RU2423600C2 - Очистка ствола скважины с использованием забойных насосов - Google Patents
Очистка ствола скважины с использованием забойных насосов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2423600C2 RU2423600C2 RU2008147652/03A RU2008147652A RU2423600C2 RU 2423600 C2 RU2423600 C2 RU 2423600C2 RU 2008147652/03 A RU2008147652/03 A RU 2008147652/03A RU 2008147652 A RU2008147652 A RU 2008147652A RU 2423600 C2 RU2423600 C2 RU 2423600C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- transport system
- borehole
- tubular transport
- flushing nozzle
- Prior art date
Links
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 239000011343 solid material Substances 0.000 claims description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 6
- 238000013019 agitation Methods 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 4
- 239000011344 liquid material Substances 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 13
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 13
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000239290 Araneae Species 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000009993 protective function Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0078—Nozzles used in boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
Abstract
Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к системам для очистки ствола скважины. Устройство включает трубчатую транспортную систему, проходящую в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны, двигатель, смонтированный на конце трубчатой системы, насос, соединенный с двигателем, промывочное сопло, соединенное с насосом, силовой кабель, проложенный через трубчатую систему с поверхности для подачи мощности на двигатель. Насос скомпонован так, что, будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем, насос вытягивает материал из скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую систему к поверхности. Повышается эффективность очистки, расширяются технологические возможности. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 11 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к системам для очистки ствола скважины, которые позволяют удалять материалы, препятствующие потоку в буровой скважине. В частности изобретение относится к системе для применения в таких скважинах, как нефтяные и газовые скважины.
Уровень техники
Когда нефть и газ извлекаются из эксплуатационных скважин, накапливается песок и тяжелые нефтяные фракции, которые поступают через перфорационные каналы. Они являются слишком тяжелыми, чтобы выходить на поверхность вместе с обычными текучими средами, добываемыми из скважины при нормальных темпах добычи, и имеют тенденцию накапливаться в низменных зонах, как показано на фигурах 1 и 2. В дополнение буровые растворы, используемые во время процесса бурения, обычно являются более тяжелыми, чем пластовые жидкости, и также склонны к скоплению в низменных участках скважины. Наконец, расклинивающий наполнитель, употребляемый в ходе выполнения работ гидравлического разрыва пласта, не всегда удаляется полностью. Проблема накопления является в особенности серьезной там, где траектория скважины 10 горизонтальна или близка к таковой в продуктивном пласте 12, и имеет место формирование отстойников (зумпфов) 14. Отложения 16 в этих участках сокращают эффективное сечение скважины 10 с соответствующим снижением проходного сечения потока 18 и поэтому увеличивают падение давления добываемых текучих сред. Чтобы поддерживать или повышать продуктивность такой скважины, необходимо удалять эту песчаную насыпь. Общеупотребительные способы удаления песчаной насыпи (или очистки) включают гидромониторное размывание под высоким давлением через гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра (CT, НКТ) для взмучивания материала насыпи вокруг инструмента для очистки ствола скважины и выноса его на поверхность путем медленного вытягивания СТ-трубопровода наверх с потоком гидромониторной жидкости и добываемой жидкости, выносящим размытый материал насыпи на поверхность. Это гидромониторное струйное размывание под высоким давлением повышает забойное давление (ВНР) в нефтеносном слое, но, несмотря на это, только оно и применяется на буровых скважинах в пластах, которые могут выдерживать гидростатическое давление всего столба жидкости (или столба пены в случае очистных операций с помощью пены) и возрастание давления вследствие гидромониторного размывания. Пример одной такой технологии представляет система PowerCLEAN service, предлагаемая нефтесервисной компанией Schlumberger.
В большинстве областей применения очистки скважин давление в нефтеносном слое является достаточно высоким и проницаемость горной породы достаточно низкой, чтобы обеспечить возможность повышения давления в скважине в ходе проведения операций очистки. В иных обстоятельствах для выноса материала насыпи может быть использована пена. Однако все еще есть многочисленные скважины, которые либо не могут выдерживать столб пены, либо употребление пены ограничено по логистическим соображениям (например, условиями поставки и утилизации азотной пены). В этих ситуациях существующее решение для очистки представляет собой только система концентрической гибкой трубы (CCT) для приведения в действие забойного струйного насоса. Применение концентрической гибкой трубы (CCT) предполагает интенсивное использование жидкости под давлением для размывания насыпи и имеет ограничение по длине, обусловленное весом системы “coil-in-coil” («гибкая труба в гибкой трубе»).
Примеры CCT-технологий могут быть найдены в патентах US 2548616, US 5033545, US 52699384, US 5375669, US 6263984, US 6015015, US 6497290, US 6640897, US 6712150, US 5503014 и WO 2005085580 А.
Настоящее изобретение направлено на представление технологий, альтернативных системе концентрической гибкой трубы (CCT), в то же время с увеличением глубин, на которых могут быть выполнены операции очистки скважины. Изобретение основывается на применении забойного насоса, который приводится в действие с помощью кабеля, проложенного внутри трубной транспортной системы.
