Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной

Система для нагнетания химических реагентов в скважину, нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов (варианты) и способ управления нефтяной скважиной

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится к нефтяной скважине для добычи нефтепродуктов. В одном аспекте настоящее изобретение относится к системам и способам для контроля и/или улучшения потока текучей среды во время добычи нефти путем управляемого нагнетания химических реагентов в, по меньшей мере, один поток текучей среды с помощью, по меньшей мере, одной скважинной системы с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов скважины.

Управляемое нагнетание веществ в нефтяные (т.е. содержащие нефть и газ) скважины является устоявшейся практикой, которая часто используется для увеличения нефтеотдачи или для анализа режима эксплуатации скважины.

Необходимо различать виды нагнетания в зависимости от количества нагнетаемых веществ. Большие объемы нагнетаемых веществ нагнетают в пласты для обеспечения перемещения пластовых текучих сред по направлению к эксплуатационной скважине. Наиболее характерным примером является заводнение.

Вещества обычно вводят в буровую скважину в местоположение скважины, чтобы произвести обработку внутри буровой скважины. Примеры такой обработки включают следующее:

(1) вспенивающие агенты для повышения эффективности насосно-компрессорной добычи, (2) парафиновые растворители для предотвращения осаждения твердых частиц на насосно-компрессорную колонну, и (3) поверхностно-активные вещества для улучшения характеристик потока добываемых текучих сред. Эти виды обработки приводят к модификации самих текучих сред буровой скважины. Поэтому использовать их необходимо в меньших количествах, и, кроме того, все эти виды нагнетания обычно выполняют с помощью дополнительной трубы, которую направляют с поверхности в скважину.

Однако для других применений требуются даже меньшие количества нагнетаемых веществ, таких как: (1) замедлители коррозии для предотвращения или уменьшения коррозии оборудования буровой скважины, (2) очистители отложений для предотвращения или уменьшения образования осадков в оборудовании буровой скважины, и (3) химические реагенты индикатора для контроля характеристик потока на различных участках буровой скважины. В этих случаях необходимые количества нагнетаемых веществ являются достаточно малыми, поэтому их можно подавать из скважинного продуктивного пласта, что позволяет избежать необходимости подачи этих веществ через насосно-компрессорную трубу в скважину с поверхности. Однако для успешного применения этих методов требуется управляемое нагнетание.

В патентах США №№4681164, 5246860, 4068717 описано управляемое нагнетание веществ, таких как вода, вспенивающие агенты, парафиновые растворители, поверхностно-активные вещества, замедлители коррозии, вещества, предотвращающие образование отложений, и химические реагенты индикатора, для контроля характеристик потока.

Все ссылки, представленные здесь, содержат в себе ссылку на максимальный объем изобретения, разрешенный законом. Ссылка на объем изобретения может содержаться здесь не полностью, и она содержит в себе ссылку для второстепенных целей и показывает знания специалистов.

Целью настоящего изобретения является устранение вышеуказанных недостатков известных решений.

В соответствии с настоящим изобретением создана система для нагнетания химических реагентов в скважину, содержащая устройство полного сопротивления по току, предназначенное для размещения вокруг части трубопроводной системы скважины для подачи электрического сигнала, изменяющегося во времени и передаваемого через и вдоль трубопроводной системы, и устройство с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов, адаптированное для электрического подсоединения к трубопроводной системе, для подачи питания с помощью электрического сигнала и для вывода химических реагентов в ответ на электрический сигнал.

Трубопроводная система может содержать, по меньшей мере, часть эксплуатационной насосно-компрессорной колонны скважины или, по меньшей мере, часть обсадной колонны скважины.

Устройство для нагнетания химических реагентов может содержать электродвигатель и модуль связи и управления, причем электродвигатель электрически подсоединен к модулю связи и управления и адаптирован для управления с помощью этого модуля.

Устройство для нагнетания химических реагентов может содержать клапан с электрическим управлением и модуль связи и управления, причем клапан с электрическим управлением электрически подсоединен к модулю связи и управления и адаптирован для управления с помощью этого модуля.

