RU2571790C1

RU2571790C1 - Secondary bed drilling-in at depression with lowering of perforator for subsurface pump and device to this end (versions)

Info

Publication number: RU2571790C1
Application number: RU2014115799/03A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Данилович Савич; Ирина Александровна Черных; Антон Анатольевич Шадрунов; Александр Владимирович Шумилов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Предприятие "ФХС-ПНГ"
Priority date: 2014-04-18
Filing date: 2014-04-18
Publication date: 2015-12-20

Abstract

FIELD: mining.SUBSTANCE: in compliance with claimed process, cumulative perforator is lowered to the productive stratum interval. Electrically-driven rotary pump is lowered into the well on oil-well tubing. Depression of the stratum and perforator injection are performed. Note here that said cumulative perforator provided with geophysical instrument with the transducers of pressure, temperature and fluid properties, gamma-ray logging unit and couplings locator are lowered on geophysical cable to the secondary exposure interval. Said electrically-driven rotary pump unit fitted at oil-well tubing is provided with protective centralizer, current conducting cable and geophysical cable to be displaced there over for referencing to cumulative perforator geological section by displacement of the perforator and instrument over the borehole. The latter allow the measurement of depression developed by the pump and remote measurement of the face pressure and fluid composition. At intermittent registration of said parameters as the depth function, casing section is subjected to diagnostics during the entire MTBR. MTBR period expired, the equipment suspended from the oil-well tubing and cable are withdrawn from the borehole.EFFECT: simplified secondary exposure, higher quality of productive strata.3 cl, 2 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов кумулятивными перфораторами в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, эксплуатируемых с помощью электроцентробежных и штанговых насосов, а также фонтанным способом.The invention relates to the oil industry and can be used for the secondary opening of reservoirs by cumulative perforators in vertical and directional wells operated by electric centrifugal and sucker rod pumps, as well as in a fountain method.

Уровень техникиState of the art

Известна комплексная технология работы с продуктивной частью пласта, включающая первичное вскрытие пласта бурением, спуск и цементирование обсадной колонны, ее перфорацию на депрессии спускаемым на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфоратором с находящимся над ним пакером. Выше пакера, после его установки, закачивается блокирующий гидроэмульсионный раствор (БГЭР), которым заполняется призабойная зона для блокирования коллектора перед спуском глубинно-насосного оборудования (ГНО). Кроме того, на этапах бурения и цементирования скважин применяются специальные устройства, предохраняющие пласт от глубокой кольматации и способствующие повышению качества цементирования. Депрессия на пласт создается посредством спуска перфоратора на герметичных, не заполненных жидкостью трубах. После перфорации через указанную компоновку производится освоение скважины с помощью свабирования, подъем компоновки, спуск ГНО и запуск скважины в работу [1].A well-known complex technology of working with the productive part of the formation, including the initial opening of the formation by drilling, lowering and cementing the casing, its perforation in the depression by a perforator with a packer located above it, is lowered by tubing on the tubing. Above the packer, after its installation, a blocking hydroemulsion solution (BHER) is pumped, which fills the bottomhole zone to block the collector before lowering the downhole pumping equipment (GNO). In addition, at the stages of drilling and cementing wells, special devices are used to protect the formation from deep mudding and to improve the quality of cementing. Depression on the formation is created by lowering the perforator on sealed, not filled with liquid pipes. After perforation through the specified layout, the well is developed by swabbing, the layout is raised, the GNO is launched and the well is put into operation [1].

Недостатком данной технологии является ее многоэтапность на стадии освоения - спуск перфоратора на герметичных НКТ, установка пакера, закачка блокирующего состава, перфорация на депрессии. После освоения свабированием производится срыв пакера для заполнения интервала пласта блокирующим составом, замена пластового флюида в стволе скважины (углеводорода или его смеси) на жидкость глушения, подъем насосно-компрессорных труб с перфоратором, спуск ГНО и вывод скважины на режим. Все перечисленные технологические операции требуют значительных временных затрат и не гарантируют сохранения фильтрационно емкостных свойств продуктивных пластов из-за сложности подбора блокирующей жидкости для различных типов и составов коллекторов. К тому же плотность блокирующей жидкости для заполнения призабойной зоны должна превышать плотность находящегося там флюида. Заполнения не произойдет при нахождении в интервале пластовой воды или жидкости глушения с плотностью, превышающей плотность БГЭР. Кроме того, операции по подъему насосно-компрессорных труб и спуску насоса выполняются на репрессии, что обеспечивается посредством закачки в скважину жидкости глушения повышенной плотности, которая должна быть больше плотности флюида и может превышать платность блокирующей жидкости. Это также приведет к замещению ее жидкостью глушения и, как следствие, к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта.The disadvantage of this technology is its multi-stage at the development stage - launching a perforator on a tight tubing, installing a packer, pumping a blocking composition, perforating in a depression. After mastering by swabbing, the packer is disrupted to fill the reservoir interval with a blocking composition, the formation fluid in the wellbore (hydrocarbon or its mixture) is replaced with a kill fluid, the tubing with a perforator is lifted, the well is drained and the well is put into operation. All of the above technological operations require significant time costs and do not guarantee the preservation of the reservoir properties of reservoirs due to the complexity of the selection of blocking fluid for various types and compositions of reservoirs. In addition, the density of the blocking fluid to fill the bottomhole zone must exceed the density of the fluid located there. Filling will not occur when there is in the interval formation water or fluid killing with a density exceeding the density of the BER. In addition, the operations of lifting tubing and lowering the pump are carried out in repression, which is achieved by pumping into the well a high density killing fluid, which should be higher than the fluid density and may exceed the blocking fluid charge. This will also lead to its replacement with a kill fluid and, as a result, to a deterioration of the reservoir properties of the bottomhole formation zone.