Описание изобретения
Один аспект изобретения представляет устройство для очистки ствола скважины, включающее:
- трубчатую транспортную систему, протяженную в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны;
- двигатель, смонтированный на конце трубчатой транспортной системы, которая при употреблении вводится в буровую скважину;
- насос, соединенный с двигателем и имеющий промывочное сопло;
- силовой кабель, проложенный через трубчатую транспортную систему с поверхности для подачи мощности на двигатель;
причем насос скомпонован так, что, будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем, насос вытягивает материал из буровой скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую транспортную систему к поверхности.
Второй двигатель и насос могут быть расположены в трубчатой транспортной системе выше насоса так, чтобы обеспечивать дополнительный импульс для подъема материала, удаляемого из скважины. Дополнительные «подкачивающие» насосы могут быть добавлены этим путем вплоть до исчерпания предельного значения мощности силового кабеля.
Трубопровод для подачи газа может быть протянут по меньшей мере в части пути вдоль трубчатой транспортной системы внутри таковой и расположен для введения газа в выносящий материал поток в трубчатой транспортной системе выше насоса.
Устройство дополнительно может включать фильтр между промывочным соплом и насосом для предотвращения попадания крупнозернистого материала в насос из буровой скважины. Предпочтительно фильтр удаляет из потока материал с величиной частиц больше чем 1 мм.
В особенности предпочтительно, что устройство включает средство для перемещения промывочного сопла, когда насос работает в забойной зоне. Перемещение промывочного сопла может быть использовано для дополнительного размывания насыпи и суспендирования ее в жидкостях в скважине. Средство может вращать и/или возвратно-поступательно перемещать промывочное сопло. Для обеспечения этого взмучивающего перемещения может быть предусмотрен отдельный двигатель. Альтернативно, для этой цели может быть создано механическое соединение с ротором насоса.
Приспособления могут быть предусмотрены снаружи и/или внутри промывочного сопла для ускорения потока материала при работе в забойной зоне, для способствования перемещению твердых материалов.
Трубчатая транспортная система предпочтительно представляет собой гибкий трубопровод.
Еще один аспект изобретения представляет способ очистки скважины с использованием установки, как определенной выше, включающий:
- введение трубчатой транспортной системы в буровую скважину так, чтобы разместить промывочное сопло в очищаемой зоне;
- работу насоса для выведения жидкости и твердого материала из зоны и перекачивания их на поверхность через трубчатую транспортную систему.
Способ дополнительно может включать введение газа в материалы в трубчатой транспортной системе для создания пены с уменьшенной плотностью, чтобы способствовать выкачиванию материалов на поверхность.
Предпочтительно твердые материалы взмучиваются в забойной зоне для облегчения удаления насосом.
Промывочное сопло может вращаться или перемещаться возвратно-поступательно во время работы насоса.
Попеременное продвижение вперед и назад трубчатой транспортной системы на ограниченное расстояние может быть использовано для возвратно-поступательного перемещения забойного конца транспортной системы в очищаемой зоне.
В одном варианте осуществления трубчатая транспортная система вдвигается до тех пор, пока насос не достигнет донной части очищаемой зоны, и производится постепенное вытягивание транспортной системы для перемещения насоса вверх через зону во время работы насоса. В еще одном варианте исполнения трубчатая транспортная система вдвигается до тех пор, пока насос не достигнет верхней части очищаемой зоны, и производится постепенное продвижение транспортной системы вперед для перемещения насоса вниз через зону во время работы насоса.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 показывает схематический вид скважины, в которой может быть использовано изобретение;
фигура 2 показывает поперечное сечение скважины по линии А-А, изображенной на фигуре 1;
фигура 3 показывает схематический вид системы согласно изобретению, используемой в скважине;
фигура 4 показывает подробный вид части системы, изображенной на фигуре 3;
фигура 5 показывает вариант исполнения изобретения для обработки крупнозернистых материалов в насыпи;
фигура 6 показывает вариант осуществления изобретения для взмучивания материала насыпи;
фигуры 7-9 показывают приспособления, которые могут быть добавлены к промывочному соплу для улучшения взмучивания материала насыпи.
Вариант(ы) осуществления изобретения
Фигура 3 показывает применение системы согласно варианту осуществления изобретения в скважине типа, показанного на фигурах 1 и 2. Система включает поверхностную систему гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра (CT, НКТ) 20, которая разматывает намотанный на барабан трубопровод 22 в скважину 24 через оборудование для контроля давления на устье скважины 26. Двигатель с электрическим приводом 28 и насос 30 располагаются на конце системы гибких насосно-компрессорных труб малого диаметра (CT, НКТ) 22. Силовой кабель 32 (см. фигуру 4) проложен от поверхности до двигателя 28 через СТ-трубопровод 22, выполняющий защитную функцию. СТ-трубопровод 22 также действует как труба для удаления песчано-жидкостной смеси. Насос 30 скомпонован, чтобы осуществлять прокачку в «обращенном» режиме, засасывая с нижнего конца и подавая жидкость и твердые материалы насыпи вверх через сам насос 30 и через СТ-трубопровод 22 к поверхности. СТ-трубопровод изолирует скважину от любого повышения давления, создаваемого насосом, так как он откачивает жидкость на поверхность так, чтобы избежать разрушения пласта. Это может быть в особенности важным в нефтяных слоях с низким забойным давлением (ВНР), которые могут быть легко повреждены при относительно малом повышении величин давления в буровой скважине сверх существующего пластового давления.
