НАМАТЫВАЕМЫЙ СТЫКОВОЙ СОЕДИНИТЕЛЬ И СПОСОБ ДЛЯ ЗАКЛЮЧЕННОГО В ТРУБУ КАБЕЛЯ Российский патент 2021 года по МПК E21B19/22 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение в целом относится к области электрических погружных насосов (ESP), используемых в подземных скважинах. Более конкретно, изобретение относится к способам извлечения ESP, включая например, ESPCP (электрических погружных винтовых насосов), которые устанавливают в скважинах на конце электрического кабеля, а именно, заключенный в трубу кабель (TEC).

Уровень техники

ESP известны в данной области для перемещения на выбранную глубину в подземной скважине за счет соединения TEC с ESP и выдвижения TEC в скважину до тех пор, пока ESP не будет находиться в скважине на выбранной глубине. После размещения ESP на выбранной глубине можно использовать определенное оборудование и методики для удерживания верхнего конца TEC на своем месте, например, в специально разработанном оборудовании для устья скважины. Свободный конец TEC проходит через уплотнительные элементы в оборудовании для устья скважины. Свободный конец TEC тогда можно отрезать на требуемой длине, и можно выполнить электрические соединения с одной или более электрическими жилами в TEC с целью подачи электроэнергии для приведения в действие ESP.

В случае необходимости извлечения ESP из скважины необходимо вытянуть TEC из скважины. Обычно для этой цели используют лебедку; в случае TEC, который был отрезан по длине на поверхности, необходимо выполнить механическое соединение с концом TEC, которое может выдержать осевую нагрузку развернутого в скважине TEC и ESP, соединенного с концом TEC. Необходимо, чтобы подобное соединение имело относительно короткую длину и наматывалось на лебедку для облегчения извлечения узла TEC и ESP посредством лебедки. Также необходимо иметь способ извлечения ESP из скважины без необходимости закрывать или «глушить» скважину.

Сущность изобретения

В одном аспекте настоящее описание относится к стыковому соединителю для наматываемой трубы. Стыковой соединитель содержит центральную часть, имеющую внешний диаметр равный или по существу равный внешнему диаметру трубы. Продольный удлинитель проходит в каждом продольном направлении наружу от центральной части. Продольные удлинители содержат множество дистанцированных сегментов, имеющих внешний диаметр, равный внутреннему диаметру трубы, и множество продольно дистанцированных обжимных канавок, расположенных между дистанцированными сегментами. Внутренний диаметр стыкового соединителя выбран таким, что при сборке стыкового соединителя с трубой на каждом продольном удлинителе, стыковой соединитель может сгибаться до радиуса кривизны барабана лебедки, используемого для развертывания и/или вытягивания трубы.

При использовании продольные удлинители стыкового соединителя могут создавать соединение между двумя трубами. Внешний диаметр центральной части может быть равен или по существу похож на внешний диаметр одной или обеих из двух труб, так что соединение и две трубы при наращивании могут иметь по существу постоянный внешний диаметр. Стыковой соединитель также может сгибаться до радиуса кривизны барабана лебедки, используемого для развертывания и/или вытягивания трубы. Эта конфигурация стыкового соединителя может облегчать наматывание стыкового соединителя на лебедку, например, обеспечивая более плавное наматывание на лебедку, уменьшая концентрации напряжения в трубе и в стыковом соединителе и тому подобное, и может обеспечить вытягивание насосной системы ESP в условиях работы скважины без глушения скважины текучей средой.

В некоторых вариантах применения стыковой соединитель можно соединить с концом ранее развернутой трубы, например, развернутой в скважине. Стыковой соединитель может обеспечить вытягивание соединенной трубы путем наматывания на лебедку. Стыковой соединитель можно соединить с трубой таким образом, чтобы он проходил по длине этой трубы.

Множество дистанцированных сегментов можно разнести таким образом, чтобы облегчить операции сращивания с трубой. Например, множество дистанцированных сегментов могут иметь интервал, который улучшает захват на трубе, минимизируя в то же время концентрации напряжения в трубе и/или в стыковом соединителе.

Продольные удлинители можно вводить в трубу, обеспечивая операции сращивания. Трубу можно обжимать на ее внешней поверхности, которая находится в области обжимных канавок. Трубу можно обжимать на ее внешней поверхности рядом с обжимными канавками при введении продольного удлинителя стыкового соединителя в трубу.

