СИСТЕМА КАРОТАЖА ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ В СКВАЖИНЕ В ЗОНЕ ПОД ПОГРУЖНЫМ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ Российский патент 2012 года по МПК E21B47/00 

Область изобретения

Настоящее изобретение относится к системам каротажа, которые могут применяться в области ниже погружного электроцентробежного насоса. В частности, изобретение относится к устройству для подсоединения к погружному электроцентробежному насосу, погружному электроцентробежному насосу и способу действия системы.

Уровень техники

Во время добычи из скважины часто возникает необходимость оценить изменения параметров пласта со временем. Обычно такие данные получают путем каротажа. Если давление в нефтяном пласте недостаточно высокое для естественной добычи, то применяются методы механизированной добычи с использованием погружного электроцентробежного насоса. В случае обычной системы, включающей указанный насос со сплошным валом, для проведения операции каротажа вся трубная колонна с подвешенным насосом должна подниматься на поверхность, поскольку невозможно опустить инструменты каротажа через насос. В таких случаях используется новая забойная компоновка с нужным набором скважинных инструментов, подвешенных под насосом. Другой доступный в современной промышленности метод - это применение так называемого Y-инструмента. Такой инструмент представляет собой отводное устройство с двумя плечами (или каналами), одно из которых предназначено для насоса, а другое плечо проходит прямо в ствол скважины ниже насоса, где в обсадной трубе выполнены перфорации. Плечо для каротажа обычно закрыто во время добычи текучей среды. При необходимости каротажа пробка удаляется, и нужный инструмент спускается в скважину. Далее возобновляется работа насоса, и одновременно проводится каротаж эксплуатационной скважины в интервале с перфорацией. Основным недостатком такой системы является уменьшение размера насоса из-за необходимости поддержания открытым второго прохода для каротажного инструмента.

Насос с полым валом позволяет проводить каротаж без подъема насоса из скважины. Пробка в полом вале извлекается, и каротажный инструмент опускается на каротажном кабеле через полый вал. В верхней части насоса имеется посадочное место для каротажной системы с вращающимся уплотнением. Систему каротажа помещают на головку насоса, и она герметично уплотняется в верхней части вала насоса. Каротажный инструмент отделяется от системы, проходит через вал и достигает интервала(ов) с перфорацией. Затем насос возобновляет работу и производится каротаж. Пример подобной системы раскрыт в патенте США 2007/0295502.

Основным недостатком известных способов каротажа через насосную систему является то, что вращающееся уплотнение является постоянной частью насоса. Типичная продолжительность каротажа может превышать 20 часов и, следовательно, велик риск повреждения такого уплотнения даже после первой операции каротажа. Если уплотнение повреждено, то скорость циркуляционного потока через полый вал сильно возрастает, и данные по каротажу эксплуатационной скважины становятся неточными и даже бесполезными.

Целью настоящего изобретения является создание системы с более высокой надежностью по сравнению с известными системами каротажа.

Раскрытие изобретения

Согласно изобретению создано устройство для спуска кабеля в скважину через полый вал погружного электроцентробежного насоса, содержащее первый соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части корпуса насоса для соединения указанного узла с корпусом, второй соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части полого вала насоса для соединения второго соединительного узла с валом с возможностью вращения вместе с валом, при этом каналы первого и второго узлов центрированы по общей оси, и первый и второй соединительные узлы частично входят друг в друга, вращающееся уплотнение, расположенное между наложенными частями указанных узлов и ограничивающее циркуляцию текучей среды через вал насоса до приемлемо низкого значения, составляющего менее 25% от номинального расхода указанного насоса, не оказывая влияния на данные каротажа эксплуатационной скважины.

Вращающееся уплотнение может обеспечивать вращение второго соединительного узла относительно первого соединительного узла.

Первый соединительный узел может проходить через второй соединительный узел.

Первый соединительный узел может включать защитное средство кабеля, проходящее вдоль длины полого вала насоса и предназначенное для прохождения кабеля через него.

Первый и второй соединительные узлы, вращающееся уплотнение и защитное средство кабеля могут быть собраны вместе с каротажным инструментом, прикрепленным к низу сборки, и при доставке в ствол скважины вся сборка перемещается как один блок внутри насосно-компрессорной колонны и через полый вал насоса.