Мощность, требуемая для преодоления гидростатического давления вертикального веса (фактической вертикальной глубины скважины, TVD), может быть относительно высокой по сравнению с мощностью, обычно употребляемой для забойных инструментов, питаемых через электрический кабель (например, инструментов, спускаемых в скважину на тросе). Поскольку электрическая мощность величиной 3-9 кВт обычно употребляется для питания насоса с помощью современной технологии инструмента на тросе, для производительности насоса величиной 10 галлонов в минуту (которая считается подходящей для этого варианта применения) поток может быть обеспечен только для нескольких первых километров (в зависимости от размера СТ-трубопровода и плотности и вязкости песчано-жидкостной смеси). Поэтому может потребоваться дополнительная подкачка для перемещения жидкостной смеси на поверхность, где она может быть утилизирована или разделена.
Один способ повышения гидравлической мощности состоит в добавлении второй комбинации «насос/двигатель» 34 в серии с первым насосом согласно настоящему изобретению; либо непосредственно рядом с ним, либо в отдалении вдоль СТ-трубопровода 22. Еще один способ применения двойных насосов для выноса бурового шлама во время бурения раскрыт в патенте GB2416550A.
Еще один предпочтительный способ содействия выносу жидкости на поверхность представляет собой прокладку канала управляющей линии 38 вдоль СТ-трубопровода (до точки 36) для введения газообразного азота через сопло 40. Длина этого управляющего канала 38 может быть определена заблаговременно на основе сведений о геометрии скважины, так как введение газа в СТ-трубопровод является предпочтительным выше горизонтального участка. Это будет снижать гидростатический вес жидкости выше точки введения, поскольку газ движется вверх, и также будет устранять опасность создания газовой «пробки», если газ был введен ниже (если газ вводится в горизонтальной секции 42, то насос 30 понадобится для выталкивания жидкости и газа вверх по СТ-трубопроводу 22, тем самым увеличивая потери в системе и вызывая условия «пробкового» течения, где газ и жидкость протекают на поверхность попеременно, «со скоплениями газа и жидкости»; что ведет к снижению эффективности системы в плане производительности выноса).
В случае образования песчаной пробки, где невозможно заставить конец СТ-трубопровода 22 продвинуться вперед простым проталкиванием СТ-трубопровода с поверхности, работа насоса может быть начата с верхней части пробки, и СТ-трубопровод 22 будет медленно продвигаться в скважину с выкачиванием смеси скважинной жидкости и песка.
Средство механического взмучивания песка может быть преимущественным в этой ситуации с тем, чтобы сделать песок подвижным и облегчить его течение через насос и вверх по СТ-трубопроводу. Такие средства описываются ниже более подробно со ссылкой на фигуры 7-9.
В случае остаточных буровых растворов или тяжелых нефтяных фракций установка может быть продвинута до дна скважины и выведена из буровой скважины во время работы насоса. В этом варианте употребляются тяжелые жидкости позади (то есть выше) установки для действия в качестве временного динамического закупоривания, и удаление жидкости из нижней части скважины может создать локализованное снижение давления в пласте на этом уровне. Если верхняя жидкость не является в достаточной мере вязкой, то снижение давления в пласте не будет реализовываться локально, но, скорее, от снижения уровня жидкости в скважине, в свою очередь, уменьшая гидростатическое давление во всей скважине. Если это нежелательно, вода или иная подходящая жидкость может быть введена в устье скважины для компенсации удаления жидкости через СТ-трубопровод.
Во время операции очистки установка может столкнуться с гравием и крупными частицами, которые оседают в нижнюю часть скважины и смешиваются с песчаной насыпью. Один конкретный вариант осуществления изобретения для применения в таких обстоятельствах показан на фигуре 5. В этом варианте осуществления двигатель насоса 50 соединен с ротором 52 винтового насоса Муано объемного ротационного типа, имеющего эластомерный статор 54. «Паук» для удаления мелких предметов из скважины 56 добавляется между соплом насоса 58 и насосом 52, 54 и может быть использован для удержания крупных частиц, которые в противном случае могли бы повредить насос или которые не могут быть эффективно транспортированы на поверхность, в то же время позволяя проходить мелким частицам, встречающимся в скважине. Типичный диаметр прохождения частиц может составлять <1 мм.
Эффективность взмучивания песчаной насыпи может быть значительно повышена, если имеет место механическое перемешивание некоторого вида. Существуют разнообразные технологии, которые могут быть применены для создания механического взмучивания мелкодисперсных частиц и песка.