Известно устройство для перфорации скважин под депрессией в составе колонны насосно-компрессорных труб, циркуляционного клапана, пакера, фильтра и перфоратора. Для проведения инициирования перфоратора и бародинамической обработки пласта устройство снабжено кабельной секцией с электроконтактным наконечником, забойным пульсатором давления, и клапаном, при этом устройство имеет дистанционные измерительные приборы для контроля перфорации, бародинамической обработки и испытания пласта [2].A device for perforating wells under depression as part of a tubing string, a circulation valve, a packer, a filter and a perforator is known. To initiate punching and barodynamic treatment of the formation, the device is equipped with a cable section with an electric contact tip, a downhole pressure pulsator, and a valve, while the device has remote measuring devices for controlling perforation, barodynamic processing and testing of the formation [2].

Основным недостатком применения указанного устройства является необходимость выполнения операций по глушению для извлечения его из скважины, что, как правило, приводит к ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны вскрытого перфорацией пласта. Кроме того, для повторного освоения и запуска скважины в работу требуются дополнительные затраты времени на спуск глубинно-насосного оборудования.The main disadvantage of using this device is the need to perform killing operations to extract it from the well, which, as a rule, leads to deterioration of the reservoir properties of the bottomhole zone exposed by perforation of the formation. In addition, for the repeated development and launch of the well into operation, additional time is required for the descent of the downhole pumping equipment.

Наиболее близким к изобретению является метод, используемый компанией Schlumberger (США), предусматривающий установку или подвешивание перфоратора в заданном интервале на специальном анкерном устройстве, устанавливаемом на бурильных трубах посредством закачки в них жидкости при определенном давлении. После подъема труб, в ствол скважины опускается оборудование для извлечения флюида, создается депрессия и производится вторичное вскрытие пласта, после чего сборка перфораторов сбрасывается на забой (в зумпф). Инициирование срабатывания перфоратора производится под управлением таймера или подачей импульсов давления от качающего агрегата в затрубное пространство. Для обеспечения работы таймера и инициирующего механизма используются аккумуляторные батареи [3], [4].Closest to the invention is the method used by Schlumberger (USA), which provides for the installation or suspension of a perforator in a predetermined interval on a special anchor device installed on drill pipes by pumping fluid into them at a certain pressure. After lifting the pipes, the equipment for extracting the fluid is lowered into the wellbore, depression is created and a secondary opening of the formation is made, after which the assembly of perforators is reset to the bottom (in the sump). The punch is triggered by a timer or by applying pressure pulses from the pumping unit to the annulus. To ensure the operation of the timer and the initiating mechanism, rechargeable batteries are used [3], [4].

Недостатками указанного решения, как в части способа, так и в части устройства является отсутствие возможности инициирования детонации перфоратора в режиме реального времени независимо от ресурса источника питания, то есть в момент времени, когда скважина подготовлена к перфорации по всему технологическому циклу [4]. Известное решение не позволяет его использовать в скважинах с зенитными углами 60 и более градусов и при отсутствии в скважинах зумпфа необходимой длины, который зачастую нельзя обеспечить по геологическим причинам. Выполнение перфорации по данному способу требует дополнительных затрат времени и технических средств на проведение технологических операций, предшествующих детонации (установка анкерного устройства и его позиционирование, создание дополнительного давления). К одному из основных недостатков следует отнести также отсутствие линии связи с поверхностью, что не позволяет устанавливать измерительные дистанционные приборы для оперативной оценки величины депрессии, гидродинамических параметров пласта и контроля его работы в процессе эксплуатации скважины. Требуются также дополнительные затраты времени на извлечение перфораторов из зумпфа.The disadvantages of this solution, both in part of the method and in the part of the device, are the inability to initiate detonation of a perforator in real time regardless of the resource of the power source, that is, at the time when the well is prepared for perforation throughout the entire production cycle [4]. The known solution does not allow it to be used in wells with zenith angles of 60 or more degrees and in the absence of a sump in the wells of the required length, which often cannot be provided for geological reasons. Performing perforation according to this method requires additional time and technical means for carrying out technological operations prior to detonation (installation of the anchor device and its positioning, creating additional pressure). One of the main disadvantages is the lack of a communication line with the surface, which does not allow the installation of remote measuring devices for the rapid assessment of depression, hydrodynamic parameters of the formation and control of its operation during well operation. Additional time is also required to remove the drills from the sump.

Раскрытие изобретенияDisclosure of invention

Задачей создания группы изобретений является упрощение процесса и повышение качества вторичного вскрытия продуктивных пластов.The task of creating a group of inventions is to simplify the process and improve the quality of the secondary opening of reservoirs.

