфту с щелевидными отверстиями или потайную колонну с щелевидными отверстиями или она может быть перфорирована заранее.

В настоящем документе упоминания термина канал(ы) связи включают все подобные примеры, в которых предоставляется доступ к пласту, причем он не ограничен перфорационными отверстиями, выполненными скважинными перфораторами.

Таким образом, вне зависимости от наличия скважинных перфораторов подобные варианты осуществления работают независимо от активации скважинных перфораторов, что может обеспечить сбор большего количества данных о свойствах скважины и/или коллектора. Также может быть обеспечено лучшее управление эффектом отрицательного дифференциального давления, возникающим вследствие низкого давления внутри емкости, за счет управления независимого от перфораторов. В качестве дополнения или альтернативы активация может улучшить качество каналов связи, например, за счет очистки каналов связи.

В настоящем изобретении также предлагается способ получения информации для определения условия(й) в скважине или коллекторе, особенно до или после проведения операций в скважине способом, описанным в настоящем изобретении.

Свойства емкости.

Аппарат может быть продолговатой формы. Он может иметь форму трубы. Как правило, он имеет цилиндрическую форму.

Тогда как размер емкости может изменяться в зависимости от свойств скважины, емкость, как правило, может иметь объем по меньшей мере 50 л, необязательно по меньшей мере 100 л. Емкость может

- 2 039611 иметь объем не более 3000 л, как правило, не более 1500 л, необязательно не более 500 л.

Таким образом, аппарат может содержать трубу/трубчатый элемент (или переводник в части трубы/трубчатого элемента), вмещающий емкость и другие компоненты или в связи с этим емкость может быть выполнена из трубчатых элементов, таких как насосно-компрессорная труба, бурильная труба, потайная колонна или обсадная колонна, соединенные вместе. Трубчатые элементы могут содержать секции, длина каждой из которых составляет от 3 до 14 м, в целом от 8 до 12 м, а номинальный внешний диаметр составляет от 23/8 дюйма (или 27/8 дюйма) до 7 дюймов.

Помимо узла механического клапана, емкость может содержать дренажный клапан. Например, он может быть расположен на расстоянии от узла механического клапана для обеспечения более быстрого слива текучей среды при возвращении аппарата на поверхность.

Свойства клапана.

Запирающий элемент может содержать поршень, в особенности плавающий поршень. Если запирающий элемент содержит поршень, между двумя камерами может быть предусмотрен отдельный регулирующий клапан.

Запирающим элементом можно управлять прямо или косвенно. В определенных вариантах осуществления запирающий элемент управляется непосредственно механизмом управления электромеханическим или электрогидравлическим способом посредством перемещения. В других вариантах осуществления клапан управляется косвенно, например, за счет перемещения поршня, вызывающего перемещение клапана.

Запирающий элемент может быть расположен в канале.

Запирающий элемент может быть выполнен с возможностью закрытия канала в первом положении и открытия канала во втором положении. Таким образом, как правило, в первом положении запирающий элемент герметизирует указанную внутреннюю часть емкости относительно указанной внешней части емкости и, как правило, во втором положении запирающий элемент обеспечивает прохождение текучей среды в емкость. Таким образом, во втором положении может быть обеспечена гидродинамическая связь и сообщение по текучей среде между указанным внутренним пространством емкости и указанным внешним пространством емкости.

Запирающий элемент может содержать муфту. Таким образом, аппарат может содержать муфту над или, как правило, в пределах трубы или трубчатого элемента, при этом труба/трубчатый элемент имеет множество отверстий, которые формируют каналы, которые могут открываться и закрываться за счет относительного перемещения муфты и трубы, например вращения, но предпочтительно за счет относительного продольного перемещения.

Может быть предусмотрено менее десяти каналов или менее пяти каналов.

Может быть предусмотрено множество запирающих элементов, необязательно управляющих каналами разных размеров, или запирающих элементов, которые имеют разные размеры. Каждым отдельным запирающим элементом можно управлять независимо.

Один запирающий элемент (например, меньший) могут открыть и изменение давления могут отследить с помощью информации, поступившей от манометра, находящегося внутри или снаружи аппарата, при этом второй запирающий элемент (например, больший) могут открыть, например, на оптимальный период времени и/или на оптимальную величину на основе информации, полученной от манометра.

Аппарат может содержать штуцер.

Канал обеспечивает площадь поперечного сечения для гидродинамической связи и сообщения по текучей среде. Указанная площадь может составлять менее 0,1 см², как правило, по меньшей мере 0,25 см², необязательно по меньшей мере 1 см². Площадь поперечного сечения может составлять не более 150 см², или не более 25 см², или не более 5 см², необязательно не более 2 см². Таким образом, такая площадь поперечного сечения может образовывать штуцер для ограничения скорости прохождения через канал.

Штуцер может быть выполнен как одно целое с узлом механического клапана или может находиться на пути потока, содержащем канал и узел механического клапана.

Разность давлений между внутренним пространством и внешним пространством емкости, объем емкости и площадь поперечного сечения и/или штуцер могут быть подобраны так, чтобы перепад давления после открытия клапана составлял по меньшей мере 100 фунтов/кв. дюйм, необязательно по меньшей мере 500 фунтов/кв. дюйм или по меньшей мере 1000 фунтов/кв. дюйм. Это может зависеть от скважинных условий, например давления в коллекторе и проницаемости. Таким образом, любое ранее существующее повреждение пласта может быть устранено.

Таким образом, в отличие от проведения отдельных процедур в скважине, при которых сводится к минимуму вытеснение текучей среды и перепад давления в скважине, варианты осуществления настоящего изобретения направлены на создание перепада давления.

Если клапан содержит поршень, площадь поперечного сечения для прохождения текучей среды может отличаться, например составлять по меньшей мере 16 см², необязательно по меньшей мере 50 см²или по меньшей мере 100 см². Как правило, она составляет не более 250 см² или не более 200 см².

Указанная площадь поперечного сечения может содержать фильтр.

Запирающий элемент может выполнять функцию штуцера, необязательно регулируемого штуцера,

- 3 039611 который могут изменять по месту эксплуатации, или он может быть нерегулируемым штуцером. Если обеспечивается множество запирающих элементов, могут быть предусмотрены штуцеры множества разных размеров. Следовательно, узел механического клапана может содержать изменяемый запирающий элемент.

Таким образом, размер площади поперечного сечения для прохождения текучей среды может быть достаточно небольшим, например 0,1-0,25 см², вследствие чего проход для текучей среды эффективно закрывается.

В более широком смысле запирающий элемент можно вновь переместить в положение, в котором он находился изначально, или в следующее положение, которое может быть более открытым или более закрытым, или частично открытым/закрытым положением. Это, как правило, происходит в ответ на получение устройством связи дополнительного сигнала управления (или это может быть командой в исходном сигнале). Следовательно, необязательно запирающий элемент можно вновь переместить для предотвращения прохождения текучей среды в указанное внутреннее пространство емкости из указанного внешнего пространства емкости. Например, расход можно остановить, или возобновить, или изменить и необязательно им могут частично управлять в соответствии с параметром или временной задержкой. Как правило, запирающий элемент в открытом втором положении остается присоединенным к аппарату.

Клапан могут закрыть до уравновешивания давления между емкостью и скважиной. Оставшуюся разность давлений могут необязательно использовать позднее. Таким образом, порядок открытия запирающего элемента для обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды может быть повторен позднее.

Например, для втягивания по меньшей мере 5 л текучей среды в скважину сначала могут быть втянуты 3 л, затем запирающий элемент перемещают для закрытия канала, а затем перемещают вновь для открытия канала для втягивания оставшихся 2 л или более.

Узел механического клапана содержит сплошной запирающий элемент. Узел механического клапана, как правило, имеет впускное отверстие, седло клапана и механизм уплотнения. Седло и механизм уплотнения могут содержать единый компонент (например, шланговую задвижку или механически разрывную мембрану).

Подходящие узлы механического клапана могут выбрать из группы, включающей задвижки, шаровые краны, конусные краны, регулирующие клапаны, цилиндрические краны, поршневые клапаны, электромагнитные клапаны, мембранные клапаны, дисковые клапаны, игольчатые клапаны, шланговые задвижки, золотниковые клапаны и скользящие или поворотные муфты.

Более предпочтительным узлом механического клапана согласно настоящему изобретению является узел клапана, который может быть выбран из группы, включающей задвижки, шаровые краны, конусные краны, регулирующие клапаны, цилиндрические краны, поршневые клапаны, электромагнитные клапаны, дисковые клапаны, игольчатые клапаны и скользящие или поворотные муфты.

В частности, более предпочтительными являются узлы поршневых, игольчатых и золотниковых клапанов.

Узел клапана может содержать пружинный механизм, который в одном открытом положении выполняет функции регулируемого клапана сброса давления.

Запирающий элемент может быть приведен в действие по меньшей мере одним из (i) двигателя и привода, (ii) пружины, (iii) разности давлений, (iv) электромагнита и (v) винтового шпинделя.

Узел механического клапана может быть расположен на одном конце аппарата. Однако он может быть расположен в центральной части аппарата. Он может быть предусмотрен на каждом конце.

Механизм управления может быть выполнен с возможностью перемещения запирающего элемента для выборочного обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в по меньшей мере часть емкости при соблюдении определенного условия, например при достижении определенного давления, например, 2000 фунтов/кв. дюйм, или после временной задержки. Таким образом, сигнал управления, вызывающий ответную реакцию в виде движения запирающего элемента, может зависеть от определенных параметров, причем разные сигналы управления могут быть отправлены в зависимости от подходящих параметров для конкретных скважинных условий.

Свойства текучей среды.

Емкость, как правило, содержит текучую среду, как правило газ, например, по меньшей мере 85 об.% газа, такого как азот, диоксид углерода или воздух. В одном варианте осуществления текучая среда может быть герметизирована в по меньшей мере части (например, более 50 об.%) емкости под атмосферным давлением до доставки, а затем аппарат доставляют в скважину (которая имеет более высокое давление в скважине). Таким образом, давление в указанной части емкости, давление в которой меньше, чем давление во внешнем пространстве емкости, до прохода текучей среды может находиться в диапазоне от 14 до 25 фунтов/кв. дюйм, что является нормальным атмосферным давлением, которое иногда увеличивается при более высоких температурах в скважине.

В качестве альтернативы в емкости может быть эффективно создано разрежение, т.е. создано давление менее 14 фунтов/кв. дюйм, необязательно менее 10 фунтов/кв. дюйм.

Допускается разность давлений между указанной частью внутреннего пространства емкости со

- 4 039611 сниженным давлением и указанным внешним пространством емкости до прохождения текучей среды, составляющая по меньшей мере 100 фунтов/кв. дюйм, предпочтительно по меньшей мере 1000 фунтов/кв. дюйм.

Испытания скважины.

В одном варианте осуществления скважинные текучие среды втягивают в емкость и по существу проводят небольшое испытание скважины. Оно может предоставить полезную информацию без траты средств и времени на проведение полномасштабного испытания скважины или испытания без вывода текучей среды на поверхность.

Необязательно могут предоставить вспомогательную емкость, которая может способствовать очистке скважины, как описано в настоящем документе, до проведения такого испытания скважины с использованием первой емкости.

Вспомогательные емкости.

В дополнение к емкости (которую далее иногда называют основной емкостью) может быть предоставлена одна или более вспомогательных емкостей, необязательно каждая из них содержит соответствующие устройства управления, управляющие сообщением по текучей среде между внутренним пространством соответствующей вспомогательной емкости и внешним пространством этой емкости. Она может представлять собой, например, окружающую часть скважины или другую часть аппарата или пласта.

К устройствам управления вспомогательными емкостями могут относиться насосы, механические клапаны и/или защелки в сборе.

Поршень может быть расположен в одной или более из вспомогательных емкостей. В некоторых вариантах осуществления он может выполнять функцию клапана.

В качестве альтернативы плавающий поршень может косвенно управляться устройством управления, таким как клапан. В некоторых вариантах осуществления поршень может непосредственно управляться защелкой в сборе.

Защелка в сборе может управлять плавающим поршнем: она может удерживать плавающий поршень на месте, противодействуя действию других сил (например, давлению в скважине), причем она высвобождается в ответ на команду от механизма управления.

Таким образом, вспомогательная емкость может содержать узел механического клапана (такой как описанный в настоящем документе), или защелку в сборе, или насос, который обеспечивает регулировку сообщения по текучей среде между указанным внутренним пространством вспомогательной емкости и указанным внешним пространством этой вспомогательной емкости. Устройство управления может быть предусмотрено в канале или не быть предусмотрено в нем.

Таким образом, может быть предусмотрена одна, две, три или более трех вспомогательных емкостей. Дополнительные устройства управления для вспомогательных емкостей могут перемещаться или могут не перемещаться в ответ на сигнал управления, но вместо этого они могут реагировать на параметр или временную задержку. Каждое устройство управления для соответствующей вспомогательной емкости может работать независимо. Для передачи сигнала управления на множество устройств управления может использоваться общее устройство связи.

Содержимое емкостей может смешиваться или может не смешиваться в выпускном отверстии. Например, в одной емкости может содержаться полимер, а во второй емкости - сшиватель, причем при смешении во время использования в скважине образуется гель или иное схватываемое/отверждаемое вещество. Емкости могут быть выполнены разными способами, например иметь разные объемы или штуцеры и т.п.

Емкости могут иметь внутреннее давление, отличное от давления снаружи емкости, например в окружающей части скважины или пласте. Если давление меньше, чем снаружи емкости, как описано в настоящем документе в более широком смысле, такие емкости называют емкостями с отрицательным дифференциальным давлением, а если давление больше, чем снаружи емкости, их называют емкостями с положительным дифференциальным давлением.

Таким образом, могут представить вспомогательную(ые) емкость(и) с отрицательным дифференциальным давлением или положительным дифференциальным давлением и связанные с ними вспомогательный канал и устройство управления, при этом каждая из вспомогательных емкостей предпочтительно имеет объем, составляющий по меньшей мере 5 л, и при использовании имеет давление, которое ниже/выше давления снаружи емкости, как правило, в течение по меньшей мере одной минуты до необязательной активации устройства управления в ответ на сигнал управления. Таким образом, текучие среды, окружающие вспомогательную емкость, могут быть втянуты (для емкостей с отрицательным дифференциальным давлением) при необходимости быстро или вытолкнуты (для емкостей с положительным дифференциальным давлением).