Множество дистанцированных компонентов могут иметь интервал для облегчения самой операции сращивания. Например, множество дистанцированных компонентов могут быть равномерно дистанцированы таким образом, чтобы облегчить расположение обжимных канавок стыкового соединителя при введении продольного удлинителя стыкового соединителя в трубу.

Обжим трубы в области обжимных канавок может обеспечить улучшенное соединение трубы и стыкового соединителя, например, улучшенный захват. Обжим трубы в области обжимных канавок может обеспечить улучшенное соединение, например, по сравнению с обжимом трубы в области продольного дистанцирования от обжимных канавок. Подобное улучшенное соединение может обеспечить трубе более хорошую опору, например, для ее собственной массы и/или массы соединенного компонента, такого как ESP при подвешивании в скважине.

Обжимные канавки могут иметь угловой профиль. Подобный угловой профиль может способствовать улучшению захвата трубы и стыкового соединителя.

Переход между дистанцированными сегментами и обжимными канавками может быть по существу квадратным.

Обжимные канавки могут иметь глубину, являющуюся функцией толщины трубы. Подобная взаимосвязь между толщиной трубы и глубиной обжимных канавок может обеспечить стыковому соединителю более легкое зацепление обжатой трубы и может обеспечить обжим трубы без лишней деформации трубы.

Обжимные канавки могут содержать или определять внешний диаметр меньше, чем внешний диаметр сегментов за счет величины, по существу равной толщине стенки трубы.

Стыковой соединитель может быть образован из деформируемого материала. Стыковой соединитель может быть образован из материала, который может пластично деформироваться. Стыковой соединитель может быть образован из пластичного металла. Стыковой соединитель может быть способен противостоять повторяющимся циклам изгибания. Наличие деформируемого стыкового соединителя при обжатии на трубе или трубах может обеспечить более легкое наматывание стыкового соединителя на лебедку и/или сматывание с нее. Например, стыковой соединитель может быть способен деформироваться, чтобы иметь кривизну, обеспечивающую легкое его наматывание на лебедку. В некоторых примерах стыковой соединитель может быть образован по меньшей мере из одного из титана и его сплавов.

В некоторых примерах труба может содержать заключенный в трубу кабель (TEC).

В другом аспекте настоящее описание относится к стыковому соединителю для наматываемой трубы. Стыковой соединитель может содержать корпусную часть, имеющую внешний диаметр, равный или по существу равный внешнему диаметру трубы. Продольный удлинитель может проходить в продольном направлении наружу от корпусной части. Продольный удлинитель может содержать множество дистанцированных сегментов, имеющих внешний диаметр, равный внутреннему диаметру трубы, и множество продольно дистанцированных обжимных канавок, расположенных между дистанцированными сегментами. Внутренний диаметр стыкового соединителя можно выбрать таким, что при сборке стыкового соединителя с трубой на продольном удлинителе стыковой соединитель может сгибаться до радиуса кривизны барабана лебедки, используемого для развертывания и/или вытягивания трубы.

Стыковой соединитель может содержать продольный удлинитель, проходящий в каждом продольном направлении наружу от корпусной части. В этом примере корпусная часть может образовать центральную часть. Каждый продольный удлинитель может быть выполнен аналогичным образом. Каждый продольный удлинитель может облегчать соединение с соответствующей трубой.

В другом аспекте настоящее описание относится к способу извлечения из скважины электрического погружного насоса (ESP), установленного в конце трубы. Способ может включать открывание свободного конца трубы, выходящего над наземным концом скважины. Способ может включать введение продольного удлинителя стыкового соединителя в свободный конец трубы. Способ может включать обжим трубы в канавки обжима в стыковом соединителе. Способ может включать вытягивание трубы с прикрепленным к ней ESP путем извлечения трубы и стыкового соединителя на лебедку до расположения ESP над устьем скважины в верхнем конце скважины.

Способ может включать удаление электрических жил, содержащихся в трубе вдоль продольного расстояния, соответствующего длине продольного удлинителя стыкового соединителя. Способ может включать удаление электрический жилы посредством сверления. Например, способ может включать сверление в открытый конец трубы для удаления содержащихся там электрических жил. Способ может включать сглаживание внутренней поверхности трубы. Способ может включать удаление заусенцев или хонингование внутренней поверхности трубы после сверления для удаления содержащихся там электрических жил. Сглаживание внутренней поверхности трубы может обеспечивать более легкую установку стыкового соединителя и обеспечивать более хороший захват после установки.