Предлагаемой группой изобретений решаются задачи вторичного вскрытия под депрессией вертикальных и наклонно направленных скважин по технологии, исключающей ухудшение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов за счет отсутствия операций повторного глушения скважин и сокращающей затраты времени при их освоении, а также позволяющей получить оптимальное количество информации о работе нефтяного пласта и состоянии участков ствола скважины на протяжении всего межремонтного периода.The proposed group of inventions solves the problem of secondary drilling under depression of vertical and directional wells using technology that eliminates the deterioration of the reservoir properties of the reservoirs due to the lack of operations for re-killing wells and reduces the time required for their development, as well as allowing to obtain the optimal amount of information about the operation of oil formation and condition of sections of the wellbore throughout the overhaul period.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в 1-м пункте формулы изобретения, общих с прототипом таких как способ вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос, включающий предварительное размещение в интервале продуктивного пласта кумулятивного перфоратора, спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), создание депрессии на пласт и отстрел перфоратора, и отличительных существенных признаков, таких как кумулятивный перфоратор с расположенным над ним геофизическим прибором с датчиками давления, температуры, состава флюида, блоком гамма-каротажа и локатора муфт опускают на геофизическом кабеле в интервал вторичного вскрытия, а при спуске УЭЦН на насосно-компрессорные трубы устанавливают защитные центраторы и размещают в них кабель-токопровод и геофизический кабель с возможностью его движения для осуществления привязки к геологическому разрезу кумулятивного перфоратора посредством перемещения по стволу скважины перфоратора и прибора, с помощью которого также контролируют значение, создаваемой глубинным насосом, депрессии, а также производят дистанционное измерение забойного давления, температуры и состава флюида, при периодической регистрации которых в функции глубины дополнительно выполняют диагностику технического состояния участка обсадной колонны, расположенной ниже установки электроцентробежного насоса на протяжении всего межремонтного периода, по истечении которого оборудование, подвешенное на НКТ и на кабеле, извлекается из ствола скважины.The problem is solved using the characteristics specified in the 1st paragraph of the claims, common with the prototype such as the method of re-opening the reservoirs under depression with the descent of the perforator under the submersible pump, including the preliminary placement in the interval of the reservoir of the cumulative perforator, descent into the well at the pump compressor pipes (tubing) of the installation of an electric centrifugal pump (ESP), the creation of depression on the formation and the shooting of a perforator, and distinctive essential features, such as cumulative perforation p with a geophysical instrument located above it with sensors of pressure, temperature, fluid composition, gamma-ray logging unit and coupler locator, lower the geophysical cable into the secondary opening interval, and when lowering the ESP, protective centralizers are installed on the tubing and the cable is placed in them a current conductor and a geophysical cable with the possibility of its movement for linking to a geological section of a cumulative perforator by moving a perforator and a device along the borehole with which They also control the value created by the deep pump, depression, and also perform remote measurement of bottomhole pressure, temperature and fluid composition, during periodic recording of which, as a function of depth, they additionally diagnose the technical condition of the casing section located below the installation of the electric centrifugal pump throughout the overhaul period, after which the equipment suspended on the tubing and on the cable is removed from the wellbore.

Согласно п. 2 формулы изобретения выполнение позиционирования кумулятивного перфоратора и вторичное вскрытие пласта выполняются отдельными спусками соответствующего оборудования, а привязку кумулятивного перфоратора к геологическому разрезу для случаев неподвижного спуска перфоратора проводят на геофизическом кабеле отдельным спуском внутрь НКТ на глубину расположения привязочного патрубка геофизического прибора, или предварительным его спуском в интервал перфорации на подвижном геофизическом или волоконно-оптическом грузонесущем кабеле с токоведущей жилой, при этом после вторичного вскрытия продуктивного пласта кабель используют как распределенный датчик температуры для проведения мониторинга работы скважины в интервале забой-устье, а также диагностики работы глубинно-насосного оборудования.According to paragraph 2 of the claims, the positioning of the cumulative perforator and the secondary opening of the formation are performed by individual descents of the corresponding equipment, and the cumulative perforator is geared to the geological section for cases of stationary descent of the perforator by a separate descent into the tubing to the depth of the location of the geophysical instrument connection pipe, or preliminary its descent into the perforation interval on a moving geophysical or fiber-optic load carrier a cable with a live conductor, and after the secondary opening of the reservoir, the cable is used as a distributed temperature sensor for monitoring the operation of the well in the interval of the wellhead, as well as for diagnosing the operation of downhole pumping equipment.

Поставленная задача решается с помощью признаков указанных в п. 3 формулы изобретения, характеризующий устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 1), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительные существенные признаки, такие как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых соответственно с возможностью движения и неподвижно расположены геофизический кабель с подвешенными на нем перфоратором и геофизическим прибором и кабель-токопровод, а на устье скважины кабели пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора геофизический прибор остается в скважине на весь межремонтный период для мониторинга работы скважины.The problem is solved using the characteristics specified in paragraph 3 of the claims, characterizing a device for secondary opening of formations under depression with descent of a perforator under a submersible pump (option 1), containing features common with the prototype, such as a cumulative perforator previously placed in the interval of a productive formation and installation of an electric centrifugal pump, and distinctive essential features, such as centralizers attached to tubing, in which respectively The geophysical cable with the punch and geophysical instrument and the cable-conduit suspended on it are located and the cables are passed through the gland entries of the sealing unit at the wellhead, the cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable is wound through the wellhead to the winch drum of the logging station, while after performing lithological binding and initiating the punch, the geophysical instrument remains in the well for the entire overhaul a period for monitoring well operation.

