Система уплотнения кольцевого зазора в скважине

009320 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к системе для уплотнения кольцевого зазора между трубчатым элементом, продолжающимся внутри скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления для скважинного устройства продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента. В области добычи углеводородных флюидов из скважины обычно требуется обеспечить уплотнение кольцевого пространства, формируемого между эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, продолжающейся внутри скважины, и окружающей обсадной трубой или обкладкой, или между обсадной трубой или обкладкой и стенкой скважины. В таких вариантах выполнения одна или больше линий управления для подачи энергии или передачи сигнала множество раз продолжается через кольцевое пространство. Различные пакеры применяют для обеспечения такой функции уплотнения. Некоторые из них имеют соединительные выводы на одном из концов для соединения линий управления с пакерами. Хотя такие пакеры могут обеспечивать адекватную возможность уплотнения, опыт показывает, что сборка пакеров и линий управления на трубчатом элементе на месте скважины может быть трудноосуществимой. Уровень техники В американском патенте 6173788 раскрыт пакер для уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и обсадной трубой скважины, в котором линия управления для управления скважинным устройством продолжается в продольном направлении через выемку, сформированную на внешней поверхности пакера. Недостаток известной системы состоит в том, что линия управления должна изгибаться на обоих концах пакера, поскольку выемка смещена радиально от внешней поверхности трубчатого элемента. Другой недостаток известной системы возникает, если трубчатый элемент содержит множество известных пакеров, расположенных через промежутки относительно друг друга вдоль трубчатого элемента. Обычно такие пакеры собирают заранее на соответствующих участках трубчатого элемента, называемых "втулками", которые должны быть соединены с соседними участками трубчатого элемента с использованием резьбовых соединений. В результате после сборки трубчатого элемента может оказаться,что выемки на соответствующих пакерах не будут совпадать. Цель настоящего изобретения состоит в создании улучшенной системы для уплотнения кольцевого зазора между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой,окружающей трубчатый элемент, причем в этой системе исключаются недостатки предшествующего уровня техники. Сущность изобретения В соответствии с изобретением предложена система для уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления, предназначенная для управления скважинным устройством, продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента, причем система содержит кольцевой уплотнительный слой, продолжающийся вокруг трубчатого элемента, уплотнительный слой имеет внутреннюю поверхность, на которой сформирована выемка для радиальной установки в нее линии управления, уплотнительный слой содержит продольный разрез, образующий пару противоположных продольных кромок, которые можно перемещать относительно друг друга между открытым положением, в котором уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается вокруг трубчатого элемента. Таким образом, обеспечивается возможность укладки линии управления вдоль трубчатого элемента до радиальной установки уплотнительного слоя на трубчатый элемент, что устраняет необходимость изгибов линии управления. В случае, когда трубчатый элемент содержит множество уплотнительных слоев, кроме того, обеспечивается возможность сборки уплотнительных слоев на трубчатом элементе так, что выемки на соответствующих уплотнительных слоях соответствующим образом будут выровнены вдоль линии управления. Следует понимать, что линия управления может выполнять функцию передачи сигналов в скважинное устройство или от него, например, для обеспечения управления скважинным устройством или для передачи измеренных сигналов, или для передачи мощности в скважинное устройство или от него. Предпочтительно система дополнительно содержит средство крепления, предназначенное для закрепления уплотнительного слоя в закрытом его положении на трубчатом элементе. Система в соответствии с изобретением предпочтительно может использоваться в комбинации с устройством управления притоком, предназначенным для управления притоком флюида из подземной формации в трубчатый элемент, в котором линия управления установлена для управления устройством управления притоком. Предпочтительно каждый уплотнительный слой включает материал, подверженный набуханию в результате контакта с выбранным флюидом. Таким образом, уплотнительный слой активируется в результате контакта с выбранным флюидом (например, водой или углеводородным флюидом), в результате чего больше не требуется активировать уплотнительный слой с использованием механического или гид-1 009320 равлического средства. Это представляет собой важное преимущество, поскольку такие набухающие уплотнительные слои можно изготовить существенно более