Таким образом, могут предоставить множество основных и/или вспомогательных емкостей или аппаратов, каждый из которых имеет разные функции, при этом основная емкость имеет отрицательное дифференциальное давление, а одна или более вспомогательных емкостей могут иметь положительное дифференциальное давление и одна или более вспомогательных емкостей могут управляться насосом.

Это может быть полезным, например, для частичной очистки фильтрационной корки с использова- 5 039611 нием емкости с отрицательным дифференциальным давлением до доставки вещества для кислотной обработки на перфорационные отверстия с использованием емкости, управляемой насосом.

В качестве альтернативы при проведении операций в коротком интервале поверхностный барьер может быть удален из интервала за счет кислоты, доставленной из емкости с положительным дифференциальным давлением, а затем аппарат с емкостью с отрицательным дифференциальным давлением используют для втягивания текучей среды из интервала.

Текучая среда из первой камеры в емкости может переходить в другую для смешения до выпускания/удаления.

Канал может содержать обратный клапан, который может препятствовать выпусканию текучей среды из емкости.

Испытания.

Способ, описанный в настоящем документе, можно использовать для проведения испытания в интервале, исследования методом понижения уровня, испытания на приток, исследования методом кривых восстановления давления, испытания давлением или исследований сообщаемости, таких как гидропрослушивание или испытание на интерференцию. Во время такого испытания датчики необязательно записывают давление.

Гидропрослушивание представляет собой исследование, при котором импульс давления подают в пласт возле одной скважины/изолированного участка скважины и регистрируют в другой наблюдательной скважине или отдельном изолированном участке той же скважины и данные о том, была ли зарегистрирована волна давления в наблюдательной скважине или изолированном участке и в какой степени, являются важными в отношении сообщаемости под давлением коллектора между скважинами/изолированными участками. Такая информация может быть полезной по ряду причин, например для определения наилучшей стратегии для извлечения текучих сред из коллектора.

Испытание на интерференцию подобно гидропрослушиванию, однако при его проведении исследуют долгосрочные воздействия на наблюдательную скважину/изолированный участок после добычи (или закачки) в отдельной скважине или изолированном участке.

В таком исследовании сообщаемости скважина, в которой проводили операции согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, представляет собой наблюдательную скважину/изолированный участок. Таким образом, в способе, описанном в настоящем документе, частью исследования сообщаемости может быть отслеживание изменений давления в скважине.

Однако в определенных вариантах осуществления способ проведения операций в скважине может быть связан со скважиной, в частности с изолированным участком, из которого импульсы отправляются с использованием аппарата. Например, в многоствольной скважине аппарат может отправлять импульс давления из одного бокового ствола той же скважины в другой. Боковые стволы (или основной ствол) скважин, которые изолированы друг от друга, называют в настоящем документе отдельными изолированными участками.

При перемещении запирающего элемента в ответ на сигнал управления для обеспечения прохождения текучей среды в определенных вариантах осуществления происходит (предпочтительно неожиданно) падение давления, вследствие которого могут быть удалены обломки, такие как обломки после перфорации, фильтрационная корка и/или материал для борьбы с поглощениями, из скважины вблизи каналов связи/пласта. Необязательно некоторые обломки, например фильтрационная корка, могут попадать в емкость. Более того, также могут быть удалены обломки после перфорации.

В альтернативных вариантах осуществления скважинная текучая среда может постепенно протекать в емкость в течение нескольких секунд (например, 5-10 с), или дольше (например, от 2 мин до 6 ч), или очень медленно (например, 1-2 дня), а не за 1 с. Таким образом, функциональные возможности штуцера являются чрезвычайно практичными.

Плавающий поршень.

Более того, в определенных вариантах осуществления запирающий элемент может представлять собой плавающий поршень и, таким образом, быть выполнен с возможностью обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в емкость. Как правило, плавающий поршень имеет динамическое уплотнение относительно внутренней части емкости. Емкость может содержать два участка, которые называют камерой пониженного давления и камерой для текучей среды. В таких вариантах осуществления камера пониженного давления, как правило, представляет собой часть емкости, давление которой ниже, чем в указанном внешнем пространстве емкости в течение по меньшей мере одной минуты.

Плавающий поршень может разделять два участка в камере для текучей среды, при этом один участок находится в сообщении по текучей среде с каналом и другой участок на противоположной стороне плавающего поршня находится в связи с камерой пониженного давления.

Таким образом, одна сторона плавающего поршня может подвергаться воздействию давления в скважине через канал.

До эффективного открытия канала за счет перемещения плавающего поршня предусматривают удерживающий механизм. Часто он содержит текучую среду, такую как нефть, в камере для текучей среды со стороны камеры пониженного давления плавающего поршня. Для управления сообщением по те- 6 039611 кучей среде между камерой для текучей среды и камерой пониженного давления, как правило, предоставляют регулирующий клапан, штуцер и/или насос.

В качестве альтернативы удерживающий механизм может представлять собой запорный механизм для удержания плавающего поршня в положении, которое противодействует силе давления в скважине, пока его не активируют для перемещения.

Таким образом, в ответ на сигнал управления механизм управления может управлять удерживающим механизмом и движениями плавающего поршня, что обеспечивает прохождение текучей среды в емкость (участок камеры для текучей среды) снаружи емкости, например из скважины, для втягивания из нее текучих сред.

В одном варианте осуществления, таким образом, удерживающий механизм между камерой для текучей среды и камерой пониженного давления после получения команды посредством беспроводного сигнала может обеспечить прохождение текучей среды из камеры для текучей среды в камеру для пониженного давления под действием давления скважины на плавающий поршень, таким образом позволяя скважинным текучим средам попасть в камеру для текучей среды. В определенных вариантах осуществления могут предоставлять штуцер между камерой для текучей среды и камерой пониженного давления для регулирования перемещения плавающего поршня, который управляет поступлением текучих сред в камеру для текучей среды из скважины.

В канале может быть расположен обратный клапан.

Объем камеры пониженного давления может составлять по меньшей мере 90% от объема камеры для текучей среды, но предпочтительно камера пониженного давления имеет объем, который больше объема камеры для текучей среды, с целью избежания или ограничения повышения давления в камере пониженного давления и, следовательно, достижения более однородного расхода в камере для текучей среды. Камера пониженного давления может содержать газ, необязательно приблизительно под атмосферным давлением, или в ней может быть частично создано разрежение.

Короткий интервал.

Способ проведения операций в скважине согласно первому или второму аспекту (более детально описано ниже) настоящего изобретения может включать способ проведения испытания в коротком интервале и, таким образом, размещение канала между двумя частями одного или более устройств уплотнения кольцевого пространства, между которыми образован короткий интервал. Запирающий элемент может перемещаться в ответ на сигнал управления для воздействия давлением в емкости на смежную с ней скважину/коллектор.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения предлагается способ проведения операций в скважине за счет проведения испытания в коротком интервале, включающий предоставление датчика давления в скважине;

предоставление аппарата в скважине, причем аппарат содержит емкость, имеющую объем по меньшей мере 5 л, и канал для обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между частью внутреннего пространства емкости и внешнего пространства емкости, причем канал аппарата находится под первой частью элемента пакера и над второй частью элемента пакера, при этом указанные части разнесены друг от друга на расстояние не более 10 м с образованием короткого интервала, причем каждая часть входит в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны или стволом скважины в скважине и находится на расстоянии по меньшей мере 100 м под поверхностью скважины;

короткий интервал содержит по меньшей мере один канал связи между скважиной и пластом, при этом аппарат дополнительно содержит узел механического клапана, имеющий запирающий элемент, выполненный с возможностью перемещения для выборочного обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в по меньшей мере часть емкости через канал;

механизм управления, содержащий устройство связи, выполненное с возможностью получения сигнала управления для перемещения запирающего элемента;

доставку аппарата в скважину на трубчатом элементе, при этом давление в по меньшей мере части внутреннего пространства емкости меньше, чем давление внешнего пространства емкости в течение по меньшей мере одной минуты;

отправку сигнала управления из-за пределов короткого интервала на механизм управления по меньшей мере частично посредством беспроводного сигнала управления, переданного по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической, посредством индуктивно связанных трубчатых элементов и кодированных импульсов давления;

перемещение запирающего элемента в ответ на указанный сигнал управления для обеспечения возможности прохождения текучей среды в емкость; и втягивание по меньшей мере 5 л текучей среды из скважины в емкость.

В альтернативных вариантах осуществления вместо пониженного давления в указанном внутреннем пространстве емкости по сравнению с указанным внешним пространством емкости могут использовать насос вместо узла механического клапана для втягивания текучих сред в емкость. В дополнитель- 7 039611 ных вариантах осуществления присутствуют обе возможности.

Короткий интервал может быть образован одним элементом пакера, имеющим определенную форму для герметизации (относительного небольшого) интервала, образованного из выемки во всем элементе пакера или в такой форме. Таким образом, для подобных вариантов осуществления указанные первая и вторая части элемента пакера принадлежат одному элементу пакера, например единому круговому элементу пакера. Следовательно, первый пакер может содержать первую и вторую части элемента пакера.

В других вариантах осуществления короткий интервал образован между элементами пакера, такими как элемент пакера, более детально описанный выше в настоящем документе, и дополнительным элементом пакера. В подобных вариантах осуществления указанные первая и вторая части элементов пакера представляют собой отдельные элементы пакера. Следовательно, в подобных вариантах осуществления первый пакер может содержать первую часть элемента пакера, а второй пакер может содержать указанную вторую часть, которая является другим элементом пакера.

Таким образом, может быть представлен второй элемент пакера, в котором по меньшей мере канал аппарата расположен над вторым элементом пакера. Весь аппарат может быть расположен над указанным вторым элементом пакера. Второй элемент пакера может управляться беспроводным способом. Таким образом, он может быть выполнен с возможностью расширения и/или сжатия в ответ на беспроводные сигналы.

Таким образом, в отличие от первого аспекта настоящего изобретения, во втором аспекте канал аппарата расположен под первым элементом пакера (формой устройства уплотнения кольцевого пространства), в то время как в первом аспекте настоящего изобретения аппарат расположен под устройством уплотнения кольцевого пространства.

Короткий интервал, т.е. расстояние между двумя устройствами уплотнения кольцевого пространства, может составлять менее 10 м, необязательно менее 5 м или менее 2 м, менее 1 м или менее 0,5 м. Эти расстояния измеряются от самой нижней точки первого элемента пакера до самой верхней точки второго элемента пакера. Таким образом, это может ограничить объем и, следовательно, аппарат является более эффективным, когда канал открывается в ограниченный объем.

Беспроводной сигнал может быть отправлен из-за пределов короткого интервала на механизм управления полностью в указанной беспроводной форме.

Надувные пакеры могут содержать указанные элементы пакера, особенно для применений в необсаженных скважинах. Для таких применений в необсаженных скважинах элементы пакера, используемые при испытании в коротком интервале, могут быть относительно длинными, т.е. длиной 1-10 м, необязательно 3-8 м. Это связано с тем, что перепад давления в пласте может вызвать поток, проходящий вокруг элемента пакера. Увеличение длины элементов пакера снижает риск возникновения этого явления.

Необязательно датчики записывают давление, главным образом в пласте, например, в канале или снаружи аппарата.

Один или оба элемента пакера могут представлять собой часть устройства уплотнения кольцевого пространства, описанного в настоящем документе в более широком смысле.

Пакер(ы) может(могут) быть выполнены с возможностью многократной установки, т.е. он/они могут быть установлены в одном месте для проведения первого испытания, затем отсоединены, перемещены и повторно установлены в другом месте для проведения второго испытания. Такой порядок особенно подходит для необсаженного участка скважины.

Пакер(ы), используемый(ые) при проведении операций в коротком интервале, также может(могут) быть доставлен(ы) в качестве части колонны для испытания пласта на трубах (ИПТ). Например, при выполнении испытания пласта на трубах испытание в коротком интервале может быть проведено на участке скважины, находящемся над или под участком, испытываемым посредством ИПТ.

Если свободного места достаточно, в коротком интервале может быть предоставлено перфорирующее устройство, такое как скважинный перфоратор. Эти операции в коротком интервале также особенно подходят для выполнения на необсаженном участке скважины.

Для проведения испытания в коротком интервале по меньшей мере один пакер предпочтительно доставляют на трубчатом элементе, таком как бурильная труба, обсадная колонна и необязательно гибкая труба.

Таким образом, аппарат может представлять собой часть колонны, которая содержит буровое долото. Пакер(ы) может(могут) быть установлен(ы) на указанной колонне и активирован для зацепления с внешней обсадной колонной скважины или стволом скважины.

Также может быть предоставлен соединитель, как описано в настоящем документе в более широком смысле, для присоединения аппарата к первому пакеру, причем соединитель расположен над аппаратом и под первым элементом пакера.

Внешнее пространство емкости согласно второму аспекту настоящего изобретения может быть окружающей частью скважины между первой и второй частями элемента(ов) пакера.

Способ, описанный в настоящем документе, может быть использован для проведения испытания на проницаемость, испытания на приток, испытания давлением или подобного испытания/операции.

В одном варианте осуществления в скважине могут быть проведены операции за счет выполнения

- 8 039611 испытания на приток. Поток из коллектора получают в указанном определенном коротком интервале, а затем он проходит через аппарат. Полученную в результате скорость закачки могут использовать для управления расходом из коллектора и/или его оценки.

После обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между внутренним пространством и внешним пространством емкости в результате проведения исследования методом кривых восстановления давления можно получить информацию о границах коллектора.

Необязательные признаки, описанные выше, относительно первого аспекта настоящего изобретения представляют собой необязательные признаки относительно второго аспекта настоящего изобретения. Например, плавающий поршень и камера пониженного давления являются особенно полезными в вариантах осуществления согласно второму аспекту настоящего изобретения. Например, емкость имеет объемы, составляющие по меньшей мере 50 л, необязательно по меньшей мере 100 л и необязательно объем не более 3000 л, как правило не более 1500 л, необязательно не более 500 л.

Добавление насоса.

Аппарат может содержать электрический насос для направления текучих сред из указанного внутреннего пространства емкости в указанное внешнее пространство емкости. Таким образом, текучая среда может быть втянута в емкость, как дополнительно описано выше, а затем удалена из емкости за счет использования насоса, необязательно восстанавливающего отрицательное дифференциальное давление внутри емкости, т.е. снижая давление в емкости по сравнению с внешним пространством емкости. Эта емкость с восстанавливаемым отрицательным дифференциальным давлением может быть активирована снова.