В устройстве по 1-му варианту кумулятивный перфоратор располагается в интервале вторичного вскрытия на подвижном геофизическом кабеле, а его литологическая привязка производится отдельным спуском в интервал перфорации геофизического прибора, притом использование для этих целей волоконно-оптического грузонесущего кабеля с токоведущей жилой обеспечивает возможность мониторинга работы скважины распределенным датчиком термометрии.In the device according to the first embodiment, the cumulative perforator is located in the secondary opening interval on the movable geophysical cable, and its lithological binding is carried out by a separate descent into the geophysical instrument perforation interval, moreover, the use of a fiber-optic load-carrying cable with a live conductor for this purpose allows monitoring the operation of the well distributed thermometry sensor.

Поставленная задача решается с помощью признаков, характеризующих устройство для вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос (вариант 2), содержащее признаки общие с прототипом, такие как предварительно размещенный в интервале продуктивного пласта кумулятивный перфоратор и установку электроцентробежного насоса, и отличительных существенных признаков, таких как на насосно-компрессорных трубах закреплены центраторы, в которых неподвижно расположены геофизический или волоконно-оптический грузонесущий кабель с подвешенным на нем в заданном интервале перфоратором и кабель-токопровод, которые пропущены через сальниковые вводы узла герметизации, кабель-токопровод подключен к станции управления установки электроцентробежного насоса, геофизический кабель, через устьевой ролик, намотан на барабан лебедки каротажной станции, причем компоновка насосно-компрессорных труб содержит привязочный репер для литологической привязки перфоратора, которую производят отдельным спуском геофизического прибора, а для позиционирования перфоратора с помощью НКТ применяют подгоночные патрубки различной длины, при этом после выполнения литологической привязки и инициирования перфоратора он остается в скважине на весь межремонтный период, а в случаях использования волоконно-оптического грузонесущего кабеля производят мониторинг работы скважины.The problem is solved using the signs characterizing the device for the secondary opening of the reservoirs under depression with the descent of the perforator under the deep pump (option 2), which contains features common to the prototype, such as a cumulative perforator and the installation of an electric centrifugal pump previously placed in the interval of the productive formation, and distinctive essential features such as centralizers attached to tubing in which a geophysical or fiber optic load is stationary a zoning cable with a perforator suspended on it at a predetermined interval and a cable-conductor that are passed through the gland entries of the sealing unit, a cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, a geophysical cable, through a wellhead roller, is wound on a logging winch drum, and the layout tubing contains a reference benchmark for lithological binding of the perforator, which is produced by a separate descent of the geophysical instrument, and for positioning the perforator Rathore applied via tubing fitting pipes of different lengths, wherein after the binding of lithologic and initiating the perforator it remains in the borehole for the entire period between overhauls, as in the cases of using optical fiber carrying cable monitor well performance.

Вышеперечисленная совокупность существенных признаков как в способе, так и в двух вышеприведенных вариантах устройств для осуществления способа позволяет получить следующий технический результат - достижение высокого качества вторичного вскрытия продуктивных пластов за короткое время посредством создания контролируемой прибором депрессии, величину которой можно менять при помощи глубинно-насосного оборудования скважины, а также исключением операций по ее повторному глушению после перфорации для спуска названного оборудования. Результатом является также оперативная оценка гидродинамических параметров пласта после вскрытия и дистанционный контроль его работы в процессе эксплуатации скважины.The above set of essential features both in the method and in the two above-mentioned variants of devices for implementing the method allows to obtain the following technical result - achieving high quality secondary opening of productive formations in a short time by creating a device-controlled depression, the value of which can be changed using the depth pumping equipment wells, as well as the exclusion of operations for its repeated killing after perforation for the descent of the named equipment. The result is also an operational assessment of the hydrodynamic parameters of the formation after opening and remote monitoring of its operation during the operation of the well.

Возможны следующие варианты практической реализации способа.The following options for the practical implementation of the method are possible.

Способ реализуется в составе подвешенного на геофизическом кабеле в интервале пласта кумулятивного перфоратора и расположенного над ним геофизического прибора, а также спущенного на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, закрепленных на наружной поверхности НКТ, специальных центраторов, сальниковых вводов устройства герметизации устья скважины и устьевого спускоподъемного ролика. Позиционирование перфоратора производится посредством его литологической привязки при помощи геофизического прибора, а создаваемая глубинным насосом, величина проектной депрессии определяется по показаниям датчика давления прибора, который также обеспечивает проведение дистанционного контроля текущей депрессии и работы пласта на протяжении всего межремонтного периода.The method is implemented as part of a cumulative perforator suspended on a geophysical cable in the interval of the formation and a geophysical device located above it, as well as downhole pumping equipment lowered on the tubing mounted on the outer surface of the tubing, special centralizers, stuffing box inputs of the wellhead and wellhead sealing device hoisting roller. The positioning of the perforator is carried out by means of its lithological attachment using a geophysical instrument, and the value of the design depression created by the deep pump is determined by the readings of the instrument pressure sensor, which also provides remote monitoring of the current depression and formation work throughout the overhaul period.