Способ может включать предварительную сборку стыкового соединителя с частью трубы, расположенной на лебедке, с продольным удлинителем на свободном конце после удаления жил. Способ может включать обжим трубы в канавки обжима в стыковом соединителе. Способ может включать извлечение из скважины ESP с прикрепленной к нему трубой путем извлечения трубы и стыкового соединителя на лебедку до расположения ESP над устьем скважины в верхней части скважины.

Способ может включать обжим трубы обжимным устройством, например, гидравлическим обжимным устройством.

Способ может включать открывание барьера или барьеров скважины, например, открывание задвижки, такой как центральная задвижка (MV).

В некоторых примерах способ дополнительно включает закрывание задвижек в устье скважины на наземном конце скважины и извлечение ESP из лубрикатора, соединенного с верхней частью устья скважины. Способ может включать закрывание барьера или барьеров скважины, например, закрывание задвижки, такой как центральная задвижка (MV).

В некоторых примерах способ может включать создание более чем одного обжима в трубе в каждой обжимной канавке. Способ может включать создание первого обжима в каждой обжимной канавке с последующим вторым обжимом каждой обжимной канавки. Способ может включать поворот второго обжима на 90 градусов от первого обжима. Способ может включать создание последовательности обжимов по схеме. Например, способ может включать создание множества с одинаковым числом обжимов в каждой обжимной канавке. Способ может включать сперва создание обжима в обжимной канавке, расположенной продольно дальше всего от центральной части. Способ может включать создание множества обжимов, начиная с создания обжима в обжимной канавке дальше всего от центральной части. Способ может включать создание обжима только в некоторых, т.е. не всех обжимных канавках.

В некоторых примерах способ дополнительно включает повторное введение ESP в скважину на глубину, обеспечивающую выдвижение трубы на выбранную длину выше устья скважины. Способ может включать закрепление трубы продольно в устье скважины. Способ может включать захват трубы с помощью захвата кабеля в устье скважины. Способ может включать высвобождение трубы из захвата кабеля в устье скважины. Способ может включать открывание электрических жил в выдвинутой трубе для получения электрического соединения с ESP в скважине. Способ может включать сдирание части трубы для обнажения электрических жил.

Способ может включать вытягивание трубы с прикрепленным ESP вверх из скважины. Способ может включать вытягивание трубы с прикрепленным ESP и стыкового соединителя вверх, вытягивая стыковой соединитель на лебедку или барабан лебедки.

Способ может включать извлечение ESP на поверхность скважины. Способ может включать извлечение ESP на поверхность скважины путем наматывания трубы на лебедку или барабан лебедки поверх наматываемого стыкового соединителя (например, путем наматывания трубы на лебедку или барабан лебедки после вытягивания наматываемого стыкового соединителя на лебедку или барабан лебедки).

В некоторых примерах способ может включать соединение дистанцирующего элемента между концом трубы и ESP, причем дистанцирующий элемент имеет длину, выбранную для регулировки длины извлекаемой трубы во время вытягивания ESP из скважины.

В дополнительном аспекте настоящее описание относится к способу извлечения из скважины электрического погружного насоса (ESP), установленного на конце заключенного в трубу кабеля (TEC). Способ может включать открывание свободного конца TEC, выходящего над наземным концом скважины. Способ может включать введение продольного удлинителя стыкового соединителя в свободный конец TEC. Способ может включать обжим TEC в обжимную канавку в стыковом соединителе. Способ может включать вытягивание TEC с прикрепленным к нему ESP путем извлечения TEC и стыкового соединителя на лебедку до расположения ESP над устьем скважины в верхнем конце скважины.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлен пример стыкового соединителя для механического соединения двух концов заключенного в трубу кабеля (TEC) или другой трубы.

На фиг. 2 представлен стыковой соединитель фиг. 1, соединенный с двумя концами TEC.

На фиг. 3 представлен стыковой соединитель, прикрепленный к концу TEC, намотанного на лебедку.

На фиг. 4 представлен верхний конец отрезанного по длине TEC, как он может выступать из устья скважины.

На фиг. 5 представлен стыковой соединитель, введенный в подготовленный конец TEC, выступающего из устья скважины.

На фиг. 6 представлен такой же вид как на фиг. 5, более подробный в отношении сохранения рабочей зоны под трубопроводом-«лубрикатором».