длинными, чем обычные пакеры. В предпочтительном варианте выполнения система в соответствии с изобретением включает множество указанных уплотнительных слоев и множество указанных устройств управления притоком, причем уплотнительные слои и устройства управления притоком расположены с чередованием вдоль трубчатого элемента. Кольцевое пространство, таким образом, разделено на множество отсеков, в результате чего межпластовый переток флюида между разными отсеками, по существу, предотвращается, и притоком флюида формации из каждого отсека в трубчатый элемент можно управлять с помощью соответствующего устройства управления притоком, соединенного с отсеком. Для предотвращения или уменьшения обтекания воды из формации каждого уплотнительного слоя через скалистую породу формации напротив уплотнительного слоя предпочтительно, чтобы уплотнительный слой был выполнен существенно более длинным, чем обычный пакер. Например, в предпочтительном варианте выполнения длина уплотнительного слоя, по существу, соответствует длине соответствующего трубчатого соединителя, на котором установлен уплотнительный слой. При этом следует понимать, что уплотнительный слой, по существу, собран из множества коротких секций уплотнительного слоя, расположенных рядом друг с другом вдоль трубчатого соединителя. Секции уплотнительного слоя,имеющие длину от 0,5 до 2,0 м, например приблизительно 1 м, обеспечивают удобное обращение с ними на полу буровой установки. Краткое описание чертежей Изобретение будет более подробно описано ниже на примере, со ссылкой на прилагаемые чертежи,на которых: на фиг. 1 схематично показана скважина, в которой используется вариант выполнения трубопровода и уплотнительного слоя, используемых в способе в соответствии с изобретением; на фиг. 2A схематично показан уплотнительный слой перед установкой на трубопровод; на фиг. 2B схематично представлен вид в разрезе трубопровода по фиг. 1; на фиг. 3 схематично показан вид в продольном разрезе уплотнительного слоя, установленного на трубопровод; на фиг. 4 схематично показан продольный разрез уплотнительного слоя, установленного на трубопровод; на фиг. 5 схематично показана деталь A по фиг. 4. На чертежах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым компонентам. Описание изобретения На фиг. 1 показана скважина 1, сформированная в подземной формации 2 для добычи углеводородного флюида, скважина 1 имеет, по существу, вертикальную верхнюю секцию 1a и, по существу, горизонтальную нижний секцию 1b, продолжающуюся в зону 3 подземной формации, из которой добывают углеводородный флюид. Зона 3 подземной формации имеет трещины, в результате чего возникает риск проникновения воды из других зон формации (не показаны) в нижнюю секцию 1b скважины через трещины в зоне 3 формации. Верхняя секция 1a скважины содержит обсадную трубу 4, зацементированную в скважину с использованием слоя цемента 5, и устье 6 скважины расположено в верхней части скважины 1 на поверхности 7. Эксплуатационная обсадная колонна 7 продолжается от нижней конечной части обсадной трубы 4, по существу, в горизонтальную секцию 1b скважины. Эксплуатационная насоснокомпрессорная колонна 9 обеспечивает сообщение флюидов между устьем 6 и эксплуатационной обсадной колонной 7, при этом эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 9 соответствующим образом герметизирована относительно эксплуатационной обсадной колонны с использованием пакера 10. Эксплуатационная обсадная колонна 7 содержит множество устройств управления притоком, выполненных в форме клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком, расположенных через определенные промежутки вдоль длины обсадной колонны 7. Каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком электрически соединен с центром 16 управления на поверхности через набор линий 18 управления, продолжающихся вдоль внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 и внутренней поверхности обсадной трубы 4, что позволяет открывать или закрывать каждый клапан 12, 13, 14, 15 управления притоком из центра 16 управления. Множество уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 расположены в кольцевом пространстве 28 между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой секции 1b скважины, в которой уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком расположены с чередованием вдоль эксплуатационной обсадной колонны 7. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 включает материал, подверженный набуханию при контакте с водой из водоносного слоя подземной формации 2, причем такой материал, предпочтительно, представляет собой эластомер ГБНК (HNBR, гидрированный бутадиеннитрильный каучук). На фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе эксплуатационной обсадной колонны 7 и уплотнительного слоя 20 перед установкой уплотнительного слоя на эксплуатационную обсадную колонну 7. Набор линий 18 управления заключен внутрь элемента 30 крышки, который закреплен на внешней поверхности эксплуатационной обсадной колонны 7 с использованием соответствующего средства крепления (не по-2 009320 казано). Уплотнительный слой 20 имеет продольный разрез 31, образующий пару противоположных продольных кромок 32, 34, которые позволяют устанавливать уплотнительный слой 20 между открытым положением (как показано на фиг. 2A), в котором указанные кромки 32, 34 разнесены друг от друга, что позволяет радиально устанавливать уплотнительный слой 20 в направлении стрелки 35 на эксплуатационную обсадную колонну 7, и закрытым положением (как показано на фиг. 3), в котором указанные кромки 32, 34 расположены рядом друг с другом, что позволяет с помощью уплотнительного слоя 20, по существу, охватывать эксплуатационную обсадную колонну 7. Кроме того, уплотнительный слой 20 содержит пару отверстий 36, 38, расположенных через равные продольные интервалы вдоль уплотнительного слоя 20. Отверстия 36, 38 каждой пары сформированы на соответствующих продольных кромках 32, 34, таким образом, что обеспечивается возможность пропускать болт (ниже называемый болт/гайка) через совмещенные отверстия 36, 38 для закрепления уплотнительного слоя 20 на эксплуатационной обсадной колонне 7. Уплотнительный слой 20 содержит продольную выемку 40, сформированную на внутренней его поверхности, для установки внутри нее набора линий 18 управления и элемента 30 крышки. На фиг. 3 показана эксплуатационная обсадная колонна 7 и уплотнительный слой 20 после радиальной установки уплотнительного слоя 20 на эксплуатационную обсадную колонну 7 так, что он окружает эксплуатационную обсадную колонну 7. Уплотнительный слой 20 зажимают на трубе с помощью множества узлов 42 болт/гайка, причем каждый узел 42 болт/гайка пропущен через соответствующую пару отверстий 36, 38. На фиг. 4 и 5 показан уплотнительный слой 20 и эксплуатационная обсадная колонна 7 в продольном разрезе. Эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из множества трубчатых соединителей 44,имеющих стандартную длину приблизительно 10 м (30 фут), в которой каждый уплотнительный слой 20,22, 24, 26 продолжается, по существу, вдоль всей длины соответствующего трубчатого соединителя 44,на котором установлен уплотнительный слой 20. Каждый такой соединитель 44 содержит соответствующие соединительные участки 48 на его противоположных концах для соединения различных соединителей 44. Внешняя поверхность кольцевого уплотнительного слоя 20 содержит множество кольцевых выемок 46, расположенных на равномерном расстоянии друг от друга вдоль длины уплотнительного слоя 20. Для нормальной работы эксплуатационная обсадная колонна 7 собрана из соответствующих трубчатых соединителей 44 и из соответствующих коротких секций трубчатого элемента (называемых "втулками"; не показаны), которые включают соответствующие клапаны 12, 13, 14, 15 управления. Сборка происходит на месте бурения скважины по мере опускания эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Набор линий 18 управления вместе с элементом 30 крышки подают к эксплуатационной обсадной колонне 7 и прочно соединяют с нею, одновременно с погружением эксплуатационной обсадной колонны 7 внутрь скважины 1. Каждый уплотнительный слой 20, 22, 24, 26 затем радиально закрепляют на эксплуатационной обсадной колонне 7 в требуемых ее местах таким образом, чтобы внутри выемки 40 устанавливался элемент 30 крышки (и, следовательно, линии 18 управления). Уплотнительный слой 20 затем переводят в его закрытое положение, в котором он окружает трубчатый соединитель 44, и фиксируют на трубчатом соединителе 20, путем закрепления узлов 42 болт/гайка, продолжающихся через соответствующую пару отверстий 36, 38. Другие уплотнительные слои 22, 24, 26 собирают на соответствующих трубчатых соединителях 44 аналогичным образом. Эксплуатационную обсадную колонну 7 устанавливают внутри скважины 1 таким образом, что уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 и клапаны 12, 13, 14, 15 управления притоком располагаются в зоне 3 подземной формации, содержащей углеводородные флюиды. После того, как скважина 1 будет соответствующим образом завершена, углеводородный флюид протекает через зону 3 подземной формации 3 в секцию 1a скважины и оттуда через клапаны 12, 13, 14,15 управления притоком поступает внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7 и в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 9. Когда вода из формации попадает в кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, один или больше уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26, которые входят в контакт с водой из формации, набухает до тех пор, пока дальнейшее набухание не будет остановлено стенкой скважины. Кольцевые выемки 46 увеличивают площадь контакта уплотнительных слоев с водой формации, усиливая, таким образом, набухание уплотнительных слоев. После того, как набухшие уплотнительные слои 20, 22, 24, 26 будут зажаты между эксплуатационной обсадной колонной 7 и стенкой скважины, дальнейшее проникновение воды из формации через кольцевое пространство будет прекращено. Для определения места положения притока воды выполняют тест путем последовательного открывания и/или закрывания клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком с одновременным измерением притока воды из формации. Место притока определяют по наблюдаемому уменьшению (или устранению) притока воды из формации в результате закрывания одного или нескольких конкретных клапанов 12, 13, 14, 15 управления притоком. После определения места притока воды один или несколько клапан (клапанов) 12, 13, 14, 15 управления притоком в месте притока закрывают,устраняя, таким образом, приток воды из формации внутрь эксплуатационной обсадной колонны 7. Набухание каждого из уплотнительных слоев 20, 22, 24, 26 также обеспечивает адекватное уплотнение уплотнительного слоя относительно эксплуатационной обсадной колонны 7 и соответствующего-3 009320 элемента 30 крышки, что исключает проникновение флюидов между уплотнительным слоем и эксплуатационной обсадной колонной, или элементов 30 крышки. Вместо набухания уплотнительного слоя в результате контакта с водой из подземной формации такое набухание может быть инициировано в результате ввода уплотнительного слоя в контакт со скважинным флюидом на основе воды, закачиваемым внутрь скважины. Кроме того, уплотнительный слой может быть изготовлен из материала, подверженного набуханию в результате контакта с углеводородным флюидом, таким как сырая нефть или дизельное топливо. В таком варианте выполнения набухание уплотнительного слоя может быть индуцировано в результате контакта с углеводородным флюидом, полученным из скважины. В качестве альтернативы, набухание уплотнительного слоя может быть индуцировано в результате прокачки углеводородного флюида, такого как дизельное топливо или сырая нефть, внутрь скважины. Последняя процедура имеет преимущество, состоящее в том, что предотвращается преждевременное набухание уплотнительного слоя во время опускания трубчатого элемента в скважину. Кроме того, может быть установлена гибридная система, включающая секции уплотнительного слоя, подверженные набуханию при контакте с углеводородным флюидом, и секции уплотнительного слоя, подверженные набуханию при контакте с водой из подземной формации. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система уплотнения кольцевого пространства между трубчатым элементом, продолжающимся внутрь скважины, и цилиндрической стенкой, окружающей трубчатый элемент, в которой линия управления для скважинного устройства, продолжается в продольном направлении вдоль трубчатого элемента,причем система содержит кольцевой уплотнительный слой, расположенный вокруг трубчатого элемента,в котором предусмотрена внутренняя поверхность, на которой сформирована выемка для радиальной установки в нее линии управления, а продольный разрез уплотнительного слоя образует пару противоположных продольных кромок, которые можно перемещать относительно друг друга между открытым положением, причем уплотнительный слой может быть радиально установлен на трубчатый элемент, и закрытым положением, в котором уплотнительный слой продолжается вокруг трубчатого элемента. 2. Система по п.1, характеризующаяся тем, что скважинное устройство выполнено в виде устройства управления притоком, предназначенное для управления притоком флюида из подземной формации в трубчатый элемент. 3. Система по п.2, характеризующаяся тем, что содержит множество уплотнительных слоев и множество указанных устройств управления притоком, причем уплотнительные слои и устройства управления притоком расположены в чередующемся порядке вдоль трубчатого элемента. 4. Система по одному из пп.1-3, характеризующаяся тем, что трубчатый элемент собирают из множества трубчатых соединителей, и в котором длина каждого уплотнительного слоя, по существу, соответствует длине соответствующего трубчатого соединителя, на котором установлен уплотнительный слой. 5. Система по одному из пп.1-4, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой сформирован из множества секций уплотнительного слоя, расположенных рядом друг с другом. 6. Система по одному из пп.1-5, характеризующаяся тем, что цилиндрическая стенка выполнена в виде стенки скважины. 7. Система по одному из пп.1-6, характеризующаяся тем, что каждый уплотнительный слой включает материал, подверженный набуханию при контакте с выбранным флюидом. 8. Система по п.7, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает эластомерный материал, подверженный набуханию при контакте с водой из подземной формации. 9. Система по п.8, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает эластомер ГБНК. 10. Система по одному из пп.7-9, характеризующаяся тем, что уплотнительный слой включает множество кольцевых выемок, сформированных на внешней поверхности уплотнительного слоя и расположенных через равные промежутки в продольном направлении. 11. Система по одному из пп.1-10, характеризующаяся тем, что дополнительно содержит средство крепления, предназначенное для закрепления уплотнительного слоя в его закрытом положении на трубчатом элементе. 12. Система по одному из пп.1-11, характеризующаяся тем, что элемент покрытия покрывает линию управления, и в котором выемка выполнена с возможностью радиальной установки в нее элемента покрытия.