Способ может быть реализован с помощью подвешенного в интервале пласта на геофизическом кабеле, по изложенной выше схеме, кумулятивного перфоратора без размещения над ним геофизического прибора. Литологическая привязка перфоратора по глубине производится отдельным спуском прибора на кабеле, на котором после выполнения привязки, нанесения привязочных меток и извлечения прибора из скважины выполняется спуск перфоратора в скважину и его позиционирование по нанесенным меткам. Создание с помощью насоса значений депрессии контролируется по данным датчика давления телеметрической системы (ТМС) УЭЦН или отбивкой уровней жидкости в межтрубном пространстве.The method can be implemented using a cumulative perforator without a geophysical instrument placed above it in a geophysical cable suspended in the interval of the formation, according to the above scheme. Lithological binding of the perforator in depth is carried out by a separate descent of the device on the cable, on which, after completing the binding, applying reference marks and removing the device from the well, the perforator is launched into the well and positioned according to the applied marks. Creation of depression values with the help of a pump is controlled according to the data of the pressure sensor of the telemetric system (TMS) of the ESP or by beating the fluid levels in the annulus.

Другой вариант практической реализации способа отличается от изложенных выше техническими особенностями выполнения операций по спуску и позиционированию перфоратора в интервале продуктивного пласта. В качестве привязочного репера в колонну НКТ, в непосредственной близости к УЭЦН, устанавливается короткий патрубок. Спуск перфоратора производится одновременно с промером нижней части геофизического кабеля, которая будет располагаться межу местами его крепления в нижнем центраторе и в кабельном наконечнике перфоратора и определяется разностью между глубинами кровли продуктивного пласта и спуска насосной установки. После синхронного спуска на проектные глубины перфоратора и УЭЦН с промером длины компоновки насосно-компрессорных труб внутрь их спускается геофизический прибор и производится литологическая привязка положения перфоратора по реперному патрубку. Позиционирование перфоратора выполняется посредством увеличения или уменьшения длины компоновки подвески НКТ с помощью подгоночных патрубков различной длины. После подъема прибора и герметизации устья с помощью насоса создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и производится отстрел перфоратора.Another variant of the practical implementation of the method differs from the above technical features of the operations for lowering and positioning the perforator in the interval of the reservoir. As a reference point, a short pipe is installed in the tubing string, in close proximity to the ESP,. The punch is lowered simultaneously with the measurement of the lower part of the geophysical cable, which will be located between the points of its attachment in the lower centralizer and in the cable tip of the punch and is determined by the difference between the roof depths of the reservoir and the descent of the pump unit. After synchronous descent to the design depths of the perforator and ESP with measurement of the length of the arrangement of tubing, a geophysical device descends into them and lithological binding of the position of the perforator along the reference pipe is performed. The positioning of the perforator is performed by increasing or decreasing the length of the tubing suspension assembly using adjustable nozzles of various lengths. After lifting the device and sealing the mouth with the help of a pump, a planned depression is created, the value of which is controlled by TMS sensors or by leveling and the perforator is shot.

Применение спускоподъемного ролика совместно с оборудованием каротажной станции обеспечивает предварительный спуск на геофизическом кабеле кумулятивного перфоратора с расположенным над ним геофизическим прибором в интервал перфорации и позиционирование перфоратора в заданном интервале посредством литологической его привязки прибором после доставки на насосно-компрессорных трубах на проектную глубину электроцентробежного насоса. Определение значений, создаваемой при помощи насоса, депрессии, как и оценка гидродинамических параметров пласта и контроль его работы в межремонтный период обеспечивается при помощи комплекта датчиков геофизического прибора (давление, температура, блок гамма-каротажа, локатор муфт, датчик состава).The use of a hoisting roller together with a logging station equipment provides a preliminary descent on a geophysical cable of a cumulative perforator with a geophysical device located above it into the perforation interval and positioning the perforator in a predetermined interval by means of its lithological attachment after delivery to the design depth of the electric centrifugal pump on the tubing. The determination of the values created by the pump, depression, as well as the assessment of the hydrodynamic parameters of the formation and the monitoring of its operation during the overhaul period is ensured using a set of sensors of the geophysical instrument (pressure, temperature, gamma-ray logging unit, coupler locator, composition sensor).

Герметичный ввод кабелей внутрь скважины обеспечивает узел герметизации устья скважины, в составе которого имеются сальниковые устройства для уплотнения геофизического кабеля и кабеля электропитания двигателя УЭЦН.Sealed cable entry into the well provides a sealing unit for the wellhead, which includes stuffing boxes for sealing the geophysical cable and power cable of the ESP unit.

Группа изобретений иллюстрируется следующими чертежами.The group of inventions is illustrated by the following drawings.

На фигуре 1 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора с геофизическим прибором и глубинно-насосного оборудования.The figure 1 presents the layout in the well of a cumulative perforator with a geophysical instrument and downhole pumping equipment.

На фигуре 2 представлена схема расположения в скважине кумулятивного перфоратора и глубинно-насосного оборудования с включенным в его компоновку привязочным репером.The figure 2 presents the layout of the cumulative puncher and the deep well pumping equipment in the well with a reference benchmark included in its layout.