Устройство для нагнетания химических реагентов может содержать резервуар для хранения химических реагентов и впрыскиватель химических реагентов, причем резервуар для хранения химических реагентов сообщен с впрыскивателем химических реагентов, и впрыскиватель химических реагентов адаптирован для вывода химических реагентов из резервуара для хранения химических реагентов в ответ на электрический сигнал.

Электрический сигнал может являться сигналом питания, сигналом связи или сигналом управления, посылаемым из поверхностной компьютерной системы.

Согласно изобретению создана нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов, содержащая трубопроводную систему, размещенную в стволе скважины, источник электрического тока, изменяющегося во времени, электрически подсоединенный к трубопроводной системе, индукционный дроссель, расположенный вокруг части трубопроводной системы, устройство с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов, связанное с трубопроводной системой для приема питания и сигналов связи через электрический ток, изменяющийся во времени, и приспособленное для впрыскивания химических реагентов.

Индукционный дроссель может быть неподключенным к электропитанию и может содержать ферромагнитный материал для обеспечения функционирования индукционного дросселя с учетом своего размера, геометрии, пространственных соотношений с трубопроводной системой и магнитных свойств.

Трубопроводная система может содержать, по меньшей мере, часть эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, и цепь обратного тока содержит по меньшей мере часть обсадной колонны скважины.

Трубопроводная система может содержать, по меньшей мере, часть обсадной колонны скважины.

Устройство для нагнетания химических реагентов может содержать клапан с электрическим управлением или электродвигатель, или модем, или датчик.

Устройство для нагнетания химических реагентов может содержать резервуар для хранения химических реагентов. Резервуар для хранения химических реагентов может быть приспособлен для впрыскивания химических реагентов в трубопроводную систему.

Согласно изобретению создана нефтяная скважина для добычи нефтепродуктов, содержащая обсадную колонну, проходящую в стволе скважины, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, проходящую в обсадной колонне, источник электрического тока, изменяющегося во времени, расположенный на поверхности, электрически подсоединенный и адаптированный для вывода электрического тока, изменяющегося во времени, в, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну, и скважинное устройство для нагнетания химических реагентов, содержащее модуль связи и управления, контейнер с химическим реагентом и впрыскиватель химических реагентов с электрическим управлением, при этом модуль связи и управления электрически подсоединен к, по меньшей мере, насосно-компрессорной колонне или обсадной колонне для приема оттуда электрического тока, изменяющегося во времени, впрыскиватель химических реагентов электрически подсоединен к модулю связи и управления, и контейнер с химическим реагентом сообщен с впрыскивателем химических реагентов.

Впрыскиватель химических реагентов может содержать электродвигатель, винтовой механизм и сопло, причем электродвигатель электрически соединен с модулем связи и управления, винтовой механизм механически связан с электродвигателем, а сопло проходит в насосно-компрессорную колонну и обеспечивает проход для текучей среды между контейнером с химическим реагентом и внутренней частью насосно-компрессорной колонны, и винтовой механизм приспособлен для вытеснения текучей среды из контейнера с химическим реагентом в насосно-компрессорную колонну через сопло в ответ на вращательное движение электродвигателя.

Впрыскиватель химических реагентов может содержать газовый баллон, заполненный газом под давлением, регулятор давления, клапан с электрическим управлением и сопло, при этом внутренняя часть контейнера с химическим реагентом содержит сепаратор, образующий первый объем для содержания химических реагентов и второй объем, причем газовый баллон сообщен со вторым объемом контейнера с химическим реагентом через регулятор давления так, что газ под давлением может находиться во втором объеме и вне первого объема для оказания давления на химический реагент в первом объеме, при этом клапан с электрическим управлением электрически соединен с модулем связи и управления для получения из него питания и сигналов команд управления, и клапан с электрическим управлением адаптирован для регулировки и управления прохождением химических реагентов из первого объема через сопло и в насосно-компрессорную колонну.