Таким образом, особенно в варианте осуществления с проведением испытания в коротком интервале, аппарат может дополнительно содержать выпускной канал, находящийся в сообщении по текучей среде с емкостью, причем выпускной канал расположен под вторым устройством уплотнения кольцевого пространства или над первым (верхним) устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом насос может выталкивать текучие среды за пределы короткого интервала через указанный выпускной канал.

Электрический насос предпочтительно представляет собой объемный насос, такой как поршневой насос, шестеренный насос, винтовой насос, диафрагменный насос и кулачковый насос; особенно поршневой или шестеренный насос. В качестве альтернативы, насос может представлять собой скоростной насос, такой как центробежный насос. Электрический насос может приводить в движение другой насос, который, в свою очередь, перемещает текучую среду из емкости наружу емкости. Второй нанос может не быть электрическим; скорее, первичный привод является электрическим.

В любом случае насос может качать текучую среду напрямую, т.е. когда текучая среда перемещается из емкости наружу емкости; или опосредованно, т.е. когда промежуточная текучая среда, которая косвенно оказывает действие на перемещение текучей среды из емкости наружу емкости, например, посредством плавающего поршня. Таким образом, варианты осуществления с камерой пониженного давления и плавающим поршнем особенно подходят для добавления насоса.

Сигналы.

Беспроводной сигнал управления передается по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической, посредством индуктивно связанных трубчатых элементов и кодированных импульсов давления, причем упоминание в настоящем документе термина беспроводной относится к указанным формам, если из контекста не следует иное.

Устройство связи может включать устройство беспроводной связи. В альтернативных вариантах осуществления устройство связи представляет собой устройство проводной связи, при этом беспроводной сигнал передается в другие части скважины.

Кодированные импульсы давления.

Импульсы давления предусматривают способы передачи сообщения из скважины/ствола скважины или в нее/в него, из по меньшей мере одного из дополнительных местоположений в скважине/стволе скважины или в него и из поверхности скважины/ствола скважины за счет использования изменений положительного и/или отрицательного давления и/или изменений расхода текучей среды в трубчатом элементе и/или кольцевом пространстве.

Кодированные импульсы давления представляют собой такие импульсы давления, в которых используется схема модуляции для кодирования команд в колебаниях давления или расхода, причем преобразователь используется в скважине/стволе скважины для регистрации и/или генерирования колебаний, и/или в скважине/стволе скважины используется электронная система для кодирования и/или декодирования команд. Таким образом, импульсы давления, использующиеся с электронными устройствами сопряжения в скважине/стволе скважины, в настоящем документе называются кодированными импульсами давления. Преимуществом кодированных импульсов давления, как определено в настоящем документе, является тот факт, что они могут быть отправлены на электронные устройства сопряжения и могут обеспечивать более высокую скорость передачи данных и/или широкую полосу пропускания, чем импульсы давления, отправляемые на механические устройства сопряжения.

Если для передачи сигналов управления используют кодированные импульсы давления, могут использоваться различные схемы модуляции, такие как изменение давления или скорость изменения дав- 9 039611 ления, амплитудная манипуляция (АМн), фазово-импульсная модуляция (ФИМ), широтно-импульсная модуляция (ШИМ), частотная манипуляция (ЧМн), фазовая манипуляция (ФМн), амплитудная манипуляция (АКМ), также могут использоваться комбинации схем модуляций, например АМн-ФИМ-ШИМ.

Скорости передачи данных в схемах модуляций для кодированных импульсов давления в целом являются низкими, как правило менее 10 бит/с, и могут быть менее 0,1 бит/с.

Кодированные импульсы давления могут быть возбуждены в неподвижных или подвижных текучих средах и могут быть зарегистрированы путем прямого или косвенного измерения изменений давления и/или расхода. Текучие среды включают жидкости, газы и многофазные текучие среды, при этом они могут представлять собой неподвижные текучие среды для управления и/или текучие среды, добытые из скважины или закаченные в нее.

Сигналы: общие сведения.

Предпочтительно, беспроводные сигналы представляют собой сигналы, способные проходить через барьер, такой как пробка или указанное устройство уплотнения кольцевого пространства, когда они зафиксированы на месте, и, таким образом, способные проходить через изолирующие компоненты. Таким образом, предпочтительно беспроводные сигналы передаются по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической и посредством индуктивно связанных трубчатых элементов.

Сигналы могут представлять собой данные или сигналы управления, которые не обязательно должны иметь одинаковую беспроводную форму. Соответственно свойства, указанные в настоящем документе для разных типов беспроводных сигналов, применяются независимо к данным и сигналам управления. Сигналы управления могут управлять скважинными устройствами, включая датчики. Данные от датчиков могут передаваться в ответ на сигнал управления. Более того, параметры сбора и/или передачи данных, такие как скорость сбора и/или передачи или разрешение, могут изменяться за счет использования подходящих сигналов управления.

Электромагнитные/акустические сигналы и кодированные импульсы давления используют скважину, ствол скважины или пласт в качестве среды передачи. Электромагнитный/акустический сигнал или сигнал давления может быть отправлен из скважины или с поверхности. Если электромагнитный/акустический сигнал передается из скважины, он может проходить через любое устройство уплотнения кольцевого пространства, однако в некоторых вариантах осуществления он может проходить непрямым путем, например вокруг любого устройства уплотнения кольцевого пространства.

Электромагнитные и акустические сигналы особенно предпочтительны, поскольку они могут проходить через/сквозь устройство уплотнения кольцевого пространства или кольцевой барьер без применения специальной системы из индуктивно связанных трубчатых элементов, и при передаче данных объем информации, который может быть передан, как правило, выше по сравнению с кодированными импульсами давления, в особенности что касается данных из скважины.

Следовательно, устройство связи может представлять собой устройство акустической связи, а беспроводной сигнал управления представляет собой акустический сигнал управления, и/или устройство связи может представлять собой устройство электромагнитной связи, а беспроводной сигнал управления представляет собой электромагнитный сигнал управления.

Аналогично применяемые передатчики и приемники соответствуют типу применяемых беспроводных сигналов. Например, при использовании акустических сигналов используются акустический передатчик и приемник.

При использовании индуктивно связанных трубчатых элементов, как правило, предоставляется по меньшей мере десять, как правило намного больше, отдельных секций индуктивно связанных трубчатых элементов, которые присоединяются друг к другу при эксплуатации, например, для создания колонны индуктивно связанных трубчатых элементов. Они имеют единую проводку и могут быть образованными трубчатыми элементами, такими как насосно-компрессорная труба, бурильная труба или обсадная колонна. На каждом соединении между смежными секциями присутствует индуктивная связь. Индуктивно связанные трубчатые элементы, пригодные для использования, могут быть предоставлены компанией NOV под наименованием Intellipipe®.

Таким образом, электромагнитные/акустические сигналы или сигналы давления могут быть переданы на относительно дальнее расстояние в качестве беспроводных сигналов, отправлены по меньшей мере на 200 м, необязательно больше чем на 400 м или дальше, что является очевидным преимуществом по сравнению с другими сигналами малого радиуса действия. В вариантах осуществления, включающих индуктивно связанные трубчатые элементы, это преимущество/эффект обеспечивается за счет сочетания единой проводки и индуктивных связей. Пройденное расстояние может быть значительно большим в зависимости от длины скважины.

Сигнал управления (и необязательно другие сигналы) может быть отправлен в беспроводной форме из области над устройством уплотнения кольцевого пространства к области под устройством уплотнения кольцевого пространства. Подобные сигналы могут быть отправлены из области под устройством уплотнения кольцевого пространства в область над устройством уплотнения кольцевого пространства в беспроводной форме.

Данные и команды, содержащиеся в сигнале, могут быть ретранслированы или переданы другими

- 10 039611 средствами. Таким образом, беспроводные сигналы могут быть преобразованы в другие типы беспроводных или проводных сигналов (и необязательно ретранслированы) посредством подобных или других средств, таких как гидравлическая, кабельная или оптоволоконная линии. В одном варианте осуществления сигналы могут быть переданы посредством кабеля на первое расстояние, например более 400 м, а затем переданы посредством акустической или электромагнитной связи на меньшее расстояние, такое как 200 м. В другом варианте осуществления они передаются на расстояние 500 м за счет использования кодированных импульсов давления, а затем на 1000 м за счет использования гидравлической линии.

Таким образом, хотя наряду с беспроводными средствами могут использоваться проводные средства для передачи сигнала, в предпочтительных конфигурациях преимущественно используется беспроводная связь. Таким образом, хотя расстояние, пройденное сигналом, зависит от глубины скважины, зачастую беспроводной сигнал, включая ретрансляторы, но не включая любую проводную передачу, проходит более 1000 м или более 2000 м. В предпочтительных вариантах осуществления также присутствуют сигналы, передаваемые беспроводными сигналами (включая ретрансляторы, но не включая проводные средства), на по меньшей мере половину расстояния от поверхности скважины до аппарата.

В одной скважине могут быть использованы разные беспроводные сигналы для сообщений, проходящих от скважины к поверхности, и сообщений, проходящих от поверхности в скважину.

Таким образом, беспроводной сигнал может быть отправлен непосредственно или опосредовано на устройство связи, например, за счет использования ретрансляторов в скважине над и/или под любым устройством уплотнения кольцевого пространства. Беспроводной сигнал может быть отправлен с поверхности или с зонда на проволочном канате/гибкой трубе (или подъемнике) из любой точки скважины над любым устройством уплотнения кольцевого пространства. В определенных вариантах осуществления зонд может быть расположен относительно близко к любому устройству уплотнения кольцевого пространства, например менее чем в 30 м от него или менее чем в 15 м.

Акустические сигналы.

Акустические сигналы и связь могут включать передачу посредством вибраций структуры скважины, которая включает трубчатые элементы, обсадную колонну, потайную колонну, бурильную трубу, утяжеленные бурильные трубы, насосно-компрессорную трубу, гибкую трубу, насосную штангу, скважинные приборы; передачу посредством текучей среды (также посредством газа), включая передачу через текучие среды в необсаженных участках скважины, по трубчатым элементам и в кольцевых пространствах; передачу через неподвижные или подвижные текучие среды; механическую передачу через проволочный канат, тросовый канат или гибкую штангу; передачу через землю; передачу через устьевое оборудование. Предпочтительной является связь посредством структуры и/или по текучей среде.

Акустическая передача может происходить на инфразвуковой (<20 Гц), звуковой (20-20 кГц) и ультразвуковой (20-2 МГц) частотах. Предпочтительно акустическая передача является звуковой (20-20 кГц).

Акустические сигналы и сообщения могут включать способы частотной манипуляции (ЧМн) и/или фазовой манипуляции (ФМн) и/или улучшенные варианты этих способов, такие как квадратурная фазовая манипуляция (КФМн) или квадратурная амплитудная модуляция (КАМн), и предпочтительно включают методы расширения спектра. Как правило, они адаптированы для автоматической настройки частот и способов акустической передачи сигналов для соответствия скважинным условиям.

Акустические сигналы и сообщения могут быть однонаправленными или двунаправленными.

Для отправки и/или получения сигнала могут быть использованы пьезоэлектрический преобразователь с подвижной катушкой или магнитострикционные преобразователи.

Электромагнитные сигналы.

Электромагнитная (ЭМ) (иногда также называемая квазистатической (КС)) беспроводная связь, как правило, осуществляется в следующих частотных диапазонах (выбраны на основе характеристик распространения): суб-КНЧ (крайне низкая частота) - <3 Гц (как правило, выше 0,01 Гц); КНЧ - от 3 до 30 Гц; СНЧ (сверхнизкая частота) - от 30 до 300 Гц; УНЧ (ультранизкая частота) - от 300 до 3 кГц; и ОНЧ (очень низкая частота) - от 3 до 30 кГц.

Исключением из перечисленных выше частот является ЭМ связь, в которой в качестве волновода используется труба, в особенности, но не исключительно, в тех случаях, когда труба заполнена газом; в таком случае, как правило, можно использовать частоты от 30 до 30 ГГц в зависимости от размера трубы, текучей среды в трубе и дальности связи. Текучая среда, содержащаяся в трубе, предпочтительно является непроводящей. В патенте США № 5831549 описана телеметрическая система, предусматривающая передачу в гигагерцевом диапазоне по трубчатому волноводу, заполненному газом.

Для передачи сообщений из скважины к поверхности предпочтительными являются суб-КНЧ и/или КНЧ (например, на расстояние более 100 м). Для более локальных связей, например менее 10 м, предпочтительной является ОНЧ. Номенклатура, используемая для этих диапазонов, определена Международным союзом электросвязи (ITU).

Электромагнитные связи могут включать передачу сообщений посредством одного или более из следующего: подача модулированного тока на продолговатый элемент и использование земли в качестве обратного пути; передача тока в один трубчатый элемент и обеспечение обратного пути во второй трубчатый элемент; использование второй скважины как части пути тока; передача в ближнем поля или дальнем

- 11 039611 поле; создание токовой петли в части металлоконструкции скважины для создания разности потенциалов между металлоконструкцией и землей; использование разнесенных контактов для создания электрического дипольного излучателя; использование тороидального трансформатора для подачи тока в металлоконструкцию скважины; использование изолирующего переводника; использование рамочной антенны для создания модулированного переменного во времени магнитного поля для локальной передачи или передачи через пласт; передача в пределах обсадной колонны скважины; использование продолговатого элемента и земли в качестве коаксиальной линии передачи; использование трубчатого элемента в качестве волновода; передача за пределами обсадной колонны скважины.

Особенно пригодными являются подача модулированного тока на продолговатый элемент и использование земли в качестве обратного пути; создание токовой петли в части металлоконструкции скважины для создания разности потенциалов между металлоконструкцией и землей; использование разнесенных контактов для создания электрического дипольного излучателя; и использование тороидального трансформатора для подачи тока в металлоконструкцию скважины.

Для эффективного управления током и ориентирования его направления может быть использован ряд разных методов. Например, одно или более из следующего: использование изолирующего покрытия или распорок на трубчатых элементах скважины; выбор текучих сред или цементов для управления давлением в пределах и за пределами трубчатых элементов для обеспечения электрической проводимости или изоляции трубчатых элементов; использование тороидального сердечника с высокой магнитной проницаемостью для создания индуктивности и, следовательно, импеданса; использование изолированного провода, кабеля или изолированного продолговатого проводника в части пути передачи или антенны; использование трубчатого элемента в качестве кругового волновода; использование частотных диапазонов СВЧ (от 3 до 30 ГГц) и УВЧ (от 300 до 3 ГГц).