Поверхностный струйный насос может быть применен для ударного перемещения СТ-трубопровода назад и вперед на заранее заданное расстояние (например, на 1 фут (300 мм), когда промывочное сопло продвигается через песчаную насыпь).
Второй двигатель может быть предусмотрен на верхнем конце насосного инструмента для вращения промывочного сопла насоса, как показано на фигуре 6. В этом варианте осуществления электрический мотор 60 расположен в СТ-трубопроводе 62 вблизи промывочного сопла 64. Промывочное сопло 64 снабжено проволочной щеткой или дробилкой 66. Работа мотора 60 состоит во вращении промывочного сопла 64 и щетки или дробилки 66 для взмучивания песчаной насыпи.
Приспособления могут быть добавлены к промывочному соплу или вокруг него для механического перемешивания песчаной насыпи при вращении промывочного сопла. Фигуры 7-9 показывают примеры таких приспособлений. На фигуре 7 лопасти/зубцы и нарезки 70 сформированы соответственно вокруг и внутри промывочного сопла 72, чтобы ускорять движение материала насыпи при вращении промывочного сопла 72. На фигуре 8 твердые штифты 74 размещены вокруг промывочного сопла 72 для той же цели. На фигуре 9 щетка 76 соединена с ротором насоса (не показан) и выступает через промывочное сопло 72 внутрь материала насыпи. Когда ротор вращается, щетка 76 вращается для разрыхления материала насыпи. Эти и/или другие приспособления могут быть применены по отдельности или в комбинации для улучшения разрыхления материала насыпи.
В еще одном варианте исполнения гидравлическая мощность насоса может быть использована для создания медленного возвратно-поступательного движения промывочного сопла (например, с помощью маломощной турбины), которое может способствовать взмучиванию материала насыпи с использованием таких приспособлений, какие описаны выше.
Фигура 10 показывает вариант исполнения, в котором промывочное сопло 80 (несущее щетку/дробилку 82, подобную таковой, показанной на фигуре 6) соединено с нижней частью ротора насоса 84 (например, для поршневого насоса прямого вытеснения типа Муано), который приводится в действие электрическим мотором 86. При его применении некоторая часть мощности мотора 86 используется для вращения промывочного сопла и щетки/дробилки 82 и остальная часть мощности используется для закачивания взмученного материала насыпи.
Фигура 11 показывает один конкретный механизм для преобразования вращательного движения ротора насоса в возвратно-поступательное движение промывочного сопла. В этом варианте исполнения насоса типа Муано, имеющего ротор 90 и статор 92, ротор 90 приводится в движение двигателем 94. Корпус статора простирается до его нижнего конца и несет промывочное сопло 96, смонтированное так, чтобы быть в состоянии соскальзывать в него. Шпонки 98, расположенные между статором 92 и промывочным соплом 96, предотвращают относительное вращение статора и промывочного сопла, в то же время позволяя относительное осевое смещение. Поворотный патрон с байонетными пазами 100 располагается внутри промывочного сопла 96 и соединен с ротором насоса 90 с помощью приводного вала 102. Байонетный паз 104 сформирован на наружной поверхности патрона 100. Штифт 106 выступает из внутренней поверхности промывочного сопла 96 так, чтобы входить в зацепление с байонетным пазом 104. Когда патрон 100 приводится во вращение ротором 90, штифт 106 вынужден следовать направлению байонетного паза 104, в свою очередь, побуждая промывочное сопло сдвигаться в осевом направлении к статору 92 (байонетный паз 104 и штифт 106 действуют по типу копира и кулачкового следящего элемента для преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное перемещение). В зависимости от конкретной конструкции ротора и статора разнообразные механизмы могут быть использованы для обеспечения вращательного движения промывочного сопла. Таковые могут включать простые приводные валы, валы, соединенные с помощью карданных шарниров, дисковые вариаторы и прочие подобные устройства.
Ограничение того, насколько далеко насос может быть продвинут в скважину, обычно обусловливается спиральной блокировкой СТ-трубопровода в наклонной скважине. Один способ обойти это ограничение состоит в подсоединении электрического скважинного агрегата для проталкивания насоса вглубь и затем выведения его из зацепления и выключении для возможности накачивания при перемещении СТ-трубопровода, и выкачивании назад в сторону поверхности. Гидравлические агрегаты также могут быть использованы при закачивании в «стандартной» циркуляции (то есть вниз по СТ-трубопроводу). Однако их параметры потока могут иметь тенденцию к повышению забойного давления (ВНР), которое может быть нежелательным в условиях нефтяных слоев с очень низким давлением.
Насос также может содержать расположенный выше него отражатель потока, управляемый с поверхности с помощью оптического или электрического устройства, который позволял бы открывать проходы в затрубное пространство для течения через СТ-трубопровод в случаях, когда требуется управление скважиной или очистка СТ-трубопровода. Как только СТ-трубопровод очищается или устраняются любые затруднения, отражатель потока может закрыть проходы, и может быть возобновлена нормальная «обратная» циркуляция.