Защитное средство кабеля может включать в себя соединительный механизм для присоединения к нему с возможностью отсоединения каротажного инструмента.

Устройство может дополнительно содержать один или несколько центраторов, размещенных снаружи защитного средства кабеля для поддержания его в центральном положении в полом вале насоса.

Зацепляемые элементы первого соединительного узла и корпуса насоса и/или второго соединительного узла и полого вала насоса могут иметь штифты, входящие в соответствующие пазы. Пазы могут быть выполнены в виде косого среза для предотвращения вращения первого соединительного узла посредством соединения с корпусом и для предотвращения вращения второго соединительного узла вместе с полым валом насоса.

Зацепляемые элементы первого соединительного узла и корпуса насоса могут содержать блокирующую цангу, способную входить в соответствующую проточку для соединения первого соединительного узла и корпуса насоса при действии насоса и способную отсоединять первый соединительный узел при извлечении из ствола скважины.

Вращающееся уплотнение может содержать один или более защитных подшипников, расположенных между первым и вторым соединительными узлами.

Вращающееся уплотнение может содержать одну или более втулок, расположенных на первом и втором соединительных узлах.

Второй соединительный узел может входить в полый вал насоса, и на втором соединительном узле может быть размещен сжимаемый уплотнительный материл для удерживания его внутри полого вала.

Устройство может дополнительно содержать ловильную шейку для соединения с насосом или отсоединения от него.

Устройство может дополнительно содержать одну или более пар магнита и детектора на устройстве и насосе для обеспечения указания правильности подсоединения устройства к насосу. Детектор может быть предназначен для создания сигнала для цифрового управления устройством.

Согласно изобретению создан погружной электроцентробежный насос для использования с вышеописанным устройством, содержащий корпус с элементами для зацепления с соответствующими элементами первого соединительного узла устройства для соединения указанного узла с корпусом, полый вал с элементами для зацепления с соответствующими элементами второго соединительного узла устройства для соединения второго соединительного узла с полым валом с возможностью вращения вместе с валом.

Вал может содержать удаляемую пробку, которая при удалении позволяет установить вышеописанное устройство на насосе.

Согласно изобретению создан также способ проведения каротажа в зоне под вышеописанным погружным электроцентробежным насосом, содержащий следующие стадии:

подсоединение каротажного инструмента на кабеле к концу первого соединительного узла вышеописанного устройства;

прекращение действия насоса;

установка устройства в насосе, так что каротажный инструмент проходит через полый вал насоса;

отсоединение каротажного инструмента от первого соединительного узла устройства и перемещение его в скважину на кабеле;

возобновление действия насоса;

проведение измерений в скважине в зоне под насосом с помощью каротажного инструмента.

Другие аспекты изобретения понятны из нижеследующего описания.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показан вариант устройства согласно изобретению, установленного на погружном электроцентробежном насосе.

На фиг.2 показан вариант съемной части устройства согласно изобретению с подсоединенным каротажным инструментом.

На фиг.3 и 4 показаны детали конструкции головки инструмента согласно варианту, изображенному на фиг.1.

На фиг.5 показано вращающееся уплотнение.

На фиг.6 показано устройство пробки вала, присоединенной к нижнему концу внешней втулки вращающегося уплотнения.

На фиг.7 показан магнитный маркер для правильной идентификации положения внутри насоса.

На фиг.8 показана конфигурация насоса во время обычной добычи скважинной текучей среды. На фиг.9 показан пример замкового соединения между каротажным инструментом и защитного средства кабеля.

Варианты осуществления изобретения

Согласно настоящему изобретению создана система для каротажа через погружной электроцентробежный насос с полым валом, постоянно установленный в стволе скважины на конце насосно-компрессорной колонны, которая перемещается с помощью кабеля или троса. В широком смысле система включает следующие компоненты (перечисление сверху вниз): головка для размещения инструмента с замком, вращающееся уплотнение, V-образное уплотнение на валу, защитное средство кабеля и инструмент каротажа эксплуатационной скважины.

Специальный профиль с двойным скосом создан в корпусе насоса выше вала для обеспечения посадки и защелкивания головки насоса. На верху вала насоса размещен посадочный патрубок с двойным скосом для размещения заглушающей пробки, используемой во время операции добычи, или удаляемой пробки, используемой при операции каротажа.