Контейнер с химическим реагентом может содержать сепаратор, расположенный в нем и делящий внутреннюю часть контейнера на два объема, впрыскиватель химических реагентов содержит клапан с электрическим управлением и сопло, причем первый объем контейнера с химическим реагентом содержит химический реагент, второй объем контейнера с химическим реагентом содержит газ под давлением для оказания газом давления на химический реагент в первом объеме, при этом клапан с электрическим управлением электрически соединен с модулем связи и управления и управляется с помощью этого модуля, и первый объем сообщен с внутренней частью насосно-компрессорной колонны через клапан с электрическим управлением и через сопло.

Контейнер с химическим реагентом может содержать сепаратор, делящий внутреннюю часть контейнера с химическим реагентом на два объема, впрыскиватель химических реагентов содержит клапан с электрическим управлением и сопло, причем первый объем контейнера с химическим реагентом содержит химический реагент, а второй объем контейнера с химическим реагентом содержит пружинный элемент для воздействия на химический реагент в первом объеме, при этом клапан с электрическим управлением электрически соединен с модулем связи и управления и управляется с помощью этого модуля, и первый объем сообщен с внутренней частью насосно-компрессорной колонны через клапан с электрическим управлением и через сопло.

Контейнер с химическим реагентом может быть адаптирован для удержания в нем химического реагента под давлением, впрыскиватель химических реагентов содержит клапан с электрическим управлением и сопло, причем клапан с электрическим управлением электрически соединен с модулем связи и управления и управляется с помощью этого модуля, а сопло проходит во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны, при этом контейнер с химическим реагентом сообщен с внутренней частью насосно-компрессорной колонны через клапан с электрическим управлением и через сопло.

Впрыскиватель химических реагентов может содержать электродвигатель, насос, односторонний клапан и сопло, причем электродвигатель электрически подсоединен к модулю связи и управления и управляется с помощью этого модуля, насос механически связан с электродвигателем, и сопло проходит во внутреннюю часть насосно-компрессорной колонны, при этом контейнер с химическим реагентом сообщен с внутренней частью насосно-компрессорной колонны через насос, односторонний клапан и сопло.

Нефтяная скважина может дополнительно содержать трубопровод для подачи химических реагентов, проходящий с поверхности в скважинное устройство для нагнетания химических реагентов, контейнер с химическим реагентом содержит канал для прохождения текучей среды, соединяющий трубопровод для подачи химических реагентов с внутренней частью насосно-компрессорной колонны через впрыскиватель химических реагентов.

Контейнер с химическим реагентом может дополнительно содержать резервуар для хранения химических реагентов.

Контейнер с химическим реагентом может содержать автономный скважинный резервуар для текучей среды, адаптированный для подачи химического реагента для скважинного устройства для нагнетания химических реагентов.

Нефтяная скважина может содержать индукционный дроссель, неподключенный к электропитанию и содержащий ферромагнитный материал.

Контейнер с химическим реагентом может быть приспособлен для рассеивания химических реагентов в, по меньшей мере, насосно-компрессорную колонну или обсадную колонну.

Контейнер с химическим реагентом может быть приспособлен для рассеивания химических реагентов в геологической формации вне обсадной колонны.

Скважинное устройство для нагнетания химических реагентов может дополнительно содержать датчик, электрически подсоединенный к модулю связи и управления.

Модуль связи и управления может содержать модем.

Согласно изобретению создан способ управления нефтяной скважиной, оборудованной трубопроводной системой и подсоединенной к ней в местоположении скважины скважинной системой для нагнетания химических реагентов для буровой скважины, содержащий следующие этапы: передача сигнала переменного электрического тока посредством использования индукционного дросселя по трубопроводной системе для питания и связи со скважинной системой для нагнетания химических реагентов; адаптирование скважинной системы для нагнетания химических реагентов в скважину в ответ на сигнал переменного электрического тока; нагнетание химических реагентов в скважинный поток с возможностью управления нагнетанием в ответ на сигнал переменного электрического тока во время добычи.

В качестве скважины можно использовать газлифтную скважину, можно использовать химический реагент, содержащий вспенивающий агент, и дополнительно осуществлять повышение эффективности насосно-компрессорной добычи нефтепродуктов с помощью вспенивающего агента.

Можно использовать химический реагент, содержащий парафиновый растворитель, и трубопроводную систему, включающую насосно-компрессорную колонну, и дополнительно осуществлять сдерживание осаждения твердых частиц на внутренней части насосно-компрессорной колонны.