Даже без вышеописанного отражателя потока течение в «стандартном» направлении с поверхности также может быть использовано для очистки фильтра от накопившегося мелкого гравия путем выталкивания его вверх по буровой скважине и затем опускания инструмента обратно вниз до насыпи и проведения операции очистки.
Будет понятно, что разнообразные технологии, описанные выше, могут быть скомбинированы для достижения описанных преимуществ. Прочие изменения могут быть сделаны без выхода за рамки изобретения.
Claims (20)
1. Устройство для очистки буровой скважины, содержащее:
трубчатую транспортную систему, проходящую в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны;
двигатель, смонтированный на конце трубчатой транспортной системы, которая при эксплуатации вводится в буровую скважину;
насос, соединенный с двигателем;
промывочное сопло, соединенное с насосом;
силовой кабель, проложенный через трубчатую транспортную систему с поверхности для подачи мощности на двигатель;
причем насос скомпонован так, что будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем насос вытягивает материал из буровой скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую транспортную систему к поверхности.
трубчатую транспортную систему, проходящую в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны;
двигатель, смонтированный на конце трубчатой транспортной системы, которая при эксплуатации вводится в буровую скважину;
насос, соединенный с двигателем;
промывочное сопло, соединенное с насосом;
силовой кабель, проложенный через трубчатую транспортную систему с поверхности для подачи мощности на двигатель;
причем насос скомпонован так, что будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем насос вытягивает материал из буровой скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую транспортную систему к поверхности.
2. Устройство по п.1, дополнительно включающее в себя один или более дополнительных двигателей и насосов, размещенных в трубчатой транспортной системе выше насоса.
3. Устройство по п.1, дополнительно включающее в себя трубопровод для подачи газа, проходящий, по меньшей мере, по части пути вдоль трубчатой транспортной системы внутри таковой и предназначенный для введения газа в смесь жидкости/материала в трубчатой транспортной системе выше насоса.
4. Устройство по п.1, дополнительно включающее в себя фильтр между промывочным соплом и насосом для предотвращения попадания крупнозернистого материала в насос из буровой скважины.
5. Устройство по п.4, в котором фильтр удаляет из потока материал с величиной частиц больше чем 1 мм.
6. Устройство по п.1, дополнительно включающее в себя средство для перемещения промывочного сопла, когда насос работает в забойной зоне.
7. Устройство по п.6, в котором средство вращает и/или возвратно-поступательно перемещает промывочное сопло.
8. Устройство по п.6, в котором средство включает в себя отдельный двигатель.
9. Устройство по п.6, в котором средство включает в себя соединение с двигателем насоса.
10. Устройство по п.1, в котором снаружи и/или внутри промывочного сопла располагаются приспособления для ускорения течения материала при работе в забойной зоне для содействия перемещению твердых материалов.
11. Устройство по п.1, в котором трубчатая транспортная система включает гибкий трубопровод.
12. Способ очистки скважины, заключающийся в том, что:
обеспечивают устройство, содержащее:
трубчатую транспортную систему, проходящую в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны;
двигатель, смонтированный на конце трубчатой транспортной системы, которая при эксплуатации вводится в буровую скважину;
насос, соединенный с двигателем;
промывочное сопло, соединенное с насосом;
силовой кабель, проложенный через трубчатую транспортную систему с поверхности для подачи мощности на двигатель;
причем насос скомпонован так, что будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем насос вытягивает материал из буровой скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую транспортную систему к поверхности;
вводят трубчатую транспортную систему в буровую скважину так, чтобы разместить промывочное сопло в очищаемой зоне;
обеспечивают работу насоса для выведения жидкости и твердого материала из зоны и перекачивания их на поверхность через трубчатую транспортную систему.
обеспечивают устройство, содержащее:
трубчатую транспортную систему, проходящую в буровой скважине от поверхности до очищаемой зоны;
двигатель, смонтированный на конце трубчатой транспортной системы, которая при эксплуатации вводится в буровую скважину;
насос, соединенный с двигателем;
промывочное сопло, соединенное с насосом;
силовой кабель, проложенный через трубчатую транспортную систему с поверхности для подачи мощности на двигатель;
причем насос скомпонован так, что будучи расположенным в буровой скважине и приводимым в действие двигателем насос вытягивает материал из буровой скважины через промывочное сопло и откачивает его в трубчатую транспортную систему к поверхности;
вводят трубчатую транспортную систему в буровую скважину так, чтобы разместить промывочное сопло в очищаемой зоне;
обеспечивают работу насоса для выведения жидкости и твердого материала из зоны и перекачивания их на поверхность через трубчатую транспортную систему.
13. Способ по п.12, в котором дополнительно вводят газ в материалы в трубчатой транспортной системе для создания пены с пониженной плотностью для содействия выкачиванию материалов на поверхность.