Система также имеет следующие существенные элементы: механическая фиксирующая цанговая система, которая позволяет съемным образом удерживать головку каротажного инструмента наверху насоса и удостовериться, что система находится в нужном положении;

механическая фиксирующая система для удержания каротажного инструмента в системе при спуске в скважину;

магнитная система детектирования для подтверждения того, что система находиться в правильном положении перед включением насоса;

использование цифрового кода для магнитного обозначения положения системы для предотвращения ложных сигналов.

Различные варианты изобретения показаны на фиг.1-9.

Насос в нормальном режиме (на фиг.8 показана только часть элементов) включает корпус 2 с направляющей 10 в нижней части корпуса, полый вал 3, рабочие колеса, закрепленные на валу, и диффузоры 12, размещенные внутри корпуса 2, образующие насосную секцию, а также впуск 13 насоса, защитные средства 14, электрический двигатель 15 для вращения вала 3 и головку 16, соединенную с корпусом 2 через переходник 55 с посадочным профилем 17 для размещения головки каротажного инструмента. Посадочный профиль 17 размещен в верхней части трубы 54, соединенной с переходником 55, который фиксирован между головкой 16 и корпусом 2 насоса возле верхней части вала 3. Конструкция посадочного профиля 17, трубы 54 и переходника 55 обеспечивает их неподвижность относительно корпуса насоса.

Еще один посадочный профиль 18 выполнен на верхней части полого вала 3. Насос подвешен на насосно-компрессорной трубе 9 в обсадной колонне 19. Во время операции добычи текучей среды вал 3 закрыт заглушающей извлекаемой пробкой 20 на тросе. Пробка 20 включает V-образное уплотнение, запирающее средство, непроходной буртик и также может необязательно включать средство, предотвращающее вращение пробки, выполненное в виде двух выступов, расположенных под углом в 180 градусов на внешнем диаметре пробки. Посадочный профиль 18 имеет башмак с двойным скосом, который заканчивается двумя пазами, также расположенными под углом в 180 градусов друг к другу. Когда выступы размещаются на наклонных поверхностях башмака, возникает вращение пробки 20 и выступы проходят внутрь прорезей, которые имеются в башмаке со скосом. V-образное уплотнение помещено внутри канала патрубка, и пробка 20 размещена на непроходном буртике. Когда канал вала закрыт пробкой, электрический двигатель включается, вал приводится во вращение и возобновляется действие насоса. На фазе добычи текучих сред работа описанной насосной системы в целом идентична работе обычного насоса, имеющего сплошной вал.

При принятии решения о проведении операции каротажа скважины насос выключается. Пробка 20 удаляется с помощью каротажного кабеля или троса с нужным креплением. Каротажная система на кабеле или тросе спускается внутрь колонны. Предлагаемая система каротажа показана на фиг.2 и включает каротажный инструмент 4, спускаемый на каротажном кабеле 5. Следующие компоненты устанавливаются над каротажным инструментом 4 (перечисление снизу вверх): защитное средство 21 кабеля с центраторами 22, пробка 8 вала, узел 7 вращающегося уплотнения и каротажная головка 6. Каротажная система спускается по полому валу до размещения каротажной головки 6 внутри посадочного профиля 17, как изображено на фиг.1. Когда это происходит, пробка 8 располагается на верхней части вала 3 внутри патрубка 18. Уплотнение 9 помещается внутри канала патрубка 18. Для размещения уплотнения 9 внутри патрубка 18 может потребоваться некоторое усилие. Это дополнительное усилие может быть создано ударом ловильного захвата кабеля, который прочно укреплен на тросе выше каротажной головки. Расстояние между ловильным захватом и каротажной головкой в рабочем положении должно равняться расстоянию, которое каротажный инструмент должен пройти под насосом во время операции каротажа.