Устройство (вариант 1) для осуществления способа вторичного вскрытия пластов под депрессией со спуском перфоратора под глубинный насос располагается в скважине с обсадной колонной 1, в которую устанавливается колонна НКТ 2 с размещенной на ее нижней трубе установкой электроцентробежного насоса в составе компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 (фиг.1). Кабель-токопровод 7, предназначенный для передачи электрического напряжения на УЭЦН от станции управления 8 и геофизический кабель 9, на котором подвешиваются кумулятивный перфоратор 10 и геофизический прибор 11, размещаются внутри скважины при помощи системы центраторов 12, притом, геофизический кабель можно оставлять подвижным или фиксировать устройством крепления кабеля 13. Узел герметизации устья скважины 14 в составе сальниковых вводов 15 и 16, предназначенных для уплотнения, соответственно, геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7 располагается на устьевой фонтанной арматуре. На ее основании закреплен также устьевой ролик 17, через который при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 производится спуск геофизического кабеля в скважину, в том числе для литологической привязки с использованием привязочного репера 19. Инициирование срабатывания перфоратора производится передачей по кабелю соответствующего импульса от пульта инициирования 20, который располагается в каротажной (перфораторной) станции 18.A device (option 1) for implementing the method of secondary opening of formations under depression with the descent of a perforator under a deep pump is located in a well with a casing 1, into which a tubing string 2 is installed with an electric centrifugal pump installed on its lower pipe as a part of a compensator 3, a submersible motor 4 and pump 6, hydroprotection 5 (figure 1). A cable-conductor 7 designed to transmit electrical voltage to the ESP from the control station 8 and a geophysical cable 9, on which a cumulative punch 10 and a geophysical device 11 are suspended, are placed inside the well using a centralizer system 12, moreover, the geophysical cable can be left movable or fixed cable attachment device 13. Sealing unit for wellhead 14 as part of stuffing box inputs 15 and 16, intended for sealing, respectively, geophysical cable 9 and cable-conductor 7 aspolagaetsya at the wellhead christmas tree. A wellhead roller 17 is also fixed on its base, through which the geophysical cable is lowered into the well using the hoisting equipment of the logging station 18, including for lithological binding using the reference bench 19. The punch is triggered by transmitting the corresponding pulse from the initiation panel 20 , which is located in the logging (punch) station 18.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

Снаряженный кумулятивный перфоратор 10 и расположенный над ним геофизический прибор повышенной прочности (например, «Прицел») 11 спускают на геофизическом кабеле 9 в интервал перфорации при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17 (фиг.1). После этого на насосно-компрессорных трубах 2 производят спуск установки электроцентробежного насоса, состоящей из компенсатора 3, погружных электродвигателя 4 и насоса 6, гидрозащиты 5 с одновременной установкой на трубы центраторов 12 и размещением в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают на фонтанной арматуре узел герметизации устья скважины 14, предварительно пропустив геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7 через сальниковые вводы 15 и 16. При помощи станции управления 8 запускают в работу погружной насос 6 и за счет снижения уровня создают проектную депрессию, значения которой контролируются по показаниям датчиков геофизического прибора 11. Перемещением геофизического прибора 11 с кумулятивным перфоратором 10 уточняют его литологическую привязку, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20, находящегося в каротажной станции 18, производят отстрел. После проведения необходимых исследований с помощью прибора 11, его с корпусом перфоратора располагают вне интервала перфорации, геофизический кабель 9 фиксируют на сальниковом вводе 15 и его наземную часть сматывают с барабана лебедки и размещают на устье скважины. При необходимости контроля забойного и пластового давлений, текущей депрессии, подключают к кабелю наземную аппаратуру каротажной станции 18 и проводят измерения давления и температуры геофизическим прибором 11. Для определения параметров флюида и диагностики технического состояния участка эксплуатационной колонны 1, расположенного ниже приема насоса в процессе эксплуатации, устанавливают устьевой ролик 17, наматывают запас геофизического кабеля 9 на барабан лебедки каротажной станции 18 и проводят измерения геофизическим прибором 11 в функции глубины.The equipped cumulative perforator 10 and the geophysical device of increased strength located above it (for example, “Sight”) 11 are lowered on the geophysical cable 9 into the perforation interval using the hoisting equipment of the logging station 18 and the wellhead roller 17 (Fig. 1). After that, on the tubing 2 run the installation of an electric centrifugal pump, consisting of a compensator 3, a submersible motor 4 and a pump 6, a hydraulic protection 5 with simultaneous installation of centralizers 12 on the pipes and placing in them a geophysical cable 9 and a lead-cable 7. Install on to the fountain fittings, the sealing unit of the wellhead 14, having previously passed the geophysical cable 9 and the cable-conductor 7 through the stuffing bushings 15 and 16. Using the control station 8, the submersible pump 6 is launched and by lowering the level, a design depression is created, the values of which are controlled by the readings of the sensors of the geophysical instrument 11. By moving the geophysical instrument 11 with a cumulative perforator 10, its lithological reference is clarified, and using the initiation console of the perforator 20 located in the logging station 18, shooting is performed. After conducting the necessary studies using the device 11, it is placed outside the perforation interval with the perforator body, the geophysical cable 9 is fixed on the stuffing box 15 and its ground part is wound from the winch drum and placed at the wellhead. If necessary, control of bottomhole and reservoir pressures, current depression, connect the ground equipment of the logging station 18 to the cable and measure the pressure and temperature with a geophysical instrument 11. To determine the fluid parameters and diagnose the technical condition of the production casing section 1 located below the pump in-operation, the wellhead roller 17 is installed, the supply of the geophysical cable 9 is wound on the winch drum of the logging station 18, and measurements are made by the geophysical instrument 11 in Functions depth.