14. Способ по п.12, в котором дополнительно обеспечивают взмучивание твердых материалов в забойной зоне для улучшения удаления с помощью насоса.
15. Способ по п.12, в котором дополнительно обеспечивают вращение промывочного сопла во время работы насоса.
16. Способ по п.12, в котором дополнительно обеспечивают возвратно-поступательное движение промывочного сопла во время работы насоса.
17. Способ по п.12, в котором дополнительно обеспечивают попеременное продвижение вперед и назад трубчатой транспортной системы на ограниченное расстояние для возвратно-поступательного перемещения забойного конца транспортной системы в очищаемой зоне.
18. Способ по п.12, в котором обеспечивают продвижение трубчатой транспортной системы до достижения насосом дна очищаемой зоны и постепенное извлечение транспортной системы для перемещения насоса вверх через зону во время работы насоса.
19. Способ по п.12, в котором обеспечивают продвижение трубчатой транспортной системы до достижения насосом верхней части очищаемой зоны и постепенное проталкивание транспортной системы вперед для перемещения насоса вниз через зону во время работы насоса.
20. Способ по п.12, в котором дополнительно обеспечивают отражатель потока выше насоса, который может открывать проходы в затрубное пространство по команде и обеспечивать крупномасштабную циркуляцию с поверхности через транспортную систему для контроля давления в скважине или выполнения прочих операций, требующих высоких значений расхода жидкостей.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP06290733A EP1852571A1 (en) | 2006-05-03 | 2006-05-03 | Borehole cleaning using downhole pumps |
| EP06290733.2 | 2006-05-03 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008147652A RU2008147652A (ru) | 2010-06-10 |
| RU2423600C2 true RU2423600C2 (ru) | 2011-07-10 |
Family
ID=37027873
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008147652/03A RU2423600C2 (ru) | 2006-05-03 | 2007-04-26 | Очистка ствола скважины с использованием забойных насосов |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7905291B2 (ru) |
| EP (1) | EP1852571A1 (ru) |
| CA (1) | CA2650793C (ru) |
| MX (1) | MX2008013971A (ru) |
| NO (1) | NO20084641L (ru) |
| RU (1) | RU2423600C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007128425A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560763C1 (ru) * | 2014-09-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами |
| RU213384U1 (ru) * | 2022-03-18 | 2022-09-08 | Андрей Валентинович Ежов | Приставка к насосу для очистки скважин на воду |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7874366B2 (en) * | 2006-09-15 | 2011-01-25 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a cleaning tool having a coiled tubing and an electrical pump assembly for cleaning a well |
| EP2339110A1 (en) * | 2009-12-23 | 2011-06-29 | Welltec A/S | Downhole tool for borehole cleaning or for moving fluid in a borehole |
| GB2491520A (en) * | 2010-03-11 | 2012-12-05 | Jerry Swinford | Method and apparatus for washing downhole tubulars and equipment |
| GB201010192D0 (en) * | 2010-06-17 | 2010-07-21 | Servwell Engineering Ltd | Downhole mixing tool |
| MX2010012619A (es) | 2010-11-19 | 2012-03-06 | Avantub S A De C V | Sistema artificial de produccion y mantenimientio simultaneo asistido por bombeo mecanico para extraccion de fluidos. |
| US8733443B2 (en) | 2010-12-21 | 2014-05-27 | Saudi Arabian Oil Company | Inducing flowback of damaging mud-induced materials and debris to improve acid stimulation of long horizontal injection wells in tight carbonate formations |
| US20120211229A1 (en) * | 2011-02-18 | 2012-08-23 | Fielder Lance I | Cable deployed downhole tubular cleanout system |
| US20130014950A1 (en) * | 2011-07-14 | 2013-01-17 | Dickinson Theodore Elliot | Methods of Well Cleanout, Stimulation and Remediation and Thermal Convertor Assembly for Accomplishing Same |
| NO339382B1 (no) * | 2012-01-10 | 2016-12-05 | Qinterra Tech As | Framgangsmåte og anordning for å fjerne en hydratplugg |
| WO2014007843A1 (en) | 2012-07-05 | 2014-01-09 | Tunget Bruce A | Method and apparatus for string access or passage through the deformed and dissimilar contiguous walls of a wellbore |
| CA2892880C (en) * | 2013-04-02 | 2015-12-08 | Quantum Downhole Systems Inc. | Method and apparatus for clearing a well bore |
| US11125040B2 (en) * | 2013-04-02 | 2021-09-21 | Quantum Downhole Systems Inc. | Method and apparatus for clearing a well bore |
| EP2818629A1 (en) * | 2013-06-27 | 2014-12-31 | Welltec A/S | Downhole cleaning tool and cleaning method |
| US20150007463A1 (en) * | 2013-07-08 | 2015-01-08 | Tusk Subsea Services, L.L.C. | Method and apparatus for underwater pile excavating |