Подробное устройство каротажной головки и принцип работы показаны на фиг.3 и фиг.4. Каротажная головка включает ловильную шейку 23, проточную трубу 24, корпус 25 с двумя выступами 26, расположенными под углом в 180 градусов друг к другу, непроходной буртик 27 и блокирующую цангу 28. Профиль 17 состоит из башмака 29 с двойным скосом, имеющего на конце две прорези 30, расположенные под углом в 180 градусов друг к другу. Круговая проточка 31 выполнена в профиле 17 внутри канала. Когда каротажная головка входит в профиль 17, она принимает нужную ориентацию благодаря взаимодействию с наклонными поверхностями башмака 29 со скосом, так как выступы 26 скользят по пазам 30. Лапки цанги 28 проходят в проточку 31, и каротажная головка размещается на буртике 27. Таким образом, система для каротажа занимает правильное положение внутри насоса и фиксируется на месте с помощью цанги 28. Фиксирующие буртики на концах цанговых лапок устроены таким образом, что для цанги сила на размыкание превышает силу на смыкание в несколько раз, но все же меньше допускаемой нагрузки на каротажный кабель. Путем повторного смыкания/размыкания лапок цанги и соответствующей записи дополнительной тяги на поверхности можно убедиться в правильном положении системы внутри насоса.

Конструкция вращающегося уплотнения показана на фиг.5. Уплотнение включает внутреннюю оправку 33 с набором втулок 35. В верхней части оправка 33 соединена с корпусом 25 каротажной головки 25, а в нижней части оправка 33 соединена с верхней частью 36 защитного средства 21 кабеля. На защитном средстве 21 кабеля помещена шайба 39 упорного подшипника. Вокруг внутренней оправки 32 размещен внешний корпус 32, имеющий на своей внутренней поверхности набор втулок 34, обращенный к соответствующему набору втулок 35, размещенных на внутренней оправке 33. Защитный подшипник 37 помещен между корпусом 32 и внутренней оправкой 33 на каждом из концов наборов втулок. Соединение 36 соединяет внутреннюю оправку 33 с защитным средством 21 кабеля. Корпус 32 соединен с уплотняющим телом 38. Уплотнительное кольцо 41 также обеспечивает герметизацию между корпусом 25 каротажной головки и соединителем 36. Зазор 40 между внутренними втулками 35 и внешними втулками 34 и длина зазора выбираются для обеспечения блокировки циркуляции жидкости через зазор, вызванной давлением, созданным насосом в связи с высоким перепадом давления. В этом случае радиальный зазор должен быть такой величины, как зазор в радиальных подшипниках в насосе. Длина зазора обычно составляет около 0,5-1,0 метра. Из-за ожидаемого высокого эрозионного износа втулки должны изготавливаться из износоустойчивого материала, такого как карбид вольфрама или керамики. Такие материалы обычно хрупкие и могут повреждаться при ударных нагрузках или изгибе. Для предотвращения повреждения хрупких втулок во время сборки, транспортировки до скважины и при спуске в скважину вставки 37 защитных подшипников помещены на концах корпуса 3, как указано выше. Зазор между вставками 37 и внутренней оправкой 33 является значительно меньше зазора 40. Таким образом, ударные и изгибные нагрузки принимаются вставками 37 вместо втулок. Эти вставки изготовляются их мягких и изнашиваемых материалов, например пластика. Во время операции каротажа, когда приводной вал вращается с высокими оборотами, вставки будут быстро изнашиваться и не повлияют на эффективность вращающегося уплотнения. Упорный подшипник 39 помещен на буртике защитного средства 21 кабеля. Упорный подшипник изготовляется из материала с низким коэффициентом трения. Например, упорный подшипник может быть изготовлен из латуни или бронзы. Когда система каротажа в первый раз размещается в нужном положении (см. фиг.1), движение вниз пробки 8 останавливается трением от уплотнения 9, которое входит в профиль 18. На этой стадии упорный подшипник 39 приходит в контакт с буртиком 42 (как показано на фиг.5). Когда насос начинает действовать, указанный контакт поддерживается в течение короткого времени и упорная шайба будет вращаться на этом буртике. После небольшого интервала времени насос создает достаточное давление для проталкивания пробки 8 (см. фиг.1) вниз по патрубку 18 до буртика, при этом между упорным подшипником 39 и буртиком 42 будет поддерживаться зазор во время работы насоса (см. фиг.5).