Дополнительно предоставляются подходящие средства получения переданного сигнала, при этом они могут предусматривать обнаружение прохождения тока; обнаружение разности потенциалов; использование дипольной антенны; использование рамочной антенны; использование тороидального трансформатора; использование детектора Холла или подобного детектора магнитного поля; использование участков металлоконструкции скважины в качестве дипольной антенны.

Словосочетание продолговатый элемент, использующееся в рамках электромагнитной передачи, также может означать любой продолговатый электрический проводник, включая потайную колонну, обсадную колонну, насосно-компрессорную трубу или трубчатый элемент, гибкую трубу, насосную штангу, проволочный канат, бурильную трубу, тросовый канат или гибкую штангу.

Средства передачи сигналов в пределах скважины с помощью электропроводной обсадной колонны раскрыты в патенте США № 5394141 автором Soulier и патенте США № 5576703 автором MacLeod и соавторами, причем оба эти патента включены в настоящий документ посредством ссылки во всей своей полноте. Передатчик, содержащий генератор и усилитель мощности, присоединен к разнесенным контактам на первом участке внутри обсадной колонны с конечным удельным сопротивлением для создания электрического диполя за счет разности потенциалов, созданной током, протекающим между контактами, в качестве основной нагрузки на усилитель мощности. Эта разность потенциалов создает электрическое поле за пределами диполя, которое может быть обнаружено посредством второй пары разнесенных контактов и усилителя на втором участке вследствие протекания результирующего тока в обсадную колонну, либо на поверхности между устьем скважины и заземляющим контрольным электродом.

Ретранслятор.

Ретранслятор содержит приемопередатчик (или приемник), который может принимать сигнал, и усилитель, который может усиливать сигнал для приемопередатчика (или передатчика) с целью его передачи далее.

Может присутствовать по меньшей мере один ретранслятор. По меньшей мере один ретранслятор (и приемопередатчики и передатчики, связанные с аппаратом или расположенные на поверхности) может быть выполнен с возможностью передачи сигнала на расстояние по меньшей мере 200 м через скважину. Один или более ретрансляторов могут быть выполнены с возможностью передачи на расстояние более 300 м или более 400 м.

Для акустической связи могут быть предоставлены более пяти или более десяти ретрансляторов в зависимости от глубины скважины и расположения аппарата.

Для электромагнитных связей требуется меньшее количество ретрансляторов. Например, может быть предоставлен только один ретранслятор. Таким образом, необязательно электромагнитный ретранслятор (и приемопередатчики или передатчики, связанные с аппаратом или расположенные на поверхности) может быть выполнен с возможностью передачи на более 500 м или более 1000 м.

В некоторых областях скважины передача может быть более затруднена, например передача через пакер. В этом случае ретранслированный сигнал может проходить более короткое расстояние.

Однако, если предоставляется множество акустических ретрансляторов, предпочтительно по меньшей мере три из них выполнены с возможностью передачи сигнала на по меньшей мере 200 м вглубь скважины.

Индуктивно связанные трубчатые элементы также можно оснастить ретранслятором, например, на

- 12 039611 каждые 300-500 м скважины.

Ретрансляторы могут удерживать по меньшей мере часть данных для последующего извлечения в подходящие запоминающие средства.

Принимая во внимания эти факторы, а также свойства скважины, ретрансляторы могут быть разнесены в скважине соответствующим образом.

Сигналы управления могут по существу вызвать непосредственную активацию или могут быть выполнены с возможностью активации аппарата после временной задержки и/или при соблюдении других условий, таких как определенное изменение давления.

Электронные устройства.

Аппарат может содержать по меньшей мере одну батарею, необязательно перезаряжаемую батарею. Батарея может представлять собой по меньшей мере одно из следующего: высокотемпературная батарея, литиевая батарея, литиевая оксигалогенидная батарея, литий-тионилхлоридная батарея, литийсульфурилхлоридная батарея, литий-фторуглеродная батарея, литий-диоксид-марганцевая батарея, литий-ионная батарея, батарея из литиевого сплава, натриевая батарея и батарея из натриевого сплава. Высокотемпературные батареи выполнены с возможностью работы при температуре более 85°С, иногда более 100°С. Система батарейного питания может содержать первую батарею и дополнительные резервные батареи, которые включаются после длительного периода нахождения в скважине. Резервные батареи могут содержать батарею, в которой электролит удерживается в резервуаре и взаимодействует с анодом и/или катодом при достижении действующей батареей порогового напряжения или уровня использования.

Механизм управления, как правило, представляет собой электронный механизм управления. Устройство связи, как правило, представляет собой электронное устройство связи.

Батарея и необязательно элементы электронной схемы управления могут быть заменены без извлечения трубчатых элементов. Они могут быть заменены, например, за счет использования, проволочного каната или гибкой трубы. Батарея может быть расположена в боковом кармане.

Аппарат, особенно механизм управления, предпочтительно содержит микропроцессор. Электронные устройства в аппарате, необходимые для питания различных компонентов, таких как микропроцессор, системы управления и связи и необязательно клапан, предпочтительно представляют собой электронные устройства с низким энергопотреблением. Электронные устройства с низким энергопотреблением могут включать такие особенности, как низковольтные микроконтроллеры и использование режимов ожидания на время отключения большинства электронных систем, а также низкочастотный генератор, например 10-100 кГц, например работающий на частоте 32 кГц генератор, используемый для поддержания временных параметров системы и функций пробуждения. Синхронизированные беспроводные методы связи с малым радиусом действия (например, электромагнитная связь в диапазоне ОНЧ) могут быть использованы между разными компонентами системы для сведения к минимуму времени, в течение которого отдельные компоненты должны находиться в рабочем состоянии и, следовательно, могут максимально увеличить время режима ожидания и экономию энергии.

Электронные устройства с низким энергопотреблением способствуют долгосрочному использованию различных компонентов аппарата. Механизм управления может быть выполнен с возможностью управления сигналом управления больше чем через 24 часа после спуска в скважину, необязательно более 7 дней, более 1 месяца, более 1 года или не более 5 лет. Он может быть выполнен с возможностью нахождения в спящем режиме до и/или после активации.

Датчики.

Аппарат и/или скважина (над и/или особенно под устройством уплотнения кольцевого пространства) может содержать по меньшей мере один датчик давления. Датчик давления может быть расположен под устройством уплотнения кольцевого пространства и может образовывать часть аппарата или может не образовывать его часть. Он может быть соединен (физическим или беспроводным способом) с беспроводным передатчиком и данные могут быть переданы от беспроводного передатчика в область над устройством уплотнения кольцевого пространства или в других случаях к поверхности. Данные могут быть переданы по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической, посредством индуктивно связанных трубчатых элементов, в особенности акустической и/или электромагнитной, как описано выше в настоящем документе.

Такие беспроводные соединения с малым радиусом действия могут быть улучшены за счет электромагнитной связи в диапазоне ОНЧ.

Необязательно аппарат содержит индикатор объема или уровня, такой как индикатор полный/пустой или пропорциональный индикатор, размещенный для определения объема или уровня текучей среды в емкости.

Также, как правило, предусматриваются средства выведения данных из индикатора объема. Аппарат может содержать манометр, размещенный для измерения внутреннего давления в емкости. Устройство связи может быть выполнено с возможностью отправки сигналов от манометра беспроводным способом.

- 13 039611

В более широком смысле аппарат и/или скважина (над и/или особенно под устройством уплотнения кольцевого пространства) может содержать датчик давления.

Предпочтительно могут быть предоставлены по меньшей мере датчики температуры и давления. Могут быть предоставлены различные датчики, включая датчики ускорения, вибрации, крутящего момента, движения, перемещения, излучения, шума, магнетизма, для определения коррозии; для обнаружения химического или радиоактивного индикатора; для определения текучей среды, такой как гидрат, выноса парафина и песка; и для определения свойств текучей среды, таких как (но без ограничения) расход, плотность, обводненность, например, за счет емкости и проводимости, кислотность и вязкость. Дополнительно датчики могут быть выполнены с возможностью подачи сигнала или параметра, регистрируемого за счет включения подходящих передатчиков и механизмов. Датчики также могут определять состояние других частей аппарата или другого оборудования в скважине, например расположение запирающего элемента или вращение двигателя.

После работы устройства данные от датчиков давления и необязательно других датчиков могут быть использованы, по меньшей мере частично, для определения, нужно ли проводить и как улучшить по меньшей мере одно из операции по гидроразрыву пласта, испытания скважины и обработки скважины/коллектора, такой как кислотная обработка, в скважине.

Данные могут показать, что первоначальный приток из скважины после перфорации, но до начала нормальной работы может быть уменьшен или может не являться необходимым. Это может быть полезным для избежания выполнения ненужного этапа.

Группа дискретных датчиков температуры или распределенный датчик температуры может быть предоставлен(на) (например, спущен(на)) вместе с аппаратом. Таким образом, необязательно он может быть расположен под устройством уплотнения кольцевого пространства. Эти датчики температуры могут быть расположены в трубном канате небольшого диаметра (например, 1/4 дюйма) и могут быть соединены с передатчиком или приемопередатчиком. При необходимости может быть предоставлено любое количество канатов, содержащих дополнительные группы датчиков температуры. Эта группа датчиков температуры и комплексная система могут быть расположены на расстоянии таким образом, что группа датчиков температуры, расположенных в трубном канате, может быть выровнена вдоль пласта, например, каналов связи, либо, например, преимущественно параллельно скважине, либо в форме спирали.

Группа дискретных датчиков температуры может быть частью аппарата или может быть отделена от него.

Датчики температуры могут представлять собой электронные датчики или оптоволоконный кабель.

Таким образом, в этом случае дополнительная группа датчиков температуры может предоставлять данные из участка(ов) канала связи и сигнализировать, если, например, каналы связи заблокированы/закупорены. Группа датчиков температуры в трубном канате также может обеспечить явное указание на поток текучей среды, в частности, когда аппарат активирован. Таким образом, например, может быть получено больше информации о реагировании каналов связи: верхняя область каналов связи может быть открыта, а оставшаяся область может быть заблокирована. Это может быть определено за счет локальной температуры вдоль ряда датчиков температуры.

Более того, в некоторых вариантах осуществления множество емкостей, разнесенных в продольном направлении, активируются последовательно и группа датчиков температуры используется для получения доступа к образованному вследствие этого потоку из каналов связи.

Данные могут быть выведены от датчика(ов) давления до, во время и/или после перемещения запирающего элемента в ответ на сигнал управления. Выведение данных означает извлечение данных на поверхность.

Данные могут быть выведены от датчика(ов) давления до, во время и/или после активации скважинного перфоратора в скважине.

Выведенные данные могут представлять собой данные в реальном времени/текущие данные и/или статистические данные.

Данные могут быть выведены множеством способов. Например, они могут быть переданы беспроводным способом в реальном времени или позднее, необязательно в ответ на команду передачи. Или данные могут быть выведены посредством зонда, спускаемого в скважину на проволочном канате/гибкой трубе или подъемнике; при этом зонд может необязательно быть объединен с запоминающим устройством физическим или беспроводным способом.

Запоминающее устройство.

Аппарат, особенно датчики, может содержать запоминающее устройство, которое может хранить данные для их выведения в более поздний период. Запоминающее устройство в некоторых обстоятельствах также может быть извлечено и данные могут быть выведены после извлечения.

Запоминающее устройство может быть выполнено с возможностью хранения информации в течение по меньшей мере одной минуты, необязательно по меньшей мере одного часа, более желательно по меньшей мере одной недели, предпочтительно по меньшей мере одного месяца, более предпочтительно по меньшей мере одного года или более пяти лет.

Запоминающее устройство может быть частью датчика(ов). Если они не являются единым целым,

- 14 039611 запоминающее устройство и датчики могут быть присоединены друг к другу любым подходящим способом, необязательно беспроводным способом, или физически присоединены друг к другу с помощью провода. Индуктивная связь также является одним из вариантов. Беспроводные соединения с малым радиусом действия могут быть улучшены за счет электромагнитной связи в диапазоне ОНЧ.

Другие свойства аппарата.

В дополнение к беспроводному сигналу аппарат может содержать запрограммированную последовательность действий, например открытие и повторное закрытие клапана или изменение положения запирающего элемента, на основе параметров, например времени, обнаружения или необнаружения давления или обнаружения определенной текучей среды или газа. Например, при определенных условиях, аппарат может выполнять определенные этапы последовательно: каждый последующий этап выполняется автоматически. Это может быть преимущественным в случаях, когда задержка на ожидание сигнала для продолжения работы может уменьшить эффективность процесса.

Аппарат может содержать механизм для его ориентирования в окружном направлении.

Как правило, канал расположен на боковой поверхности аппарата, хотя в определенных вариантах осуществления канал может быть расположен на торцевой поверхности.

Испытание барьера.

Аппарат может быть расположен под барьером (таким как определенные устройства уплотнения кольцевого пространства, описанные в настоящем документе) и над более низким барьером, и в скважине могут быть проведены операции по осуществлению испытания давлением между барьерами за счет втягивания текучей среды в емкость и таким образом удаления текучей среды из скважины. Пониженное давление, вызванное удалением текучей среды из пространства между барьерами, нагружает барьеры и поэтому может быть использовано для испытания более низких барьеров.

Таким образом, в некоторых способах не обязательно должна присутствовать связь между пластом и скважиной. Например, испытание давлением может быть проведено в закрытой области в скважине, например между барьерами или устройствами уплотнения кольцевого пространства, т.е. каналы связи в скважине между барьерами или двумя устройствами уплотнения кольцевого пространства и смежным пластом отсутствуют.

Например, мостовая пробка или цементная пробка более низкого барьера, как правило, установлена в скважине для выполнения функций основного барьера для коллектора и подвержена с более низкой стороны давлению коллектора. Затем немного выше располагается вспомогательный барьер (как правило, еще одна мостовая пробка или цементная пробка).

Подобный основной барьер может быть испытан с этой высоты в соответствии с процедурами, установленными в настоящем документе.

Аппарат может быть подвешен на вспомогательном барьере.

Вспомогательный барьер может быть установлен после доставки аппарата в скважину и его заправки.