| NO341427B1 (no) * | 2014-03-18 | 2017-11-13 | Qinterra Tech As | Oppsamlingsenhet for en forurensning i en brønn og framgangsmåte for å samle opp og transportere forurensningen ut av brønnen |
| AU2016223214B2 (en) * | 2015-02-24 | 2019-01-31 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Steerable hydraulic jetting nozzle, and guidance system for downhole boring device |
| US10767447B2 (en) | 2016-02-15 | 2020-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole radial cleanout tool |
| EP3494282B1 (en) * | 2016-08-04 | 2021-04-21 | Baker Hughes Holdings LLC | Coiled tubing arrangement for wellbore unloading |
| US10428635B2 (en) * | 2016-12-06 | 2019-10-01 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for removing sand from a wellbore |
| US20180266201A1 (en) * | 2017-03-20 | 2018-09-20 | Klx Energy Services Llc | Venturi jet basket assembly for use in a wellbore and methods for use |
| US10557337B2 (en) | 2017-10-05 | 2020-02-11 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole centrifugal separation and removal of sand from wells using progressing cavity pump |
| US10900302B2 (en) | 2018-07-27 | 2021-01-26 | Country Landscapes & Tree Service, LLC | Directional drilling systems, apparatuses, and methods |
Family Cites Families (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1476747A (en) * | 1920-01-02 | 1923-12-11 | Franklin H Wolever | Method of and apparatus for renewing oil wells |
| US2330336A (en) * | 1940-12-09 | 1943-09-28 | Phillips Petroleum Co | Apparatus for pumping fluids |
| US2548616A (en) | 1948-02-02 | 1951-04-10 | Priestman George Dawson | Well drilling |
| US2916091A (en) | 1957-01-14 | 1959-12-08 | James P Caudill | Drilled well cleaning device |
| US3963073A (en) * | 1973-09-12 | 1976-06-15 | Laval Claude C | Purging apparatus |
| US4619323A (en) * | 1981-06-03 | 1986-10-28 | Exxon Production Research Co. | Method for conducting workover operations |
| US4621693A (en) * | 1983-05-03 | 1986-11-11 | The Adaptable Tool Company | Apparatus and methods for pumping solids and undesirable liquids from a well bore |
| US4694901A (en) * | 1985-07-29 | 1987-09-22 | Atlantic Richfield Company | Apparatus for removal of wellbore particles |
| US4744420A (en) * | 1987-07-22 | 1988-05-17 | Atlantic Richfield Company | Wellbore cleanout apparatus and method |
| CA1325969C (en) | 1987-10-28 | 1994-01-11 | Tad A. Sudol | Conduit or well cleaning and pumping device and method of use thereof |
| US5069285A (en) * | 1988-12-14 | 1991-12-03 | Nuckols Thomas E | Dual wall well development tool |
| FR2655684B1 (fr) * | 1989-12-11 | 1995-09-22 | Elf Aquitaine | Procede de nettoyage d'un puits souterrain et dispositif pour la mise en óoeuvre d'un tel procede. |
| US5033550A (en) * | 1990-04-16 | 1991-07-23 | Otis Engineering Corporation | Well production method |
| US5269384A (en) | 1991-11-08 | 1993-12-14 | Cherrington Corporation | Method and apparatus for cleaning a bore hole |
| US5209293A (en) * | 1992-03-02 | 1993-05-11 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for fluidizing formation fines entrained in formation fluids entering a production well penetrating an oil-bearing formation |
| US5269377A (en) * | 1992-11-25 | 1993-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Coil tubing supported electrical submersible pump |
| US5375669A (en) | 1993-02-12 | 1994-12-27 | Cherrington Corporation | Method and apparatus for cleaning a borehole |
| US5413721A (en) * | 1993-07-30 | 1995-05-09 | Stren Company | Backflush filter system for downhole pumps |
| US5447200A (en) * | 1994-05-18 | 1995-09-05 | Dedora; Garth | Method and apparatus for downhole sand clean-out operations in the petroleum industry |
| US5503014A (en) | 1994-07-28 | 1996-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing wells using dual coiled tubing |
| FR2727475B1 (fr) * | 1994-11-25 | 1997-01-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de pompage comportant une pompe volumetrique entrainee par un tube continu - application aux puits devies |
| WO1997001017A1 (en) | 1995-06-20 | 1997-01-09 | Bj Services Company, U.S.A. | Insulated and/or concentric coiled tubing |
| EP1233143B1 (en) | 1995-07-25 | 2006-10-11 | Nowsco Well Service, Inc. | Coiled tubing |
| US5906242A (en) * | 1997-06-03 | 1999-05-25 | Camco International, Inc. | Method of suspending and ESP within a wellbore |
| GB9813404D0 (en) * | 1998-06-20 | 1998-08-19 | Head Philip | Bore hole clearing |
| US6298917B1 (en) * | 1998-08-03 | 2001-10-09 | Camco International, Inc. | Coiled tubing system for combination with a submergible pump |