Конструкция пробки для вала показана на фиг.6. Пробка включает корпус 32 вращающегося уплотнения как неотъемлемую часть пробки 8, V-образное уплотнение 9 и нижнюю гайку 43 с непроходным буртиком 44. На внешней поверхности пробки размещены два выступа 45 под углом 180 градусов друг к другу. Выступы 45 предназначены для зацепления пробки с валом 3 для совместного вращения во время действия насоса.

Патрубок пробки (см. фиг.6) имеет конфигурацию башмака 46 с двойным скосом, которая на вершине завершается двумя прорезями. Башмак 46 используется для ориентации и направления выступов 45 в соответствующие пазы. Патрубок 18 предотвращен от вращения относительно вала 3 благодаря лапкам 48, которые расположены в отверстиях вала с одного конца и в прорезях в конце 50 патрубка на другом конце. Гайка 47 удерживает патрубок на верху вала. Уплотнительное кольцо установлено между патрубком 18 и гайкой 47, и другое уплотнительное кольцо 51 помещено между валом 3 и гайкой 47.

Верхний конец защитного средства 21 кабеля имеет резьбовое соединение с оправкой 33. Защитное средство 21 кабеля должно иметь достаточную длину для предохранения кабеля от повреждений на всей длине вала обеспечивать изоляцию кабеля от вращения вала. Несколько центраторов 22 установлены на внешней поверхности защитного средства 21 кабеля.

Правильная установка системы на полом валу насоса является критичной для функционирования системы и сохранения работоспособности при операции каротажа. Если установка выступов 26 в башмаки 30 с косым срезом выполнена неправильно, то каротажная головка 6 начнет вращаться из-за трения в уплотнении 7. В такой ситуации вращение также передается на каротажный кабель 5. Поскольку вал насоса вращается на относительно высоких скоростях, то кабель может быстро закручиваться в большое количество витков за короткий промежуток времени, что создает риск разрыва каротажного кабеля.

Для предотвращения указанной ситуации каротажная головка оборудована цангами 28 для проверки правильности фиксации путем натягивания кабеля до начала вращения насоса. Для проверки правильности установки системы до и после вращения насоса могут устанавливаться дополнительные системы обнаружения.

Одна из систем основана на детектировании магнитного маркера. Магнит прикреплен к нижней части защитного средства 21 кабеля. Когда вся система правильно установлена, этот магнит обращен к камере (обычно в нижней части насоса), где установлены электронные/электрические датчики для измерения и контроля работы насоса или контроля двигателя, например, если использован двигатель постоянного тока. Обычно положение магнита регистрируется с помощью магнитного детектора (например, детектор с эффектом Холла), который размещен внутри камеры для правильного функционирования, магнитный детектор установлен в камеру с атмосферным давлением, выполненную из немагнитного материала по меньшей мере между магнитом в скважиной текучей среде и детектором в указанной камере. При правильном размещении детектор может удостоверить правильность вертикального положения магнита с точностью менее нескольких сантиметров. Обычно азимут защитного средства 21 не может быть обеспечен относительно магнитного детектора. По этой причине лучше использовать кольцевой магнит с радиальной поляризацией. Если используется точечный магнит, то потребуется установка нескольких детекторов в камере для охвата азимута.

Когда детектор в камере обнаруживает присутствие магнита, сигнал обнаружения может быть использован на месте и/или в удаленном режиме для контроля за работой насоса.

В случае удаленной системы защиты сигнал от детектора может быть передан на поверхность, что может быть выполнено посредством наложения телеметрического сигнала на линию двигателя насоса. В этом случае специальная электроника на поверхности получает телеметрический сигнал и отслеживает обнаруженный сигнал. Если обнаруженный сигнал является неадекватным, то поверхностная электроника, отвечающая за электропитание, не включает питание для двигателя насоса.

В случае локально расположенной системы защиты сигнал от магнитного детектора может использоваться для управления переключателями мощности двигателя насоса.