Схема расположения оборудования в скважине при работе устройства в случаях выполнения литологической привязки отдельным спуском практически соответствует схеме, представленной на фиг.1. Отличием является отсутствие геофизического прибора 11, который дополнительно, при помощи спускоподъемного оборудования каротажной станции 18 и устьевого ролика 17, спускают в интервал перфорации на геофизическом кабеле 9 и производят его привязку к геологическому разрезу. После наносят привязочные метки на участках геофизического кабеля 9, находящихся возле лебедки каротажной станции 18 и ротора буровой установки. Геофизический прибор 11 извлекают из скважины, заменяют его кумулятивным перфоратором 10 и размещают его в интервале продуктивного пласта. Далее, в последовательности, изложенной выше при описании работы устройства, в состав которого входят перфоратор 10 с расположенным над ним геофизическим прибором 11, производят спуск УЭЦН, установку на трубы центраторов 12, размещение в них геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7. Устанавливают узел герметизации устья скважины 14, герметизируют с помощью сальниковых вводов 15 и 16 геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7, погружным насосом 6 снижают уровень до создания проектной депрессии, величина которой контролируется по данным датчика давления ТМС или измерением уровней в межтрубном пространстве. Выполняют контроль позиционирования кумулятивного перфоратора 10 по меткам, и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.The layout of the equipment in the well during operation of the device in cases of lithological binding by a separate run is practically the same as that shown in Fig. 1. The difference is the absence of a geophysical instrument 11, which is additionally lowered using the hoisting equipment of the logging station 18 and the wellhead roller 17 into the perforation interval on the geophysical cable 9 and is linked to the geological section. After putting anchor marks on the sections of the geophysical cable 9 located near the winch of the logging station 18 and the rotor of the drilling rig. The geophysical instrument 11 is removed from the well, replaced by a cumulative perforator 10 and placed in the interval of the reservoir. Further, in the sequence described above when describing the operation of the device, which includes a perforator 10 with a geophysical device 11 located above it, they run the ESP, install centralizers 12 on the pipes, place the geophysical cable 9 and the current lead cable 7. Install the assembly sealing the wellhead 14, seal the geophysical cable 9 and the cable conductor 7 with the stuffing inputs 15 and 16, and lower the level with the submersible pump 6 until a design depression is created, the value of which is controlled by yes TMS pressure sensor or measuring levels in the annulus. Control the positioning of the cumulative punch 10 by marks, and using the remote initiation punch 20 produce shooting. A geophysical cable 9 is fixed on the gland input 15, its ground part is wound from the winch drum of the logging station 18 and placed at the wellhead.

Третий вариант работы устройства иллюстрируется на фиг.2 и реализуется следующим образом.The third embodiment of the device is illustrated in figure 2 and is implemented as follows.

Размещение в скважине кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9 выполняется в два этапа. На первом этапе нижняя часть кабеля 9, с закрепленным на нем перфоратором 10, длина которой определяется как разность между отметкой кровли продуктивного пласта и глубиной спуска устройства крепления кабеля 13, опускается в скважину одновременно с промером его длины. Дальнейший совместный спуск кумулятивного перфоратора 10 на геофизическом кабеле 9, зафиксированном устройством крепления кабеля 13 и УЭЦН на насосно-компрессорных трубах 2, выполняется с установкой на них центраторов 12, в которых размещается геофизический кабель 9 и кабель-токопровод 7. Принципиальным отличием данного варианта, от уже рассмотренных выше схем, является особенность выполнения позиционирования перфоратора 10 в интервале продуктивного пласта с помощью привязочного репера 19, установленного над погружным насосом 6 в колонне НКТ 2. Цитологическая привязка положения перфоратора 10 по привязочному реперу 19 производится посредством спуска геофизического прибора, внутрь насосно-компрессорных труб 2 известной длины, а позиционирование перфоратора выполняется изменением длины подвески НКТ 2 с помощью подгоночных патрубков различной длины. После завершения позиционирования и установки узла герметизации устья скважины 14, герметизации геофизического кабеля 9 и кабеля-токопровода 7, насосом создается плановая депрессия, величина которой контролируется по датчикам ТМС или отбивкой уровней и при помощи пульта инициирования перфоратора 20 производят отстрел. На сальниковом вводе 15 фиксируют геофизический кабель 9, его наземную часть сматывают с барабана лебедки каротажной станции 18 и размещают на устье скважины.The placement in the well of a cumulative perforator 10 on the geophysical cable 9 is carried out in two stages. At the first stage, the lower part of the cable 9, with a perforator 10 fixed on it, the length of which is determined as the difference between the mark of the roof of the reservoir and the depth of descent of the cable fastener 13, is lowered into the well at the same time as measuring its length. Further joint descent of the cumulative perforator 10 on the geophysical cable 9, fixed by the cable mounting device 13 and the ESP on the tubing 2, is carried out with the installation of centralizers 12, which accommodate the geophysical cable 9 and the cable conductor 7. The fundamental difference between this option, from the schemes already discussed above, it is a feature of the positioning of the perforator 10 in the interval of the reservoir with the help of a reference bench 19 installed above the submersible pump 6 in the NK column T 2. Cytological binding of the position of the perforator 10 on the reference bench 19 is carried out by lowering the geophysical instrument inside the tubing 2 of known length, and the positioning of the perforator is carried out by changing the length of the tubing suspension 2 using fitting pipes of various lengths. After completion of positioning and installation of the sealing unit of the wellhead 14, sealing of the geophysical cable 9 and cable-conductor 7, the pump creates a planned depression, the value of which is monitored by TMS sensors or by leveling and using the punch initiator remote control 20, shoot. A geophysical cable 9 is fixed on the gland input 15, its ground part is wound from the winch drum of the logging station 18 and placed at the wellhead.