Может быть предоставлена одна или более вспомогательных емкостей с положительным дифференциальным давлением, описанных выше в настоящем документе. Это может быть использовано для испытания вспомогательного барьера снизу или для восполнения, по меньшей мере частично, объема текучей среды, извлеченной из участка между двумя барьерами, после окончания испытания, во время которого текучая среда была извлечена.

Группа дискретных датчиков температуры может быть расположена в участке между барьерами или в форме кольца или спирали над или под барьерами для способствования определению местонахождения любой утечки.

В определенных вариантах осуществления аппарат может быть использован для препятствования, замедления и/или обращения оседания и частичного отверждения скважинных текучих сред в частях скважины, особенно кольцевом пространстве.

Устройство уплотнения кольцевого пространства.

Устройство уплотнения кольцевого пространства может находиться на глубине по меньшей мере 300 м от поверхности скважины. Поверхность скважины представляет собой верхнюю часть самой верхней обсадной колонны скважины.

Устройство уплотнения кольцевого пространства представляет собой устройство, которое обеспечивает уплотнение между двумя трубчатыми элементами (или трубчатым элементом и стволом скважины), такое как элемент пакера или уплотнительный узел с полированным седлом.

Элемент пакера может представлять собой часть пакера, мостовой пробки или подвески потайной колонны, особенно пакера или мостовой пробки.

Пакер содержит элемент пакера, наряду с верхним трубчатым элементом пакера, нижним трубчатым элементом пакера и корпусом, на котором установлен элемент пакера.

Пакер может быть постоянным или временным. Временные пакеры, как правило, являются извлекаемыми и спускаются с колонной и извлекаются также с колонной. Постоянные пакеры, с другой стороны, как правило, должны оставаться в скважине (хотя их можно извлечь позже).

Устройство уплотнения кольцевого пространства может управляться беспроводным способом.

Герметизирующая часть устройства уплотнения кольцевого пространства может быть эластомер- 15 039611 ной, неэластомерной и/или металлической.

Соединитель.

Соединитель представляет собой механическое соединение (в отличие от беспроводного соединения) и может содержать, по меньшей мере частично, трубное соединение, например некоторые секции насосно-компрессорной трубы или бурильной трубы. Он может содержать одно или более из скважинных перфораторов, держателей для манометра, переходников, переводников и клапанов. Соединитель может содержать резьбовое соединение или состоять из него. Соединитель не состоит только из проволочного каната и, как правило, не содержит его.

Как правило, соединитель содержит средство для соединения с устройством уплотнения кольцевого пространства, такое как резьба или защелки.

Соединитель может быть расположен в пределах той же обсадной колонны, к которой присоединено устройство уплотнения кольцевого пространства.

Соединитель может содержать пробку, например, в насосно-компрессорной трубе (которая отделена от устройства уплотнения кольцевого пространства, которое также может содержать пробку).

Доставка.

Аппарат может быть доставлен с устройством уплотнения кольцевого пространства или после предоставления устройства уплотнения кольцевого пространства в скважину после проведения предыдущей операции. В первом случае он может быть предоставлен на той же колонне, что и устройство уплотнения кольцевого пространства, и доставлен в скважине вместе с ней. Во втором случае он может быть модернизирован в скважине и проведен мимо устройства уплотнения кольцевого пространства. В этом последнем примере он, как правило, может быть присоединен к пробке или подвеске, при этом пробка или подвеска, в свою очередь, присоединены непосредственно или опосредованно, например, трубчатыми элементами к устройству уплотнения кольцевого пространства. Пробка может представлять собой мостовую пробку, барьер, устанавливаемый в зафиксированном на проволочном канате трубчатом элементе/бурильной трубе, инструмент для закрытия или стопорную пробку, такую как пробка для цементирования. Пробка может представлять собой временную или постоянную пробку.

Также в скважину может быть предоставлен аппарат, затем устройство уплотнения кольцевого пространства доставлено и установлено на нем сверху, и затем, после спуска устройства уплотнения кольцевого пространства, выполняют способ, описанный в настоящем документе.

Емкость может быть герметизирована на поверхности и затем доставлена в скважину. Термин на поверхности в контексте настоящего документа, как правило, обозначает внешнюю часть скважины, хотя она может быть герметизирована, находясь неглубоко в скважине, например не более 30 м от поверхности скважины, что является верхней частью самой верхней обсадной колонны скважины. Таким образом, аппарат перемещают с поверхности и размещают под устройством уплотнения кольцевого пространства с емкостью, герметизированной до перемещения запирающего элемента. В зависимости от способа доставки он может быть спущен с устройством уплотнения кольцевого пространства, уже расположенным сверху, или перемещен мимо ранее установленного устройства уплотнения кольцевого пространства.

В первом аспекте настоящего изобретения под устройством уплотнения кольцевого пространства расположен весь аппарат, а не часть аппарата.

Канал аппарата может быть расположен в пределах 100 м канала связи между скважиной и коллектором, необязательно в пределах 50 или 30 м. Если присутствует более одного канала связи, ближайший канал связи используют для определения расстояния от канала аппарата. Таким образом, необязательно канал в емкости может быть расположен на расстоянии ниже каналов связи в скважине. Это может способствовать извлечению обломков из канала(ов) связи, чтобы способствовать его(их) очистке.

Некоторые варианты осуществления могут служить дополнением для одной известной процедуры для начала бурения скважины, когда клапан открыт во время работы перфораторов и скважина (а не емкость) имеет отрицательное дифференциальное давление. Выброс текучих сред из скважины может затем очистить несколько каналов связи, после того как скважина начнет фонтанировать. Однако вследствие этого очищаются в большей степени верхние каналы связи, чем нижние каналы связи. Соответственно осуществление способа согласно описанию в настоящем документе может способствовать очистке нижних каналов связи, особенно если аппарат расположен под каналами связи. Более того, согласно вариантам осуществления, описанным в настоящем документе, можно оценить эффективность операции перфорирования, а затем он может быть активирован в ответ на это, например, для очистки каналов связи, которые относительно заблокированы.

В определенных вариантах осуществления аппарат может быть спущен на колонне трубчатых элементов, такой как испытательная колонна, колонна заканчивания, колонна для консервации, колонна для ликвидации, бурильная колонна, насосно-компрессорная колонна, обсадная колонна или потайная колонна. В качестве альтернативы аппарат также может быть доставлен в скважину на проволочном канате или гибкой трубе (или подъемнике). Аппарат может составлять единой целое с колонной.

Аппарат, как правило, присоединяют к трубчатому элементу до начала его работы. Таким образом, хотя он может быть спущен в скважину различными средствами, такими как проволочный канат или на- 16 039611 сосно-компрессорная труба, во время его нахождения в скважине он, как правило, присоединен к трубчатому элементу, такому как насосно-компрессорная труба или обсадная колонна, до начала его работы.

Это обеспечивает вариативность операций, проводимых в скважине.

Соединение может представлять собой любое подходящее средство, такое как резьбовое, зажимное, защелкивающее и т.д., на трубчатом элементе. Таким образом, соединение между трубчатыми элементами, как правило, принимает на себя часть веса аппарата, хотя это не всегда происходит в горизонтальных скважинах.

Аппарат может быть предоставлен вблизи от самого нижнего конца самой нижней обсадной колонны или потайной колонны или на нем. Емкость может быть образована, по меньшей мере частично, обсадной колонной или потайной колонной. Следовательно, самая нижняя часть емкости может находиться в 100 м от забоя скважины и на самом деле может представлять собой дно обсадной колонны.

Колонна может быть доставлена в качестве части любой подходящей операции в скважине, включая операцию бурения, испытания скважины, торпедирования и подземного ремонта, заканчивания, капитального ремонта, консервации и/или ликвидации.

Колонна может содержать скважинные перфораторы, в частности, спускаемые по насоснокомпрессорной трубе перфораторы. Перфораторы могут быть выполнены с возможностью беспроводной активации, например, за счет указанных беспроводных сигналов.

Множество аппаратов, описанных в настоящем документе, может работать на одной и той же колонне. Например, они могут быть разнесены и размещены в пределах одного участка или изолированных участков. Таким образом, аппарат могут спустить в скважину со множеством изолированных участков, смежных разным зонам. В этом случае может отсутствовать непосредственный доступ от области под перфораторами к нижнему участку(ам). Таким образом, при спуске с такой колонной в вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются средства проведения операций на таком участке. Например, если канал аппарата изолирован от поверхности скважины, поток может продолжаться из отдельной зоны скважины, которая не находится в гидродинамической связи с каналом и не изолирована от поверхности скважины.

Аппарат может быть сброшен со связанной с ним несущей колонны после открытия запирающего элемента или по любой другой причине (например, отсутствие необходимости и возможности или целесообразности возвращать его на поверхность). Таким образом, не всегда есть необходимость возвращать его на поверхность.

Может быть применено множество вариантов расположения аппарата в скважине. Аппарат может быть расположен по существу в центре скважины. В качестве альтернативы аппарат может быть выполнен в качестве кольцевого инструмента для обеспечения прохода потока из скважины через внутренний трубчатый элемент, таким образом, емкость образуют в кольцевом пространстве между двумя трубами и поток из скважины может проходить через внутреннюю трубу.

В других вариантах осуществления аппарат может быть смещен в пределах скважины, например присоединен/зафиксирован на внешней части трубы, или установлен со смещением в пределах трубы. Таким образом, он может быть выполнен так, что аппарат или иные объекты (или поток текучей среды) могут беспрепятственно проходить через отверстие трубы. Например, он может иметь диаметр 1% дюйма и быть расположен со смещением внутри внешней трубы с внутренним диаметром 4 дюйма. Следовательно, мимо него может пройти один или более аппаратов на проволочном канате, а также поток текучей среды.

В некоторых вариантах осуществления аппарат может быть доставлен в центральный канал уже существующего трубчатого элемента в скважине, а не в уже существующее кольцевое пространство скважины. Кольцевое пространство может быть образовано между аппаратом и уже существующим трубчатым элементом в скважине.

Способ могут использовать для очистки или продления каналов связи.

Аппарат может быть спущен в скважину в качестве постоянного аппарата, созданного для того, чтобы оставаться в скважине, или спущен в скважину в качестве извлекаемого аппарата, созданного для того, чтобы извлекаться из скважины.

Необязательно канал аппарата может быть изолирован от поверхности скважины.

Весь аппарат, а не только канал аппарата может быть изолирован от поверхности скважины.

Изолирование канала аппарата от поверхности скважины означает предотвращение гидродинамической связи или сообщения по текучей среде между каналом и поверхностью скважины.

Изолирование может быть достигнуто за счет использования инфраструктуры скважины и изолирующих компонентов. Изолирующие компоненты включают пакеры, пробки, такие как мостовые пробки, клапаны и/или аппарат. Таким образом, устройство уплотнения кольцевого пространства, как правило, представляет собой изолирующий компонент и наряду с другими изолирующими компонентами и инфраструктурой скважины может изолировать канал аппарата от поверхности скважины. Таким образом, в определенных вариантах осуществления более одного изолирующего компонента может изолировать канал аппарата от поверхности скважины. Например, пакер может быть предоставлен в кольцевом пространстве, а клапан может быть предоставлен в центральной насосно-компрессорной трубе, и вместе они изолируют

- 17 039611 канал аппарата от поверхности скважины. В таких случаях самая верхняя граница участка скважины, который содержит канал аппарата, ограничена самым верхним изолирующим компонентом.

В отличие от этого инфраструктура скважины содержит цемент в кольцевом пространстве, обсадной колонне и/или других трубчатых элементах.

Изолирование канала аппарата от поверхности скважины включает изолирование участка скважины, содержащего канал в скважине, и, таким образом, самый верхний изолирующий компонент на этом изолированном участке скважины находится на расстоянии по меньшей мере 100 м от поверхности скважины, необязательно по меньшей мере 250 м или по меньшей мере 500 м.

Канал аппарата находится, как правило, на расстоянии по меньшей мере 100 м от самого верхнего изолирующего компонента на этом же участке скважины. В определенных вариантах осуществления канал аппарата находится на расстоянии не более 500 м от самого верхнего изолирующего компонента на этом же участке скважины, необязательно не более 200 м от него.

Скважина или ее участок могут быть закрыты внизу до начала работы аппарата.

Этап изолирования канала аппарата от поверхности скважины может включать закрытие по меньшей мере участка скважины. Например, скважина может быть закрыта над каналом аппарата, что изолирует канал аппарата от поверхности скважины.

В других вариантах осуществления по меньшей мере участок скважины может быть закрыт независимо от этого этапа изолирования, например, под аппаратом или скважина может быть закрыта ранее.

Изолирование канала аппарата от поверхности скважины (и необязательно закрытие скважины) может снизить объем, в котором находится аппарат, что в таком случае акцентирует влияние емкости с отрицательным дифференциальным давлением на намеченную область.

Скважинные условия.

Внешнее пространство емкости, как правило, представляет собой окружающую часть скважины. Окружающая часть скважины представляет собой часть скважины, которая окружает аппарат, особенно внешнюю часть канала, непосредственно до перемещения запирающего элемента в ответ на сигнал управления.

Если запирающий элемент находится в положении, обеспечивающем прохождение текучей среды в указанную часть емкости за достаточный период времени (который может составлять менее 1 с), давление между частью внутреннего пространства емкости и внешнего пространства емкости, такого как окружающая часть скважины (особенно часть скважины возле канала), может выравниваться в отсутствие других сил. Тем не менее в определенных вариантах осуществления запирающий элемент может быть перемещен в первое или далее закрытое положение перед выравниванием давления.

Снаружи емкости также может находиться пласт, сообщение с которым происходит, например, посредством канала связи. Таким образом, в определенных вариантах осуществления, например при процедуре в коротком интервале, сниженное давление в емкости воздействует в первую очередь на пласт, а не на скважину.

Скважина может содержать скважинные текучие среды, особенно в окружающей части скважины. В качестве дополнения или альтернативы скважина может содержать текучую среду для глушения, особенно в окружающей части скважины. Например, если скважина была временно или окончательно ликвидирована, в ней может быть избыточное давление скважинной текучей среды/текучей среды для управления с целью герметизации скважины. Это может привести к блокировке или частичной блокировке пор в пласте текучей средой для глушения. Также в скважине в качестве альтернативы или дополнения могут находиться остатки фильтрационной корки, которые также могут затруднять прохождение текучей среды из коллектора или, например, подавлять импульсы давления при исследовании сообщаемости.