Можно использовать химический реагент, содержащий поверхностно-активное вещество, и дополнительно осуществлять улучшение характеристики протекающего потока.

Можно использовать химический реагент, содержащий замедлитель коррозии, и дополнительно осуществлять замедление коррозии в стволе скважины.

Можно использовать химический реагент, содержащий вещества, предотвращающие образование отложений, и дополнительно осуществлять уменьшение образования отложений в скважине.

Можно использовать химический реагент, содержащий состав для гидравлического разрыва пласта, и дополнительно осуществлять нагнетание этого состава в геологическую формацию, расположенную вокруг буровой скважины.

Другие цели и преимущества изобретения приведены в следующем подробном описании со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 изображает схему нефтяной эксплуатационной скважины, согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения;

фиг.2 изображает в увеличенном масштабе нижнюю часть буровой скважины, показанной на фиг.1;

фиг.3 изображает упрощенную электрическую схему электрической цепи, образованной буровой скважиной, показанной на фиг.1;

фиг.4A-4F изображают различные схемы вариантов осуществления впрыскивателя химических реагентов и контейнера с химическим реагентом для скважинного устройства с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов, согласно настоящему изобретению.

Ниже приводится описание предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения со ссылкой на чертежи, на которых одинаковые позиции обозначают одинаковые элементы на всех различных видах, и описание других возможных вариантов осуществления настоящего изобретения. Представленные фигуры не обязательно выполнены в масштабе, и в некоторых случаях чертежи увеличены и/или упрощены в определенных местах для удобства изображения. Специалисты могут оценить многие возможные применения и изменения настоящего изобретения на основании приведенных здесь примеров возможных вариантов осуществления настоящего изобретения, а также на основании тех вариантов осуществления, изображенных и обсужденных в родственных заявках, которые включены здесь в качестве ссылки в максимальной степени, разрешенной законом.

Термин "трубопроводная система", используемый в настоящей заявке, может представлять собой одну единственную трубу, насосно-компрессорную колонну, обсадную колонну буровой скважины, насосную штангу, ряд взаимосвязанных труб, буровые штанги, фермы, решетки сквозной фермы, опоры, отводные или боковые удлинители скважины, сеть соединенных между собой труб или других подобных систем, известных специалистам. В предпочтительном варианте осуществления изобретение используется трубопроводная система, размещенная в стволе скважины, содержит трубчатую, металлическую, электропроводную трубу или насосно-компрессорную колонну, но изобретение не ограничено этим. Для настоящего изобретения, по меньшей мере, часть трубопроводной системы должна быть электропроводной, при этом такая электропроводная часть может представлять собой в целом трубопроводную систему (например, стальные трубы, медные трубы) или проходящую в продольном направлении электропроводную часть, объединенную с проходящей в продольном направлении неэлектропроводной частью. Другими словами, электропроводная трубопроводная система представляет собой систему, которая обеспечивает путь электрического тока от первой части, при этом источник питания электрически подсоединен ко второй части, где устройство и/или цепь обратного тока электрически подсоединена. Трубопроводная система обычно представляет собой известную круглую металлическую насосно-компрессорную колонну, но геометрия поперечного сечения трубопроводной системы или любой ее части может изменяться по форме (например, круглая, прямоугольная, квадратная, овальная) и по размеру (например, длина, диаметр, толщина стенки) вдоль любой части трубопроводной системы. Следовательно, трубопроводная система должна иметь электропроводную часть, проходящую от первой части трубопроводной системы до второй части трубопроводной системы, в которой первая часть расположена отдельно от второй части вдоль трубопроводной системы.

Термины "первая часть" и "вторая часть", которые используются здесь, означают, в общем, часть, секцию или область трубопроводной системы, которая может проходить или не проходить вдоль трубопроводной системы, которая может быть расположена в любом выбранном месте вдоль трубопроводной системы, и которая может охватывать или не охватывать наиболее близкие концы трубопроводной системы.