На фиг. 7 представлено использование обжимного инструмента для прикрепления стыкового соединителя к концу устья скважины TEC.

На фиг. 8 представлено завершенное соединение.

На фиг. 9 представлен наматываемый стыковой соединитель, расположенный на барабане лебедки, когда TEC извлекают из скважины.

На фиг. 10 представлено иллюстративная установка ESP на конце TEC.

Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения

На фиг. 1 представлен пример наматываемого стыкового соединителя 10. Наматываемый стыковой соединитель 10 может содержать находящуюся в центре «полноразмерную» секцию 10A, которая имеет внешний диаметр по существу такой же, как у заключенного в трубу кабеля (TEC, см. ФИГ. 2) или у другой подлежащей сращиванию трубы. На продольных удлинителях 10C, выходящих из каждого продольного конца полноразмерной секции 10A, может находиться множество обжимных канавок 10B. Обжимные канавки 10B расположены между продольными сегментами 10D на каждом продольном удлинителе 10C. Продольные сегменты 10D могут иметь внешний диаметр приблизительно такой же, как внутренний диаметр TEC или подлежащей сращиванию трубы. Обжимные канавки 10B могут иметь глубину, приблизительно равную толщине стенки TEC или другой подлежащей сращиванию трубы. Внешний диаметр стыкового соединителя 10 можно выбирать таким образом, чтобы при сборке стыкового соединителя 10 с двумя отдельными концами трубы, такой как рубашка TEC, стыковой соединитель 10 и собранные концы TEC или трубы (см. 12A, 12B на Фиг. 2) имели по существу постоянный внешний диаметр по всей длине соединения. Подобный внешний диаметр может быть по существу таким же, как номинальный внешний диаметр трубы или TEC. Внутренний диаметр стыкового соединителя можно выбирать таким образом, чтобы при сборке стыкового соединителя с трубой на каждом продольном удлинителе стыковой соединитель и труба сгибались по радиусу кривизны барабана лебедки (см. ФИГ. 9), используемой для развертывания трубы в стволе скважины.

В некоторых примерах края обжимных канавок 10B могут иметь острые (очень небольшого радиуса) края, чтобы обеспечивать достаточное сопротивление осевой нагрузке на собранный обжимной соединитель 10 и концы трубы. В некоторых примерах наматываемый стыковой соединитель 10 можно сделать из высокопрочного пластичного (и, следовательно, сгибаемого) материала, такого как титан и его сплавы.

На фиг. 2 представлен пример стыкового соединителя 10, имеющего два продольных удлинителя 1°C на Фиг. 1, расположенных в открытых концах 12A, 12B TEC или другой подлежащей сращиванию трубы. Под номерами 14A, 14B и 14C показаны иллюстративные продольные положения для обжима трубы на ее отдельных продольных концах 12A и 12B.

В некоторых примерах обслуживающее транспортное средство или другая опорная платформа, имеющая лебедку, может иметь наматываемый TEC или другую наматываемую трубу (например, колтюбинг) на лебедке перед началом работ по извлечению ESP. На фиг. 3 представлен пример стыкового соединителя 10 уже обжатого на свободном конце TEC или трубы, выходящей из лебедки (см. ФИГ. 9). Один из продольных удлинителей (1°C на Фиг. 1) уже расположен внутри конца 12A трубы или TEC, по существу как показано на Фиг. 2. Другой продольный удлинитель 1°C стыкового соединителя 10 открыт, показывая продольные сегменты 10D и обжимные канавки 10B, по существу как объяснено со ссылкой на ФИГ. 1.

На фиг. 4 представлен другой конец 12B (например, конец TEC, выступающий из устья скважины) или другая труба, подлежащая сращиванию за счет соединения со стыковым соединителем (10 на Фиг. 3). Другим концом 12B в настоящем примере является конец TEC, который содержит электрические жилы 12C, продольная часть которых будет удалена перед сращиванием другого конца 12B со стыковым соединителем (10 на Фиг. 3). Удаление продольной части электрических жил 12C в TEC можно выполнять с использованием бура или аналогичного инструмента. В некоторых примерах бур может содержать долото, имеющее твердость, достаточную для сквозного разрезания медных или алюминиевых электрических жил и пластмассовой или другой изоляции, окружающей электрические жилы 12C, но не достаточно твердое для легкого просверливания герметизирующей трубы 12D. В некоторых примерах длина электрических жил, подлежащая удалению, приблизительно такая же, как длина продольного удлинителя (1°C на Фиг. 3) стыкового соединителя 10.