Таким образом, при ликвидации скважины аппарат может быть установлен в скважине, например, посредством мостовой пробки и беспроводные сигналы могут использоваться для наблюдения за скважиной. Это может быть полезным для проведения исследований сообщаемости, таких как испытания на интерференцию. Аппарат может быть использован для очистки канала(ов) связи до смежного пласта (или это может быть сделано на необсаженном участке скважины) с целью потенциального улучшения сообщаемости со смежным пластом (например, за счет очистки пор в пласте) и, следовательно, потенциального улучшения качества данных, получаемых от таких испытаний. Это может быть выполнено в испытательных скважинах или других скважинах и необязательно в тех, которые были давно введены в эксплуатацию.

Таким образом, необязательно в скважине предоставлен барьер, такой как мостовая пробка или цементная пробка, для временной или окончательной ликвидации скважины, при этом под ним предоставлен аппарат, который может быть использован, например, для очистки перфорационных отверстий для упрощения проведения исследований сообщаемости и беспроводной связи, особенно посредством электромагнитных или акустических сигналов, для извлечения данных.

В альтернативных вариантах осуществления барьер может содержать устройство уплотнения кольцевого пространства вместе с, например, клапаном.

Газовая скважина.

В ряде случаев в газовой скважине протекание в определенных нижних каналах связи может быть

- 18 039611 ограничено жидкостью, находящейся вокруг скважины, тогда как газ добывают из области над этой жидкостью. Давления под жидкостью недостаточно для преодоления гидростатического напора жидкости и газа над ней. Соответственно, прохождение потока газа из указанных нижних каналов связи может быть остановлено. Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть использованы для втягивания текучей среды, включая небольшое количество этой жидкости, из скважины в емкость для снижения гидростатического напора в таких случаях и для способствования добыче газа из нижних каналов связи.

Проведение операций может включать изменение давления, способствование фонтанированию скважины и улавливание текучих сред. Способ проведения операций в скважине может представлять собой способ по меньшей мере частичной очистки скважины (необязательно для подготовки к испытанию).

Таким образом, согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения предлагается способ проведения процедуры или испытания скважины, включающий осуществление способа проведения операций в скважине, как описано в настоящем документе;

проведение процедуры/испытания скважины, причем процедура/испытание включает одно или более из следующего: захват изображения, исследование методом кривых восстановления давления, исследование методом понижения уровня, исследование сообщаемости, такое как гидропрослушивание или испытание на интерференцию, испытание на приток, испытание давлением, испытание пласта на трубах (ИПТ), расширенное испытание скважины (РИС), обработка скважины/коллектора, такая как кислотная обработка, испытание на приемистость в интервале, испытание на проницаемость, гидроразрыв пласта, минигидроразрыв пласта, процедура закачивания, операция заполнения гравийной набивкой, операция перфорирования, доставка колонны, капитальный ремонт, консервация и ликвидация.

Испытание, как правило, проводят в скважине до извлечения аппарата из скважины, если его извлекают из скважины.

Варианты осуществления указанного дополнительного аспекта могут улучшить гидродинамическую связь или сообщение по текучей среде вдоль поверхности пласта и, следовательно, улучшить результаты испытаний.

Аппарат может быть предоставлен под барьером и испытание под пониженным давлением проводят под ним, когда текучая среда втянута. Таким образом, согласно таким вариантам осуществления можно более эффективно выполнять испытание барьеров скважины со стороны пробки, где проводить такое испытание более затруднительно.

Под указанным (первым) барьером может находиться второй барьер. Например, первый барьер может быть цементным барьером, т.е. содержать или быть выполненным из цемента, а второй барьер может содержать мостовую пробку, и испытание под пониженным давлением может быть проведено в отношении обоих барьеров.

Способ проведения испытания/процедуры в скважине также может включать перфорирование скважины. Однако способ согласно настоящему изобретению, как правило, не зависит от работы перфорирующих устройств, таких как перфораторы. Скважины могут быть необсаженными и/или заранее перфорированными.

Аппарат может быть использован для очистки окружающей области до захвата изображения.

Способ согласно настоящему изобретению может улучшать надежность и/или качество данных, полученных от последующих испытаний.

Процедура может представлять собой испытание пласта на трубах (ИПТ). Таким образом, колонну для ИПТ и устройство уплотнения кольцевого пространства доставляют в качестве части ИПТ. После завершения окончательного периода притока ИПТ или исследования методом кривых восстановления давления клапан, который управляет проходом потока в испытательную колонну для ИПТ, закрывают. Клапан, как правило, находится под устройством уплотнения кольцевого пространства, однако в некоторых вариантах осуществления он может находиться над ним. Клапан может управляться указанными беспроводными сигналами. Часть колонны для ИПТ над клапаном (часто над устройством уплотнения кольцевого пространства) затем необязательно может быть извлечена. Затем за скважиной под устройством уплотнения кольцевого пространства могут наблюдать, как описано в настоящем документе. Примечательно, что емкость с отрицательным дифференциальным давлением может быть активирована по требованию, например, в более поздний период. Более того, каналы связи под устройством уплотнения кольцевого пространства между скважиной и коллектором не должны быть засорены текучей средой для глушения, таким образом можно сохранить лучшую сообщаемость с коллектором, обеспечивая более полезные данные при проведении исследований, таких как исследования сообщаемости. Если скважина ликвидирована за счет цементирования области над устройством уплотнения кольцевого пространства (и, как правило, добавления дополнительного барьера), беспроводные сигналы по-прежнему могут использоваться для наблюдения за скважиной в области под устройством уплотнения кольцевого пространства. Выведение данных до, во время или после активации аппарата, как правило, осуществляется за счет беспроводных сигналов.

В некоторых вариантах осуществления текучая среда для глушения может находиться внутри насосно-компрессорной трубы в скважине над устройством уплотнения кольцевого пространства до акти

- 19 039611 вации аппарата.

Дополнительная информация.

Скважина может представлять собой подводную скважину. Беспроводные связи могут быть особенно полезными для подводных скважин, поскольку проведение кабелей в подводные скважины может быть сложнее по сравнению с подземными скважинами. Скважина может представлять собой наклонную или горизонтальную скважину и варианты осуществления настоящего изобретения могут быть особенно подходящими для таких скважин, поскольку благодаря им можно избежать проведения проволочного каната, кабелей или гибкой трубы, которые может быть сложно или невозможно использовать в таких скважинах.

Упоминание в настоящем документе скважинных перфораторов включает перфорационные пуансоны или буры, причем все они используются для создания пути потока из коллектора в скважину.

Объемом емкости является ее вместимость по текучей среде.

Приемопередатчики, которые имеют функциональные возможности передачи и приема, могут быть использованы вместо передатчиков и приемников, описанных в настоящем документе.

Если не указано иное, любые упоминания в настоящем документе термина заблокированный или разблокированный могут означать частичную блокировку и частичную разблокировку.

Все давления, указанные в настоящем документе, являются абсолютными давлениями, если не указано иное.

Скважина зачастую является по меньшей мере частично вертикальной скважиной. Тем не менее, она может представлять собой наклонную или горизонтальную скважину. Упоминания таких терминов, как над и под, когда они применяются относительно наклонных или горизонтальных скважин, должны рассматриваться как их эквиваленты в скважинах с вертикальной ориентацией. Например, термин над означает ближе к поверхности скважины через скважину.

Термин зона определяют в настоящем документе как пласт, смежный с самым нижним барьером или устройством уплотнения кольцевого пространства или находящийся под ними, или часть пласта, смежная со скважиной, которая частично изолирована между барьерами или устройствами уплотнения кольцевого пространства и которая имеет или будет иметь по меньшей мере один канал связи (например, перфорационное отверстие) между скважиной и окружающим пластом, между барьерами или устройствами уплотнения кольцевого пространства. Таким образом, каждый дополнительный барьер или устройство уплотнения кольцевого пространства, установленное в скважине, образует отдельную зону, кроме областей между двумя барьерами или устройствами уплотнения кольцевого пространства (например, двойным барьером), в которой каналы связи с окружающим пластом не представлены и не будут сформированы.

Термин текучая среда для глушения означает любую текучую среду, иногда также называемую утяжеленной текучей средой для глушения, которая используется для обеспечения гидростатического напора, как правило, достаточного для преодоления давления коллектора.

Упоминания цемента в настоящем документе включают заменитель цемента. Затвердевающий заменитель цемента может включать эпоксиды и смолы или незатвердевающий заменитель цемента, такой как Sandaband™.

Варианты осуществления настоящего изобретения будут далее описаны только на примерах со ссылками на сопроводительные фигуры, на которых:

на фиг. 1 показан схематический вид первого аппарата, который может быть использован в способе согласно настоящему изобретению;

на фиг. 2 показан схематический вид второго аппарата, содержащего плавающий поршень и штуцер, которые могут быть использованы в способе согласно настоящему изобретению;

на фиг. 3 показан схематический вид скважины, демонстрирующий способ согласно варианту осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 4 показан схематический вид скважины с множеством зон, демонстрирующий другой аспект настоящего изобретения;

на фиг. 5 показан схематический вид, демонстрирующий аппарат, используемый для испытания в интервале согласно одному аспекту настоящего изобретения;

на фиг. 6 показан схематический вид в разрезе дополнительного варианта осуществления аппарата, который может быть использован в способе, продемонстрированном на фиг. 3 и 4;

и на фиг. 7 показан вид спереди варианта осуществления узла клапана для использования с различными аппаратами при выполнении способа в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг. 1 показан аппарат 60 в соответствии с настоящим изобретением в форме модифицированной трубы, выполненной из трех (или более) секций бурильной трубы и содержащей боковое отверстие 61, клапан 62, механизм управления, содержащий устройство 66 управления клапаном и беспроводной приемник (или приемопередатчик) 64, батарею 63 и емкость 68 с вместимостью, составляющей, например, 1000 л. Между емкостью 68 и окружающей частью скважины существует перепад давления (например, 1000 фунт/кв. дюйм). (В настоящем документе ширина аппарата и других фигур преувеличена для удобства иллюстрирования.)

- 20 039611

Аппарате 60 оснащен батареей 63, которая служит для питания компонентов аппарата 60, например, устройства 66 управления клапаном и приемопередатчика 64. Часто для каждого питаемого энергией компонента предоставляют отдельную батарею.

Аппарат 60 также содержит клапан 62. Клапан 62 выполнен с возможностью изолирования отверстия 61 для герметизации емкости 68 от окружающей части скважины в закрытом положении и обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между частью емкости 68 и окружающей частью скважины посредством бокового отверстия 61 в открытом положении.

Клапан 62 управляется устройством 66 управления клапаном. Приемопередатчик 64 присоединен к устройству 66 управления клапаном, которое выполнено с возможностью получения беспроводного сигнала управления. При использовании клапан 62 перемещают из закрытого положения в открытое положение в ответ на сигнал управления.

Компоненты механизма управления (приемопередатчик 64 и устройство 66 управления клапаном, которое управляет клапаном 62), как правило, располагают смежно друг другу или близко друг к другу, как показано; однако они могут быть разнесены.

В некоторых вариантах осуществления емкость 68 заполнена газом, таким как воздух, изначально под атмосферным давлением. В таких вариантах осуществления газ герметизируют в емкости на поверхности до спуска в скважину с целью создания отрицательного дифференциального давления между емкостью и окружающей частью скважины (давление в которой выше атмосферного давления на поверхности).

На фиг. 2 показан вариант осуществления аппарата 160. Части, подобные с частями варианта осуществления по фиг. 1, детально не описаны, однако перед ними стоит цифра 1. Хотя это и не продемонстрировано, аппарат 160 также может быть выполнен из соединенных между собой бурильных труб, как показано на фиг. 1. Однако в отличие от варианта осуществления, показанного на фиг. 1, на фиг. 2 показан вариант осуществления аппарата 160, в котором регулирующий клапан 162 и штуцер 176 расположены в центральной части аппарата в канале 163 между двумя участками емкости 168: камерой 167 для текучей среды и камерой 169 пониженного давления.

Плавающий поршень 174 расположен в емкости 168 над регулирующим клапаном 162. Камера 167 для текучей среды изначально заполнена нефтью ниже поршня 175 через заливной канал (не показан).

В настоящем варианте осуществления плавающий поршень 174 выполняет функцию узла клапана, имеющего запирающий элемент для обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в камеру 167 для текучей среды емкости 168. Если плавающий поршень 174 расположен на верхней части камеры 167 для текучей среды, он изолирует/закрывает камеру 167 для текучей среды от окружающей части скважины, а если плавающий поршень 174 расположен внизу камеры 167 для текучей среды, отверстие 161 обеспечивает прохождение жидкости в камеру 167 для текучей среды через канал 165 для потока из внешнего пространства емкости, как правило, окружающей части скважины. Положение плавающего поршня 174 управляется опосредованно потоком текучей среды через регулирующий клапан 162, которым, в свою очередь, управляют через сигналы, отправляемые на устройство 166 управления клапана.

При использовании последовательность начинается с регулирующего клапана 162 в закрытом положении и плавающего поршня 174, расположенного вблизи верхней части камеры 167 для текучей среды. Из-за отрицательного дифференциального давления (например, 1000 фунтов/кв. дюйм) в камере 169 пониженного давления емкости 168, текучая среда в скважине пытается попасть в камеру 167 для текучей среды через отверстие 161, однако ей препятствует плавающий поршень 174 и находящаяся внутри нефть, когда регулирующий клапан 162 находится в закрытом положении. Затем на устройство 166 управления клапаном отправляется сигнал, который дает регулирующему клапану 162 команду на открытие. При открытии регулирующего клапана 162 нефть из камеры 167 для текучей среды направляется в камеру 169 пониженного давления за счет давления в скважине, действующего на плавающий поршень 174, и текучие среды из окружающей части скважины втягиваются в камеру 167 для текучей среды. Скорость, с которой нефть в камере 167 для текучей среды выталкивается в камеру 169 пониженного давления, и, следовательно, скорость, с которой текучие среды из скважины могут втягиваться в емкость 168, управляется поперечным сечением штуцера 176. В альтернативных вариантах осуществления положение штуцера 176 и регулирующего клапана 162 могут иметь порядок, обратный тому, который продемонстрирован, или он может быть смешанным. Конечно, регулирующий клапан 162 может находиться в канале 161, хотя предпочтительно штуцер 176 расположен между камерой 167 для текучей среды и камерой 169 пониженного давления. Таким образом, штуцер 176 и нефть регулирует поток текучей среды в камеру 167 для текучей среды вне зависимости от свойств, таких как плотность или вязкость скважинных текучих сред.