| US6168388B1 (en) * | 1999-01-21 | 2001-01-02 | Camco International, Inc. | Dual pump system in which the discharge of a first pump is used to power a second pump |
| US6263984B1 (en) | 1999-02-18 | 2001-07-24 | William G. Buckman, Sr. | Method and apparatus for jet drilling drainholes from wells |
| US6712150B1 (en) | 1999-09-10 | 2004-03-30 | Bj Services Company | Partial coil-in-coil tubing |
| US6640897B1 (en) | 1999-09-10 | 2003-11-04 | Bj Services Company | Method and apparatus for through tubing gravel packing, cleaning and lifting |
| US6352113B1 (en) * | 1999-10-22 | 2002-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to remove coiled tubing deployed equipment in high sand applications |
| US6216788B1 (en) * | 1999-11-10 | 2001-04-17 | Baker Hughes Incorporated | Sand protection system for electrical submersible pump |
| US20030001985A1 (en) * | 2001-06-28 | 2003-01-02 | Steve Doe | Electronic display |
| US6666269B1 (en) * | 2002-03-27 | 2003-12-23 | Wood Group Esp, Inc. | Method and apparatus for producing fluid from a well and for limiting accumulation of sediments in the well |
| US7396216B2 (en) | 2002-04-23 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Submersible pump assembly for removing a production inhibiting fluid from a well and method for use of same |
| CA2507778A1 (en) * | 2002-12-12 | 2004-07-01 | Albert Augustus Mullins | Well bore cleaning and tubular circulating and flow-back apparatus |
| CA2439325C (en) * | 2003-09-03 | 2005-10-25 | Bradley Gerald Burns | Method of cleaning out blockages which prevent operation of a reciprocating downhole tubing pump |
| NO325291B1 (no) | 2004-03-08 | 2008-03-17 | Reelwell As | Fremgangsmate og anordning for etablering av en undergrunns bronn. |
-
2006
- 2006-05-03 EP EP06290733A patent/EP1852571A1/en not_active Withdrawn
-
2007
- 2007-04-26 CA CA2650793A patent/CA2650793C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-04-26 WO PCT/EP2007/003679 patent/WO2007128425A1/en active Application Filing
- 2007-04-26 MX MX2008013971A patent/MX2008013971A/es active IP Right Grant
- 2007-04-26 US US12/299,050 patent/US7905291B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-04-26 RU RU2008147652/03A patent/RU2423600C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-11-04 NO NO20084641A patent/NO20084641L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2560763C1 (ru) * | 2014-09-03 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ освоения и разработки многопластового месторождения с низкими фильтрационно-емкостными коллекторами |
| RU213384U1 (ru) * | 2022-03-18 | 2022-09-08 | Андрей Валентинович Ежов | Приставка к насосу для очистки скважин на воду |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008147652A (ru) | 2010-06-10 |
| MX2008013971A (es) | 2008-12-01 |
| CA2650793C (en) | 2016-02-02 |
| CA2650793A1 (en) | 2007-11-15 |
| US20090173501A1 (en) | 2009-07-09 |
| NO20084641L (no) | 2008-12-02 |
| US7905291B2 (en) | 2011-03-15 |
| EP1852571A1 (en) | 2007-11-07 |
| WO2007128425A1 (en) | 2007-11-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2423600C2 (ru) | Очистка ствола скважины с использованием забойных насосов | |
| CN101338652B (zh) | 在井眼中执行清洗操作的装置及方法 | |
| US8534353B2 (en) | Hydraulic actuated pump system | |
| US6695058B1 (en) | Method and apparatus for cleaning boreholes | |
| WO2012033829A1 (en) | Apparatus and method for lateral well drilling | |
| US20120067646A1 (en) | Apparatus and Method for Lateral Well Drilling | |
| US20240044227A1 (en) | Apparatus and method for removing debris from a well bore | |
| EP3775466A1 (en) | Wellbore drill bit nozzle | |
| US20130022480A1 (en) | Mechanical-Hydraulic Pumping System | |
| US20110120704A1 (en) | Producing hydrocarbon fluid from a layer of oil sand | |
| CN206071508U (zh) | 一种水力螺杆自循环捞砂装置 | |
| CN220539598U (zh) | 一种水平清堵井捞砂装置 | |
| WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
| US5209293A (en) | Apparatus for fluidizing formation fines entrained in formation fluids entering a production well penetrating an oil-bearing formation | |
| CN109252821B (zh) | 非接触式井下负压清液、固相工具及井下清理工艺 | |
| WO2017062877A1 (en) | Drilling system including a pressure intensifier | |
| WO2008016965A1 (en) | Cleaning apparatus and method | |
| EP4063612A1 (en) | Downhole pumping tool | |
| US10619463B2 (en) | Apparatus and method for improving an electric submersible pump system | |
| CN101139914A (zh) | 潜水式反循环打井机 | |
| Heinrichs et al. | Horizontal well sand cleanouts | |
| JP2707193B2 (ja) | 古井戸の再生方法及びこの方法に使用するドーナッツドリルビット | |
| CA2240990A1 (en) | Dual inlet and lifting system using progressing cavity pumps |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170427 |