Данное описание рассматривается как материал, иллюстрирующий изобретение, сущность которого и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.This description is considered as material illustrating the invention, the essence of which and the scope of patent claims are defined in the following claims, a combination of essential features and their equivalents.

Источники информацииInformation sources

1. Патент РФ №2172818, МПК Е21В 43/11 опубл. 27.08.2001 г.1. RF patent No. 2172818, IPC ЕВВ 43/11 publ. August 27, 2001

2. Патент РФ №2169833, МПК Е21В 43/114 опубл. 27.06.2001 г.2. RF patent №2169833, IPC ЕВВ 43/114 publ. 06/27/2001

3. Игорь Потапьев, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Hera Danardatu, SPE; Murdiyono. «Исследование вариантов: Максимизация продуктивности при перфорации в условиях сильного превышения пластового давления над гидростатическим давлением в скважине», SPE 72134, материалы конференции SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Куала-Лумпуре, Малайзия, 8-9 октября 2001 г. - прототип. 3. Igor Potapiev, Francois Lallemant, Albert Rusly, SPE; Djati Wangsa Zen, SPE; Albertus Retnanto, SPE; Mohamed Kermoud, SPE; Hera Danardatu, SPE; Murdiyono. “Study of options: Maximizing productivity during perforation in conditions of strong excess of reservoir pressure over hydrostatic pressure in the well”, SPE 72134, proceedings of the conference SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Kuala Lumpur, Malaysia, October 8-9, 2001 - prototype.

4. Ляпунова В., Комолафе О., Варгас Е. (Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.), «Опыт использования направленной перфорации на Лунском месторождении», SPE 160762, материалы конференции SPE Russian Oil&Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012.4. Lyapunova V., Komolafe O., Vargas E. (Sakhalin Energy Investment Company Ltd.), “Experience in the use of directional perforation at the Lunskoye field”, SPE 160762, proceedings of the SPE Russian Oil & Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition held in Moscow , Russia, October 16-18, 2012.

Claims

1. The method of secondary opening of formations under depression with the descent of the perforator under the submersible pump, which includes preliminary placement of a cumulative perforator in the interval of the productive formation, descent of the electric centrifugal pump into the well on the tubing, creating depression on the formation and shooting the perforator, characterized in that it is cumulative a perforator with a geophysical instrument located above it with sensors for pressure, temperature, fluid composition, a gamma-ray logging unit and a coupling locator is lowered on the geophysical cable during the secondary opening interval, and when the electric centrifugal pump is launched, protective centralizers are installed on the tubing and the cable-conductor and the geophysical cable are placed in them with the possibility of its movement to bind to the geological section of the cumulative perforator by moving the perforator along the borehole and instrument, with the help of which they also control the value of the depression created by the deep pump, as well as perform remote measurement of the bottomhole phenomena, temperatures and fluid composition, during periodic recording of which, as a function of depth, they additionally diagnose the technical condition of the casing section located below the installation of the electric centrifugal pump during the entire overhaul period, after which the equipment suspended on the tubing and cable is removed from the wellbore.

2. The method of secondary opening of formations under depression with the descent of the perforator under the submersible pump, including the preliminary placement in the interval of the reservoir of the cumulative perforator, descent into the well on the tubing of the electric centrifugal pump installation, creating depression on the formation and shooting the perforator, characterized in that the positioning of the cumulative perforator and the secondary opening of the reservoir are performed by individual descents of the corresponding equipment, and the binding of the cumulative perforator To the geological section, for cases of stationary descent of the perforator, they are carried out on the geophysical cable by a separate descent into the tubing to the depth of the geophysical instrument's connecting pipe or by preliminary descent into the perforation interval on a movable geophysical or fiber-optic load-carrying cable with a live conductor, and after the secondary the formation is used as a distributed temperature sensor to monitor well operation in tore slaughter-mouth, as well as for the diagnosis of downhole pumping equipment.

3. A device for the secondary opening of formations under depression with the possibility of lowering the perforator under the submersible pump, containing a cumulative perforator located in the interval of the productive formation and installing an electric centrifugal pump, characterized in that centralizers are fixed on the tubing, respectively, with the possibility of movement and motionless there is a geophysical cable with a punch and a geophysical instrument suspended on it and a cable-conductor, and at the mouth of the well, cables are passed through sal the bushing inputs of the sealing unit, the cable-conductor is connected to the control station of the electric centrifugal pump installation, the geophysical cable, through the wellhead roller, is wound on the winch drum of the logging station, and the tubing assembly contains a reference reference for lithological binding of the punch, and for positioning the punch using tubing device contains fitting pipes of various lengths.