Этот вариант осуществления подходит, в частности, для испытаний на приток или испытаний в коротком интервале (см. фиг. 5), в которых желательно наличие потока, управляемого заданным образом.

На фиг. 3 и 4 показан аппарат 60 по фиг. 1, расположенный в скважине и активированный для втягивания текучей среды с целью, например, попытки убрать обломки из определенной области.

На фиг. 3 показана скважина 14 со скважинным аппаратом 10, содержащим устройство уплотнения кольцевого пространства, которое имеет элемент 22 пакера, расположенный между скважиной и верхним 18 и

- 21 039611 нижним 16 трубчатыми элементами. Трубчатые элементы 16, 18 имеют продольное отверстие и проходят под и над элементом 22 пакера, который представляет собой один из типов устройства уплотнения кольцевого пространства. Насосно-компрессорная труба 16 и скважинный перфоратор 50 служат соединителем для соединения аппарата 60 и устройства уплотнения кольцевого пространства.

Скважинный аппарат 10 также содержит аппарат 60 под элементом 22 пакера. Аппарат 60 и другие подобные части были описаны ранее на фиг. 1.

Скважинный аппарат 10 может быть использован при испытании пласта на трубах (ИПТ). Аппарат 60 активируется до ИПТ и после того как скважинные перфораторы 50 выполнят перфорационные отверстия 52 в нижнем трубчатом элементе 16. После выполнения перфорационных отверстий 52 в скважине 14 часто остаются обломки, которые могут затруднять прохождение текучих сред и потенциально блокировать или частично блокировать каналы связи, такие как перфорационные отверстия между скважиной 14 и коллектором 51. Емкость 68 имеет отрицательное дифференциальное давление, следовательно, открытие клапана 62 вызывает выброс текучей среды в емкость 68. Для определенных вариантов осуществления настоящего изобретения преимуществом является то, что аппарат 60 активируют после выполнения перфорационных отверстий для способствования очистки скважины от обломков, тем самым способствуя разрешению проблемы заблокированного или частично заблокированного канала связи, что может препятствовать прохождению потока и тем самым поставить под сомнение точность данных от ИПТ.

Этот вариант осуществления будет более детально описан далее.

Продемонстрированная скважина 14 по существу является вертикальной скважиной, содержащей потайную колонну 12а и обсадную колонну 12b. Внутри каждой из потайной/обсадной колонн 12а, 12b находится кольцевое пространство 90А и 90В соответственно. Скважина 14 содержит подвеску 29 потайной колонны. Подвеска 29 потайной колонны представляет собой часть узла подвески потайной колонны, на которую может быть подвешена потайная колонна 12а.

Потайная колонна 12а содержит перфорационные отверстия 52 в нижней части скважины 14, которые позволяют скважинным текучим средам проходить в скважину. Элемент 22 пакера, наряду с верхним трубчатым элементом 26 пакера и нижним трубчатым элементом 24 пакера, образует пакер 20.

Скважинный перфоратор 50 предоставляется в самой нижней части нижнего трубчатого элемента 16 для создания перфорационных отверстий 52 в потайной колонне 12а. Скважинный перфоратор 50 может быть активирован беспроводным способом посредством беспроводных сигналов независимо от активации аппарата 60.

Пакер 20 представляет собой временный пакер, который спускается в скважину 14 с трубчатыми элементами 16, 18 так, что он располагается между потайной колонной 12а и трубчатыми элементами 16, 18. При использовании его активируют так, что он расширяется и устанавливается на потайной колонне 12а для создания продольного уплотнения между трубчатыми элементами 16, 18 и кольцевым пространством.

Держатель 41 прибора расположен на нижнем трубчатом элементе 16. Держатель 41 прибора содержит датчик 43 давления, который присоединен физическим и/или беспроводным способом к беспроводному ретранслятору 45. Ретранслятор 45 содержит приемопередатчик, который может передавать данные из области под элементом 22 пакера и отправлять их далее, например, к поверхности скважины, необязательно посредством ретрансляторов 44, 48 на дополнительные держатели 40, 46 прибора, расположенные на верхнем трубчатом элементе 18. Эти дополнительные держатели 40, 46 прибора также содержат датчики 42, 49 давления, которые соединены с беспроводными ретрансляторами 44, 48. Ретрансляторы 44, 48 содержат приемопередатчики, которые также могут получать сигналы управления с поверхности и отправлять их в область под элементом 22 пакера на приемопередатчик 64 устройства 66 управления клапаном, необязательно посредством беспроводного ретранслятора 45.

Группа 53 дискретных датчиков температуры предоставлена смежно с перфорационными отверстиями 52 и присоединена к устройству 55 управления. В этом варианте осуществления группа содержит множество дискретных датчиков температуры вдоль секции трубы небольшого диаметра.

Клапан 30 испытателя пласта предоставлен в верхнем трубчатом элементе 18 над элементом 22 пакера. Скважинный аппарат 10 дополнительно содержит циркуляционный переводник 32, который обеспечивает путь потока между скважиной и продольным отверстием трубчатых элементов 16 и 18, а также клапан 30 испытателя пласта.

Клапан 30 испытателя пласта выполнен с возможностью обеспечения или предотвращения прохождения текучих сред через трубчатый элемент 18. Вместе с пакером 22 они образуют изолирующие компоненты.

Аппарат 60 расположен под пакером 20 и также под скважинными перфораторами 50.

Приемопередатчик 64, соединенный с устройством 66 управления клапаном, выполнен с возможностью получения беспроводного сигнала управления, а также передачи данных от аппарата 60 под элементом 22 пакера в область над элементом 22 пакера.

Во время ИПТ на клапан 30 испытателя пласта может поступить команда на закрытие для обеспечения повышения давления в коллекторе и скважине 14 под элементом 22 пакера. Повышение давления могут отслеживать для получения полезных данных. В результате повторного открытия клапана 30 испытателя пласта поток скважинных текучих сред также может предоставлять полезные данные. В дан- 22 039611 ных может содержаться информация о свойствах коллектора, таких как давление в коллекторе, и о извлекаемых запасах.

Во время добычи или в течение ИПТ после перфорирования потайной колонны 12а скважинными перфораторами 50 скважинные текучие среды могут проходить в скважину 14 через перфорационные отверстия 52 и в нижний трубчатый элемент 16 через каналы в циркуляционном переводнике 32. Текучие среды проходят через нижний трубчатый элемент 16 к верхнему трубчатому элементу 18 и продолжают движение через клапан 30 испытателя пласта к поверхности.

Однако после работы скважинных перфораторов 50, как правило, образуются обломки в или вокруг перфорационных отверстий, которые могут нарушить проход текучих сред к поверхности. Аппарат 60 может быть использован для создания скачка давления в емкости 68 для убирания обломков до проведения испытания или добычи.

При использовании между емкостью 68 и окружающей частью скважины существует перепад давления. После открытия клапана 62 для обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между частью емкости 68 и окружающей частью скважины вследствие этого отрицательного давления происходит выброс текучей среды в емкость 68. Это резкое падение давления может способствовать убиранию обломков, таких как обломки из перфорационных отверстий, из скважины вблизи аппарата 60.

В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения преимуществом может являться то, что надежность и/или качество информации, полученной из скважины после убирания обломков, повышается, например, во время ИПТ. Более того, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения преимуществом может являться то, что сообщаемость под давлением в скважине улучшается, что впоследствии может повысить расход из коллектора.

Если скважина 14 законсервирована или ликвидирована или если определенная(ые) зона(ы) закрыта(ы) после ИПТ, в определенных вариантах осуществления преимуществом является наличие аппарата 60 в скважине 14, поскольку он может быть использован для очистки перфорационных отверстий и/или пор пласта для улучшения качества информации, полученной от наблюдения за коллектором. Это является особенно полезным, если существует избыточное давление текучей среды для глушения в скважине 14, поскольку это может привести к блокировке или частичной блокировке пор и пласта осадочными отложениями, которые возникают из текучей среды. В некоторых обстоятельствах оператор может заглушить скважину, извлечь колонну и спустить наблюдательную колонну с аппаратом 60 и емкостью 68, но не перфораторами. В таких обстоятельствах могут присутствовать остатки осадочных отложений, препятствующие сообщаемости под давлением из коллектора, и аппарат 60 может быть активирован для улучшения сообщаемости.

В скважину может быть предоставлен датчик для определения коррозии, особенно если за скважиной необходимо наблюдать продолжительное время.

В качестве альтернативы вместо извлечения колонны аппарат 60 (и необязательно другие элементы колонны) могут быть оставлены в скважине и активированы позже, например через 6 месяцев.

В альтернативных вариантах осуществления аппарат 60 может быть активирован в любое время, а не только до ИПТ.

На фиг. 4 показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. Если компоненты такие же, как на фиг. 3, им присваивается тот же номер, однако впереди ставится цифра 1. Эти компоненты не будут снова подробно описаны ниже.

На фиг. 4 показана скважина 114, содержащая подвеску 129 потайной колонны и потайную колонну 112а, и два набора аппаратов 60а и 60b, включая компоненты аппарата 60, описанного на фиг. 1 и 3. Скважина 114 также содержит верхнее устройство уплотнения кольцевого пространства, содержащее верхний элемент 122а пакера, верхний золотниковый клапан 134а, управляемый беспроводным способом, верхний аппарат 60а, а также верхнюю потайную колонну 154а с щелевидными отверстиями. Скважина 114 дополнительно содержит нижнее устройство уплотнения кольцевого пространства, содержащее нижний элемент 122b пакера, нижний золотниковый клапан 134b, управляемый беспроводным способом, нижний аппарат 60b и нижнюю потайную колонну 154b с щелевидными отверстиями. Насосно-компрессорная труба 118 соединяет аппарат 60а с верхним устройством уплотнения кольцевого пространства, а трубчатый элемент 116 соединяет аппарат 60b с нижним устройством уплотнения кольцевого пространства.

Таким образом, в этом варианте осуществления предусмотрена скважина 114 с несколькими продуктивными интервалами со скважинным аппаратом 110, который содержит два элемента 122а и 122b пакера и который разделяет скважину на два участка. Первый, верхний участок содержит верхний элемент 122а пакера, верхний золотниковый клапан 134а, верхний аппарат 60а и верхнюю потайную колонну 154а с щелевидными отверстиями. Второй, нижний участок содержит нижний элемент 122b пакера, нижний золотниковый клапан 134b, нижний аппарат 60b и нижнюю потайную колонну 154b с щелевидными отверстиями.

Потайные колонны 154а, 154b с щелевидными отверстиями создают каналы связи между внутренним пространством потайной колонны 154 и смежным пластом.

Скважина 114 дополнительно содержит пакер, такой как разбухающий пакер 128, между внешней

- 23 039611 поверхностью потайной колонны 112а и окружающей частью пласта.

Верхний трубчатый элемент 118 и нижний трубчатый элемент 116 являются неразрывными и соединены посредством элемента 122а верхнего пакера и элемента 122b нижнего пакера.

Первый и второй участки содержат скважинный аппарат, который спускают в скважину на той же колонне, что и трубчатые элементы 116, 118.

Держатели 140, 141 и 146 прибора предоставлены в каждом участке, а также над элементом 122а пакера. Каждый держатель прибора содержит датчик 142, 143 и 148 давления соответственно и беспроводной ретранслятор 144, 145 и 149 соответственно.

Изолирование участков друг от друга обеспечивает полезные функциональные возможности для проведения операций в каждой смежной зоне в отдельности.

При использовании скважина 114 проходит из нижней зоны через нижнюю потайную колонну 154b с щелевидными отверстиями и в нижний трубчатый элемент 116 через золотниковый клапан 134b. Поток продолжается через нижний трубчатый элемент 116 мимо нижнего элемента 122b пакера, верхнего аппарата 60а и держателя 146 прибора до продолжения прохождения через верхний трубчатый элемент 118 к поверхности. Таким образом, по сравнению с вариантом осуществления по фиг. 3, аппарат 60а выполнен с возможностью обеспечения прохождения потока через трубу без необходимости отклонять поток наружу из нее, поскольку он не занимает все отверстие трубчатого элемента 118.

Из верней зоны поток из скважины проходит через потайную колонну 154а с щелевидными отверстиями и в верхний трубчатый элемент 118 через золотниковый клапан 134а. Поток продолжается через верхний трубчатый элемент 118 мимо верхнего элемента 122а пакера к поверхности.

При использовании поток может проходить из верхней зоны, смежной только со скважиной 114, нижней зоны, смежной только со скважиной 114, или он может быть смешанным, т.е. проходить из двух зон одновременно. Например, текучие среды из потайной колонны 154b с щелевидными отверстиями сочетаются с дополнительными текучими средами, входящими в скважину 114 через верхнюю потайную колонну 154а с щелевидными отверстиями, для создания смешанного потока.

Компоненты варианта осуществления по фиг. 4 особенно подходят для использования при операциях добычи, закачки, испытания скважины или наблюдения за ней. Например, в определенных вариантах осуществления аппарат может быть использован для способствования очистке перфорационных отверстий и пор пласта до фонтанирования скважины или после первого потока.

В других вариантах осуществления после закрытия или глушения зоны она может быть вновь открыта или наблюдение за ней может быть восстановлено для проведения исследования сообщаемости между верхней и нижней зонами или другими скважинами. В таких вариантах осуществления аппарат может быть использован для способствования очистке каналов связи от текучей среды для глушения или устранения других повреждений пласта.

Манометр может отслеживать давление внутри емкостей. Более того, манометры или другие устройства могут заряжаться с помощью батареи.

В некоторых вариантах осуществления нижний элемент 122b пакера представляет собой постоянный пакер с полированным седлом на внутренней поверхности, который входит в зацепление с уплотнителями на трубчатом элементе 116, и вместе они создают устройство уплотнения кольцевого пространства.

На фиг. 5 показано такое испытание в коротком интервале с использованием аппарата 160, как было описано ранее на фиг. 2. Если компоненты такие же, как на фиг. 3 и 4, им присваивается тот же номер, однако впереди ставится цифра 2. Эти компоненты не будут снова подробно описаны ниже.