В случае первого предложения полый вал насоса имеет возможность работать, только когда пробка 20 установлена на полом валу. Для этого пробку можно продлить с помощью длинной магнитной опоры, так что магнит замыкает выключатель питания, в случае если пробка установлена правильно. В другом варианте управление переключателем мощности деактивируется, когда установлена пробка, и в этом случае переключатель всегда замкнут. Это означает, что двигатель готов к запуску, когда пробка установлена. Когда пробка удалена и требуется привести в действие систему каротажа, скважинный переключатель мощности активируется с помощью подачи сигнала с поверхности. Эта активация может быть достигнута через аналоговый сигнал, такой как сигнал переменного тока. При применении скважинной цифровой электроники активация проводится с помощью цифровой телеметрии. В качестве дополнительной альтернативы скважинную электронику можно оборудовать вторичным детектором, который отслеживает присутствие кабеля в полом валу. Если в полом валу отмечено присутствие кабеля, то скважинная электроника активирует переключатель мощности, основанный на выходном сигнале магнитного детектора; в противном случае этот переключатель находится в режиме проводимости.

В некоторых вариантах конструкции вал насоса может выходить за пределы камеры с электроникой. В этом случае магнит, который помещен на защитное средство 21 кабеля, должен быть расположен на глубине внутри приводного вала. Этот магнит неподвижно закреплен внутри приводного вала благодаря зацеплению лапок в башмаке со скосом в верхней части насоса. Для обеспечения способа обнаружения необходимо, чтобы приводной вал насоса, по меньшей мере локально, был проницаем для магнитного поля. Это означает, что вал можно изготовить из немагнитной стали или композита, например, стекловолокна, трубы на основе эпоксидной смолы и т.д.

Пример системы блокировки между каротажным инструментом и защитным средством кабеля показан на фиг.9. Подвижные цанги 60 помещены в верхней части каротажного инструмента 4. Концы 59 цанг помещены внутрь прорезей в нижней части защитного средства 21 кабеля. В рабочем положении защитное средство 21 всегда имеет сцепление с каротажным инструментом. Когда цанги 60 проходят препятствие в направляющей 10, буртик 58 толкает головку 56 цанг внутрь защитного средства кабеля. Когда эта операция завершается, головка 6 инструмента и пробка 8 разместятся на патрубках. Наклонная поверхность 57 на концах цанг не может обеспечить сцепление между каротажным инструментом и защитным средством кабеля, и под собственным весом каротажный инструмент отцепляется и может опуститься в область под насосом.

Насос в совокупности с каротажным инструментом действует следующим образом.

При принятии решения о проведении каротажа вращение насоса останавливается. Устройство для спуска каротажных устройств на кабеле перемещается в положение в скважине и устанавливается, включая необходимое устьевое оборудование. На следующем этапе на кабеле спускается ловильный инструмент, который удаляет пробку из вала. После этого система для каротажа, показанная на фиг.2, спускается в колонну труб. Система каротажа опускается на место и закрепляется в посадочном патрубке. Кроме показаний глубины спускаемой системы, применяется комплексная система подтверждения правильного положения системы. Один подход состоит в повторном измерении силы вытягивания для цангового механизма головки каротажа, когда цанга находится в открытом положении, а другой подход состоит в индуцированном сигнале при правильном расположении системы. Когда получено подтверждение правильного размещения каротажной системы, проводится спуск инструмента на нужную глубину к перфорированному интервалу скважины. После этого возобновляется вращение насоса и внутри обсадной колонны возобновляется поток текучей среды через впуск насоса. При этом проводится каротаж работающей эксплуатационной скважины. Когда каротаж закончен, то инструмент извлекается через полый вал насоса. При этом каротажный инструмент приходит в контакт с защитным средством кабеля. Усилие по вытягиванию кабеля передается на головку инструмента и выпускает цангу из канавки. Вся каротажная сборка, таким образом, извлечена из ствола скважины.

В объеме изобретения могут быть осуществлены другие модификации.

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин, в частности к системе каротажа, которая используется в зоне под электрическим центробежным насосом. Устройство включает первый соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части корпуса погружного насоса, второй соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части полого вала насоса с возможностью вращения вместе с валом. Каналы первого и второго узлов центрированы на общей оси. Вращающееся уплотнение, расположенное между наложенными частями указанных узлов, ограничивает циркуляцию текучей среды через вал насоса до значения менее 25% от номинального расхода насоса, не оказывая влияния на данные каротажа скважины. Повышается надежность каротажа. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

1. Устройство для спуска кабеля в скважину через полый вал погружного электроцентробежного насоса, содержащее первый соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части корпуса насоса для соединения указанного узла с корпусом, второй соединительный узел с каналом для прохождения кабеля и элементами, способными зацепляться с соответствующими элементами в верхней части полого вала насоса для соединения второго соединительного узла с валом с возможностью вращения вместе с валом, при этом каналы первого и второго узлов центрированы по общей оси, и первый и второй соединительные узлы частично входят друг в друга, вращающееся уплотнение, расположенное между наложенными частями указанных узлов и ограничивающее циркуляцию текучей среды через вал насоса до приемлемо низкого значения, составляющего менее 25% от номинального расхода указанного насоса, не оказывая влияния на данные каротажа эксплуатационной скважины.