На фиг. 5 представлен стыковой соединитель 10, введенный в свободный конец 12B TEC, выступающего из устья скважины после высверливания электрических жил, и сглаживания внутренней поверхности TEC, например, путем снятия заусенцев или хонингования. На фиг. 6 представлен такой же вид, как на ФИГ. 5, более подробный в отношении сохранения рабочей зоны 22 под трубопроводом-«лубрикатором» 20, который был поднят над устьем скважины (не показано на Фиг. 6).

На фиг. 7 представлено использование гидравлического обжимного инструмента 24 для обжима конца 12B трубы в обжимные канавки (10B на Фиг. 1) на продольном удлинителе (1°C на Фиг. 2) стыкового соединителя 10. В настоящем примере не требуется обжим всей окружности. В некоторых примерах схему обжима можно выполнить таким образом, чтобы для каждой обжимной канавки (10B на Фиг. 1) в конце 12B трубы или TEC сделать первый обжим, с последующим вторым обжимом, сделанным в той же обжимной канавке (10B на Фиг. 1), ориентированным с поворотом на 90 градусов относительно предыдущего обжима в той же обжимной канавке. Таким образом, в примере стыкового соединителя, показанном на Фиг. 1, в котором на каждом продольном удлинителе (1°C на Фиг. 1) имеется три обжимные канавки (10B на Фиг. 1), в трубе TEC или другой трубе можно обеспечить в общей сложности двенадцать отдельных обжимов. В некоторых примерах процедуру обжима можно начинать в продольно наиболее удаленной обжимной канавке (10B на Фиг. 1) от полноразмерной секции (10A на Фиг. 1) последовательно внутрь в направлении полноразмерной секции (10A на Фиг. 1), выдавая трубный материал напротив плеча полноразмерной секции (10A на Фиг. 1).

На фиг. 8 представлено итоговое стыковое соединение, подвешенное над устьем скважины. Завершенное соединение содержит конец трубы 12A, расположенной на лебедке (ФИГ. 9), стыковой соединитель 10 и скважинный конец трубы 12B, соединенные вместе с образованием соединения, имеющего по существу постоянный внешний диаметр по всей длине соединения.

На фиг. 9 представлен стыковой соединитель 10 после того, как лебедку 30 задействовали для вытягивания из скважины некоторой части TEC. Во время работ по вытягиванию ESP лебедку 30 можно задействовать для вытягивания TEC или трубы из скважины до полного извлечения ESP из скважины.

Стык (механический) заключенного в трубу кабеля согласно настоящему описанию может противостоять повторяющимся циклам изгибающей деформации пластмассы без малоциклового усталостного разрушения в течение требуемого срока годности TEC, что включает изгиб вокруг двух шкивов и одного барабана лебедки (см. 30 на фиг. 9) для вытягивания системы ESP назад на поверхность. Стыковое соединение 10 может сохранять полную прочность при растяжении нестыковых частей TEC или другой трубы. Внешний диаметр завершенного соединения является плавным и по существу таким же, как у TEC или другой трубы.

Стыковой соединитель отличают канавки с острыми краями для «введения» в TEC или другую трубу. В некоторых примерах повторное использование кабеля, например, TEC, который был отрезан/прерван/соединен для вытягивания, как объяснено выше, может быть облегчено за счет использования распорного стержня, введенного в ESP с длиной, равной длине кабеля (например, TEC), отрезанного на поверхности во время описанного выше процесса перезаделки. Система сращивания TEC, которая описана в данном документе, может работать в комбинации с модифицированной системой противовыбросовой задвижки (BOP) с зажимом штанги для захвата и уплотнения кабеля в устье скважины.

На фиг. 10 представлен вид в вертикальном разрезе примера ESP 40, прикрепленного к трубе 12, такой как TEC. ESP 40 и труба 12 расположены в стволе W скважины, которую бурят в толще породы для добычи текучих сред, таких как вода и/или нефть. ESP 40 может содержать двигатель M, кожух S, редуктор и узел G силовой передачи, и насос P, такой как центробежный насос. ESP 40 можно удерживать на месте в стволе W скважины и герметизировать с использованием кольцевого уплотнения 42, такого как пакер, расположенный в обсадной трубе C на выбранной глубине в стволе W скважины.