Устройства уплотнения кольцевого пространства в форме элементов 222а и 222b пакера установлены в обсадной колонне 212, и перфорирующий инструмент 250 получает беспроводной сигнал для активации и пробивания отверстия 252 в обсадной колонне 212 и смежном пласте 251.

Затем аппарат 160 получает сигнал управления для открытия клапана 162 и емкость 168, которая имеет часть 169 с отрицательным дифференциальным давлением, принимает поток управляемым образом из перфорированного интервала 252 между двумя элементами 222а и 222b пакера. Давление отслеживается датчиком 243 давления до открытия клапана 162 и по мере вхождения потока в камеру 167 для текучей среды над плавающим поршнем 174. Одновременно текучая среда для управления давлением, такая как нефть, продвигается через клапан 162 из камеры 167 для текучей среды (под плавающим поршнем 174) в камеру 169 пониженного давления.

Клапан 162 закрыт до значительного повышения давления в камере 169 пониженного давления. Это сохраняет более постоянную разность давлений между камерой 169 пониженного давления и камерой 167 для текучей среды, что, в свою очередь, обеспечивает более постоянный расход текучих сред, входящих в камеру 167 для текучей среды и тем самым обеспечивает более значимые данные.

В альтернативных вариантах осуществления клапан 162 не закрыт, вместо этого поршень упирается в нижнюю границу 167В камеры 167 для текучей среды. В таких вариантах осуществления клапан 162 может, таким образом, быть относительно простым клапаном однократного действия.

Следовательно, относительно ограниченное испытание на приток может быть проведено в коротком интервале между элементами 222а, 222b пакера. Данные от датчиков 243 давления или других датчиков, находящихся в связи с коротким интервалом, например, между двумя элементами 222а, 222b па- 24 039611 кера или под нижним элементом 222b пакера в канале 165 для потока, могут предоставить полезную информацию об испытании на приток. Это может устранить необходимость в проведении длительной и намного более дорогой процедуры полномасштабного испытания скважины или даже испытания без вывода текучей среды на поверхность, при котором текучие среды вытесняются на поверхность. Данные от датчика(ов) давления могут быть переданы беспроводным способом, например, посредством акустических или электромагнитных сигналов, на поверхность для наблюдения.

Для такого испытания на приток в коротком интервале доступно множество альтернативных вариантов. Могут быть проведены два или более подобных испытания на приток. В одном варианте осуществления клапан 162 может быть вновь открыт и большее количество текучей среды входит в камеру 167 для текучей среды, причем эта последовательность открытия/закрытия может повторяться, пока камера 167 для текучей среды не наполнится. В качестве альтернативы или дополнения могут быть предоставлены дополнительные емкости с отрицательным дифференциальным давлением для проведения дополнительного испытания на приток. В обоих случаях оператор может сместить элементы 222а, 222b пакера, переместить аппарат 160, установить элементы 222а, 222b пакера заново и затем провести последующее испытание на приток другого короткого интервала.

В одном альтернативном варианте осуществления насос управляет каналом 163 (или дополнительным каналом) между камерой 167 для текучей среды и камерой 169 пониженного давления. Он может использоваться после процедуры, описанной выше, для перекачивания текучей среды из камеры 169 пониженного давления обратно в камеру 167 для текучей среды, и аппарат 160 может быть использован снова. Конечно, в таких вариантах осуществления канал 161 может иметь выпускное отверстие в область 291А кольцевого пространства под элементом 222b пакера. Когда текучая среда для управления давлением закачивается обратно в камеру 167 для текучей среды (под плавающим поршнем 174), текучая среда над плавающим поршнем 174, которую предварительно взяли из интервала, может быть выпущена в область 291А кольцевого пространства за пределы интервала и под элемент 222b пакера.

В качестве дополнительного варианта может быть предоставлена вторая емкость с отрицательным дифференциальным давлением, предпочтительно выполненная наподобие емкости 60, показанной на фиг. 1. Она может быть использована для чистки интервала до использования аппарата 160 с целью проведения испытания на приток в коротком интервале, как описано выше.

После испытания в коротком интервале может быть полезным управление интервалом за счет добавления текучей среды для глушения.

Таким образом, необязательно может быть предоставлен золотниковый клапан 230 между колонной 218 насосно-компрессорных труб и окружающим кольцевым пространством 290А, которое может быть открыто для обеспечения сообщаемости под давлением между интервалом и колонной над ним, например, для обеспечения прохождения текучей среды для глушения в интервал.

Аппарат 60, 160 может быть использован во множестве скважин и не ограничивается продемонстрированными примерами.

На фиг. 6 показан альтернативный вариант осуществления аппарата 260 с емкостью 268. Компоненты, общие с предыдущими вариантами осуществления, не описываются снова для краткости. В отличие от предыдущих фигур, емкость 268 с клапаном 262 представляет собой часть, образованную окружающей обсадной колонной 212. Такой аппарат 260, как правило, спускается на обсадной колонне 212 при заканчивании скважины. Преимуществом такого варианта осуществления является то, что емкость может иметь большие объемы без спуска дополнительных труб в скважину. Аппарат 260 может иметь обводную линию 92 для потока, управляемую насосом 93 для цементирования во время заканчивания. Такие варианты осуществления являются полезными для очистки носка горизонтальной скважины.

Более того, варианты осуществления могут быть использованы для удаления жидкости, такой как вода, из газовой скважины. В определенных случаях в газовой скважине добыча осуществляется из верхней зоны или участка зоны и столб жидкости препятствует добыче газа из нижней зоны или участка зоны, который не имеет достаточно давления для преодоления совокупности гидростатического напора столба жидкости и давления верхней зоны или участка зоны. Таким образом, столб жидкости является захваченным в скважине и препятствует добыче из нижней зоны или участка зоны. Определенные варианты осуществления настоящего изобретения, такие как вариант осуществления по фиг. 6, могут быть использованы для удаления части столба жидкости для способствования добыче в нижней зоне или участке зоны.

Множество клапанов может быть использовано с аппаратом, описанным в настоящем документе. На фиг. 7 изображен один пример узла 500 клапана в закрытом положении А и в открытом положении В. Узел 500 клапана содержит корпус 583, первый впускной канал 581, второй выпускной канал 582 и запирающий элемент в форме поршня 584. Узел клапана дополнительно содержит исполнительный механизм, который содержит винтовой шпиндель 586 и двигатель 587.

Первый канал 581 представляет собой впускное отверстие, а второй канал 582 представляет собой выпускное отверстие. Первый канал 581 находится на первой стороне корпуса 583, а второй канал 582 находится на второй стороне корпуса 583; таким образом, первый канал 581 расположен под углом 90 градусов относительно второго канала 582.

- 25 039611

Поршень 584 находится в корпусе 583. Уплотнения 585 расположены между поршнем 584 и внутренней стенкой корпуса 583 для изолирования первого канала 581 от второго канала 582, когда узел 500 клапана находится в закрытом положении А, а также для изолирования каналов 581, 582 от исполнительного механизма 586, 587, когда узел клапана находится в закрытом А и/или открытом В положении.

Поршень 584 имеет резьбовое отверстие со стороны, которая ближе к двигателю 587, которое проходит по существу в поршень 584, но не проходит через весь поршень 584.

Винтовой шпиндель 586 вставляется в резьбовое отверстие в поршне 584. Винтовой шпиндель 586 частично проходит в поршень 584, когда узел 500 клапана находится в закрытом положении А. Винтовой шпиндель 586 проходит по существу в поршень 584, когда узел клапана находится в открытом положении В.

При использовании узел клапана первоначально находится в закрытом положении А. Сторона поршня 584 расположена смежно с первым каналом 581, верхняя сторона поршня 584 расположена смежно со вторым каналом 582; таким образом, первый канал 581 изолирован от второго канала 582. Это предотвращает прохождение потока текучей среды между первым каналом 581 и вторым каналом 582. Когда исполнительный механизм получает сигнал, указывающий на открытие клапана, двигатель начинает поворачивать винтовой шпиндель 586, который, в свою очередь, перемещает поршень 584 к двигателю 587. По мере движения поршня 584 винтовой шпиндель 586 далее вставляется в поршень 584, пока одна сторона поршня 584 не станет смежной двигателю 587. В этом положении первый канал 581 и второй канал 582 являются открытыми и текучая среда может проходить внутрь через первый канал 581 и наружу через второй канал 582.

Изменения и улучшения могут быть включены в настоящий документ без отступления от объема настоящего изобретения. Например, могут быть использованы различные расположения емкости и электронных устройств, таких как электронные устройства, предусмотренные в аппарате под емкостью.

В альтернативных вариантах осуществления можно передавать сигналы от аппарата на поверхность без ретрансляторов, особенно в тех, в которых используется электромагнитная связь. Ретрансляторы могут быть предоставлены в других местоположениях в скважине, например в обсадной колонне.

Более того, хотя штуцеры, продемонстрированные в настоящем документе, представляют собой штуцеры с уменьшенным диаметром, могут быть использованы другие типы штуцеров, например увеличенный участок с ограниченным диаметром.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ извлечения текучих сред из скважины с использованием датчика давления в скважине;

аппарата в скважине под устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом устройство уплотнения кольцевого пространства входит в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны или стволом скважины в скважине и находится по меньшей мере на 100 м ниже устья скважины; и соединителя для присоединения аппарата к устройству уплотнения кольцевого пространства, при этом соединитель находится над аппаратом и под устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом аппарат содержит емкость, имеющую объем по меньшей мере 50 л;

канал для обеспечения гидродинамической связи и сообщения по текучей среде между внутренним пространством и внешним пространством емкости;

узел механического клапана, имеющий запирающий элемент, выполненный с возможностью перемещения для выборочного обеспечения или предотвращения прохождения текучей среды в по меньшей мере часть емкости через канал;

механизм управления для управления узлом механического клапана, содержащий устройство связи, выполненное с возможностью получения сигнала управления для перемещения запирающего элемента, при этом способ включает следующие этапы:

герметизацию емкости на поверхности, а затем доставку ее в скважину, вследствие чего аппарат перемещают от поверхности в скважину под устройством уплотнения кольцевого пространства с герметизированной емкостью, причем давление в по меньшей мере части указанного внутреннего пространства емкости меньше, чем в указанном внешнем пространстве емкости в течение по меньшей мере одной минуты;

отправку сигнала управления из области над устройством уплотнения кольцевого пространства на устройство связи по меньшей мере частично посредством беспроводного сигнала управления, переданного по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной и акустической;

перемещение запирающего элемента в ответ на указанный сигнал управления для обеспечения возможности прохождения текучей среды в емкость; и втягивание по меньшей мере 5 л текучей среды в емкость, вызванное тем, что давление в по меньшей мере части указанного внутреннего пространства емкости меньше, чем в указанном внешнем пространстве емкости,

- 26 039611 причем датчик давления находится под устройством уплотнения кольцевого пространства, при этом датчик давления присоединяют к беспроводному передатчику и данные передают от беспроводного передатчика в область над устройством уплотнения кольцевого пространства по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной и акустической.
2. Способ по предыдущему пункту, отличающийся тем, что запирающий элемент перемещают по меньшей мере за две минуты до и/или по меньшей мере через две минуты после активации любого скважинного перфоратора.
3. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что барьер предоставляют в скважине и канал аппарата предоставляют под барьером, когда клапан перемещают для обеспечения возможности прохождения текучей среды в емкость.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что по меньшей мере участок скважины законсервирован или ликвидирован под барьером.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что аппарат доставляют на одном из трубы, бурильной трубы или обсадной колонны/потайной колонны и при этом аппарат необязательно доставляют в скважину в ходе той же операции, при которой устройство уплотнения кольцевого пространства доставляют в скважину.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что скважину закрывают на поверхности или в стволе после спуска аппарата и до перемещения запирающего элемента в ответ на сигнал управления.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что устройство уплотнения кольцевого пространства представляет собой первое устройство уплотнения кольцевого пространства и канал аппарата предоставляют над вторым устройством уплотнения кольцевого пространства.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что включает проведение испытания в коротком интервале, при этом первое устройство уплотнения кольцевого пространства и второе устройство уплотнения кольцевого пространства разнесены меньше чем на 10 м, необязательно меньше чем на 5 м, или меньше чем на 2 м, или меньше чем на 1 м, или меньше чем на 0,5 м.
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что включает использование аппарата для проведения испытания в интервале, исследования методом понижения уровня, испытания на приток, исследования методом кривых восстановления давления, испытания давлением или исследования сообщаемости, такого как гидропрослушивание или испытание на интерференцию.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что дополнительно включает проведение процедуры в скважине, причем процедура включает одно или более из следующего: захват изображения, исследование методом кривых восстановления давления, исследование методом понижения уровня, исследование сообщаемости, такое как испытание на интерференцию или гидропрослушивание, испытание на приток, испытание давлением, испытание пласта на трубах (ИПТ), расширенное испытание скважины (РИС), обработка скважины/коллектора, такая как кислотная обработка, испытание на приемистость в интервале, испытание на проницаемость, гидроразрыв пласта или минигидроразрыв пласта, процедура закачивания, операция заполнения гравийной набивкой, операция перфорирования, доставка колонны, капитальный ремонт, консервация и ликвидация.
11. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что скважина представляет собой газовую скважину и аппарат используют для втягивания текучей среды из скважины в емкость для снижения гидростатического напора нижнего участка зоны.
12. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что емкость содержит камеру для текучей среды, находящуюся в сообщении по текучей среде с каналом, и камеру пониженного давления, при этом механизм управления управляет сообщением по текучей среде между камерой для текучей среды и камерой пониженного давления.
13. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что аппарат содержит штуцер, необязательно нерегулируемый или регулируемый.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что емкость имеет объем, составляющий по меньшей мере 100 л, причем по меньшей мере 100 л скважинной текучей среды втягивают в емкость.
15. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что в дополнение к емкости предоставляют по меньшей мере одну вспомогательную емкость, объем которой составляет по меньшей мере 1 л, при этом по меньшей мере одна вспомогательная емкость имеет устройство управления для управления сообщением между внутренним пространством и внешним пространством вспомогательной емкости, причем устройство управления содержит узел механического клапана, при этом давление внутри вспомогательной емкости выше, чем снаружи вспомогательной емкости или при этом аппарат содержит насос, который перекачивает текучую среду в/из внутреннего пространства по меньшей мере одной вспомогательной емкости из/во внешнее пространство вспомогательной емкости.
16. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что беспроводной сигнал управления передают в виде по меньшей мере одного из электромагнитных сигналов и акустических сигналов управления.