2. Устройство по п.1, в котором вращающееся уплотнение обеспечивает вращение второго соединительного узла относительно первого соединительного узла.

3. Устройство по п.1, в котором первый соединительный узел проходит через второй соединительный узел.

4. Устройство по п.1, в котором первый соединительный узел включает защитное средство кабеля, проходящее вдоль длины полого вала насоса и предназначенное для прохождения кабеля через него.

5. Устройство по п.4, в котором первый и второй соединительные узлы, вращающееся уплотнение и защитное средство кабеля собраны вместе с каротажным инструментом, прикрепленным к низу сборки, и при доставке в ствол скважины вся сборка перемещается как один блок внутри насосно-компрессорной колонны и через полый вал насоса.

6. Устройство по п.5, в котором защитное средство кабеля содержит соединительный механизм для присоединения к нему с возможностью отсоединения каротажного инструмента.

7. Устройство по п.5, дополнительно содержащее один или несколько центраторов, размещенных снаружи защитного средства кабеля для поддержания его в центральном положении в полом вале насоса.

8. Устройство по п.1, в котором зацепляемые элементы первого соединительного узла и корпуса насоса и/или второго соединительного узла и полого вала насоса имеют штифты, входящие в соответствующие пазы.

9. Устройство по п.8, в котором пазы выполнены в виде косого среза для предотвращения вращения первого соединительного узла посредством соединения с корпусом и для предотвращения вращения второго соединительного узла вместе с полым валом насоса.

10. Устройство по п.1, в котором зацепляемые элементы первого соединительного узла и корпуса насоса содержат блокирующую цангу, способную входить в соответствующую проточку для соединения первого соединительного узла и корпуса насоса при действии насоса и способную отсоединять первый соединительный узел при извлечении из ствола скважины.

11. Устройство по п.1, в котором вращающееся уплотнение содержит один или более защитных подшипников, расположенных между первым и вторым соединительными узлами.

12. Устройство по п.1, в котором вращающееся уплотнение содержит одну или более втулок, расположенных на первом и втором соединительных узлах.

13. Устройство по п.1, в котором второй соединительный узел входит в полый вал насоса, и на втором соединительном узле размещен сжимаемый уплотнительный материал для удерживания его внутри полого вала.

14. Устройство по п.1, дополнительно содержащее ловильную шейку для соединения с насосом или отсоединения от него.

15. Устройство по п.1, дополнительно содержащее одну или несколько пар магнита и детектора на устройстве и насосе для обеспечения указания правильности подсоединения устройства к насосу.

16. Устройство по п.15, в котором детектор предназначен для создания сигнала для цифрового управления устройством.

17. Устройство по п.1, дополнительно содержащее удаляемую пробку, размещенную на верхней части полого вала, которая при удалении позволяет установить устройство на насосе.

18. Погружной электроцентробежный насос для использования с устройством по любому из пп.1-17, содержащий корпус с элементами для зацепления с соответствующими элементами первого соединительного узла устройства для соединения указанного узла с корпусом, полый вал с элементами для зацепления с соответствующими элементами второго соединительного узла устройства для соединения второго соединительного узла с полым валом с возможностью вращения вместе с валом.

19. Способ проведения каротажа в зоне под погружным электроцентробежным насосом по п.18, содержащий следующие стадии:
подсоединение каротажного инструмента на кабеле к концу первого соединительного узла устройства по одному из пп.1-17;
прекращение действия насоса;
установка устройства в насосе так, что каротажный инструмент проходит через полый вал насоса;
отсоединение каротажного инструмента от первого соединительного узла устройства и перемещение его в скважину на кабеле;
возобновление действия насоса;
проведение измерений в скважине в зоне под насосом с помощью каротажного инструмента.