В рамках изобретения термин «нефть» в широком смысле относится ко всем минeральным углеводородам, таким как сырая нефть, газ и комбинации нефти и газа. Труба 12 соединяет электрическую погружную насосную систему 40 с устьем WH скважины, находящимся на поверхности.

Текучая среда, выходящий из ствола W скважины, может проходить через «боковую» задвижку WV, образующую часть устья WH скважины, а, следовательно, поступать в подходящее оборудование для переработки добытых текучих сред (не показано). Чтобы закрыть скважину, центральная задвижка MV может содержаться в оборудовании устья WH скважины. Хотя электрическая погружная насосная система 40 выполнена с возможностью подачи нефтепродуктов, должно быть понятно, что настоящий пример насосной системы также можно использовать для перемещения других текучих сред, например, и без ограничения воды.

Двигателем M может быть электрический двигатель, который получает энергию от установленного на поверхности блока управления двигателем MC через TEC 12. При включении питания от блока управления двигателем MC двигатель M приводит в движение насос P.

Пример процедуры извлечения стыковой установки и ESP может включать следующее:

a) открывание барьеров скважины, например, задвижек, таких как центральная задвижка MV;

b) зачистка соединений для обнажения кабеля (TEC) 12 и жил (12C на Фиг. 4)

c) высверливание жил (12C на Фиг. 4) внутри TEC 12 до выбранной длины;

d) удаление заусенцев ID и OD трубы TEC;

e) проталкивание стыкового соединителя (10 на Фиг. 1) к краю высверленного TEC (12B на Фиг. 4) и маркировка положений обжима;

f) проталкивание стыкового соединителя (10 на Фиг. 1) в конец трубы TEC (12B на Фиг. 4);

g) использование гидравлического обжимного инструмента (24 на Фиг. 7) для обжима в первом положении (внешнем, см. 14C на Фиг. 2), поворот гидравлического обжимного инструмента на 90 градусов и обжим снова в том же положении обжима;

h) повторение процедуры обжима в (g) в втором положении (среднем, см. 14B на Фиг. 2);

i) повторение процедуры обжима в (g) в третьем положении (внутреннем, см. 14A на Фиг. 2);

k) закрывание скважины, например, путем приведения в действие центральной задвижки MV;

l) тест-подъем стыкового соединения, например, путем поворота лебедки (30 на Фиг. 9);

m) освобождение захвата кабеля в устье скважины (не показано);

n) начало натяжения вверх TEC с помощью прикрепленной системы ESP, натягивая стыковой соединитель (10 на Фиг. 1) через набивные сальники на лубрикаторе (20 на Фиг. 6), поверх шкивов и назад на барабан лебедки (30 на Фиг. 9);

o) вытягивание ESP 40 на поверхность за счет продолжения наматывания TEC на барабан лебедки (30 на Фиг. 9) по верхней части наматываемого стыкового соединителя;

p) закрывание скважины, например, путем приведения в действие центральной задвижки MV, открывание лубрикатора (20 на Фиг. 6).

Повторную установку ESP 40 можно выполнять путем обратного порядка процедуры выше и удаления стыкового соединителя (10 на Фиг. 1) с открытого конца TEC после полного расположения ESP 40 в стволе W скважины.

Возможные преимущества способа и системы, которые описаны в данном документе, могут включать, без ограничения, обеспечение извлечения насосной системы ESP в условиях работы скважины (избегая глушения скважины текучей средой), натягивая кабель с одновременным натяжением и изгибом через динамическое уплотнение (герметизатор) и вокруг направляющего шкива назад к лебедке.

Хотя выше было подробно описано только несколько примеров, специалисты в данной области легко поймут, что многие модификации возможны в Примерах. Соответственно, все подобные модификации предназначены для включения внутрь объема этого описание согласно следующей формуле изобретения.

Изобретение относится к области электрических погружных насосов (ESP), используемых в подземных скважинах. Для осуществления способа извлечения электрического погружного насоса (ESP) из скважины, установленного на конце наматываемого заключенного в трубу кабеля (ТЕС), открывают свободный конец ТЕС, проходящий над наземным концом скважины. Вводят продольный удлинитель неполого стыкового соединителя в свободный конец трубы TEC. Обжимают TEC в обжимные канавки в неполом стыковом соединителе. Вытягивают ТЕС с прикрепленным к ней ESP посредством извлечения ТЕС и неполого стыкового соединителя на лебедку до расположения ESP над устьем скважины на верхнем конце скважины. Достигается технический результат – повышение эффективности извлечения электрического погружного насоса из скважины без необходимости закрывать или «глушить» скважину. 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

1. Способ извлечения электрического погружного насоса (ESP) из скважины, причем ESP установлен на конце наматываемого заключенного в трубу кабеля (ТЕС), включающий в себя этапы, на которых осуществляют:

открывание свободного конца ТЕС, проходящего над наземным концом скважины;

введение продольного удлинителя неполого стыкового соединителя в свободный конец трубы TEC;

обжим TEC в обжимные канавки в неполом стыковом соединителе;

вытягивание ТЕС с прикрепленным к ней ESP посредством извлечения ТЕС и неполого стыкового соединителя на лебедку до расположения ESP над устьем скважины на верхнем конце скважины.

2. Способ по п. 1, дополнительно включающий повторное введение ESP в скважину на глубину, обеспечивающую выдвижение выбранной длины ТЕС над устьем скважины;

закрепление ТЕС продольно в устье скважины; и

обнажение электрических жил в выдвинутой трубе для получения электрического соединения с ESP в скважине.

3. Способ по п. 2, в котором дистанцирующий элемент присоединяют между концом ТЕС и ESP, причем дистанцирующий элемент имеет длину, выбранную для регулировки длины извлекаемой ТЕС во время вытягивания ESP из скважины.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором обжим включает в себя создание первого обжима в каждой обжимной канавке с последующим вторым обжимом в каждой обжимной канавке с поворотом на 90 градусов от первого обжима.

5. Способ по любому из пп. 1-4, дополнительно включающий закрывание задвижки в устье скважины; и извлечение ESP из лубрикатора, соединенного с устьем скважины.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором стыковой соединитель содержит:

центральную часть, имеющую внешний диаметр, равный внешнему диаметру трубы ТЕС;

продольный удлинитель, проходящий в каждом продольном направлении наружу от центральной части, причем продольные удлинители содержат множество дистанцированных сегментов, имеющих внешний диаметр, равный внутреннему диаметру ТЕС, и множество продольно дистанцированных обжимных канавок, расположенных между дистанцированными сегментами; и

при этом внутренний диаметр неполого стыкового соединителя выбран таким, что при сборке неполого стыкового соединителя с ТЕС на каждом продольном удлинителе неполый стыковой соединитель может сгибаться до радиуса кривизны барабана лебедки, используемого для развертывания ТЕС.

7. Способ по п. 6, в котором переход между дистанцированными сегментами и обжимными канавками по существу квадратный.

8. Способ по п. 6 или 7, в котором обжимные канавки имеют внешний диаметр меньше, чем внешний диаметр сегментов, на величину, равную толщине стенки ТЕС.

9. Способ по п. 4, в котором неполый стыковой соединитель выполнен из по меньшей мере одного из титана и его сплавов.

10. Способ по любому из пп. 1-9, дополнительно содержащий высверливание электрических жил в TEC на продольном расстоянии, соответствующем длине продольного удлинителя неполого стыкового соединителя.

11. Способ по п. 10, в котором неполый стыковой соединитель предварительно собирают по длине TEC, расположенной на лебедке.

12. Способ по п. 1, в котором неполый стыковой соединитель содержит:

центральную часть, имеющую внешний диаметр, равный внешнему диаметру ТЕС;

продольный удлинитель, проходящий в каждом продольном направлении наружу от центральной части, причем продольные удлинители содержат множество дистанцированных сегментов, имеющих внешний диаметр, равный внутреннему диаметру ТЕС, и множество продольно дистанцированных обжимных канавок, расположенных между дистанцированными сегментами; и

при этом внутренний диаметр неполого стыкового соединителя выбран таким, что при сборке неполого стыкового соединителя с ТЕС на каждом продольном удлинителе неполый стыковой соединитель может сгибаться до радиуса кривизны барабана лебедки, используемого для развертывания ТЕС в стволе скважины.

13. Способ по п. 12, в котором переход между дистанцированными сегментами и обжимными канавками по существу квадратный.

14. Способ по п. 12 или 13, в котором обжимные канавки имеют внешний диаметр меньше, чем внешний диаметр сегментов, на величину, равную толщине стенки ТЕС.

15. Способ по любому из пп. 12-14, в котором неполый стыковой соединитель образован из по меньшей мере одного из титана и его сплавов.