Термин "модем" используется здесь, в общем, для ссылки на любое устройство связи для передачи и/или приема электрических сигналов связи через электрический проводник (например, металл). Следовательно, термин "модем", который используется здесь, не ограничен акронимом для модулятора (устройства, которое преобразовывает голос или сигнал данных к виду, пригодному для передачи)/демодулятора (устройства, которое восстанавливает первоначальный сигнал, которым была промодулирована высокочастотная несущая). Кроме того, термин "модем", который используется здесь, не ограничен известными компьютерными модемами, которые преобразовывают цифровые сигналы в аналоговые сигналы и наоборот (например, для передачи цифровых информационных сигналов по аналоговой коммутируемой телефонной сети общего пользования). Например, если датчик выдает данные измерений в аналоговой форме, то такие измерения необходимо только модулировать (например, с использованием модуляции с расширением спектра) и передавать, и, следовательно, не нужно выполнять аналого-цифрового преобразования. В качестве другого примера, релейный/подчиненный модем или устройство связи могут только идентифицировать, фильтровать, усиливать и/или ретранслировать принимаемый сигнал.

Термин "клапан", который используется здесь, относится к любому устройству, которое выполняет функции регулировки потока текучей среды. Примеры клапанов включают, но не ограничивают сильфонные газлифтные клапаны и управляемые газлифтные клапаны, каждый из которых можно использовать для регулировки потока транспортирующего газа в колонну насосно-компрессорных труб буровой скважины. Внутренняя работа клапанов может в значительной степени отличаться, и в настоящей заявке не ограничиваются клапанами, описанными с любой конкретной конфигурацией, до тех пор, пока клапан выполняет функции регулировки потока текучей среды. Некоторые из различных типов механизмов регулировки потока включают, но не ограничивают конфигурации шарового клапана, конфигурации игольчатого клапана, конфигурации запорного клапана и конфигурации клетевого клапана. Способы установки клапанов, обсужденных в настоящей заявке, могут изменяться в широких пределах.

Термин "клапан с электрическим управлением", который используется здесь, обычно относится к "клапану" (как описано выше), который можно открывать, закрывать, регулировать, изменять или дросселировать непрерывно в ответ на электрический сигнал управления (например, сигнал из поверхностного компьютера или из скважинного модуля электронного контроллера). Механизм, который фактически изменяет состояние клапана, может содержать, но не ограничивать электродвигатель, электрический серводвигатель, электрический соленоид, электрический переключатель, гидравлический привод, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, пневматический привод, управляемый, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями, или устройство с отклоняемой пружиной в комбинации с, по меньшей мере, одним электрическим серводвигателем, электродвигателем, электрическим переключателем, электрическим соленоидом или их комбинациями. "Клапан с электрическим управлением" может включать или не включать датчик положения с обратной связью для подачи сигнала обратной связи, соответствующего фактическому положению клапана.

Термин "датчик", который используется здесь, относится к любому устройству, который обнаруживает, определяет, контролирует, записывает или, другими словами, регистрирует абсолютное значение или изменение значения физической величины. Датчик, как описано здесь, можно использовать для измерения значений таких физических величин, но не ограничено этим, как температура, давление (абсолютное и дифференциальное), скорость потока, сейсмические данные, акустические данные, уровень рН, уровни солености, положения клапана или практически любые другие физические данные.

Термин "беспроводный", который используется в настоящей заявке, означает отсутствие известного, изолированного электрического провода, например, проходящего из скважинного устройства на поверхность. Использование насосно-компрессорной колонны и/или обсадной колонны в качестве проводника рассматривается как "беспроводным".

Фраза "на поверхности", которая используется здесь, относится к местоположению, которое проходит от поверхности земли на глубину приблизительно пятидесяти и более футов. Другими словами, фраза "на поверхности" не обязательно означает расположение на уровне поверхности земли, а используется здесь в более широком смысле для обозначения местоположения, которое является обычно легкодоступным или удобным в устье скважины, где могут работать люди. Например, "на поверхности" может означать на столе в рабочей мастерской, которая расположена на поверхности земли на платформе буровой скважины, на дне океана или озера, на глубоководной платформе нефтяной вышки или на 100-м этаже здания. Кроме того, термин "поверхность" может использоваться здесь как прилагательное для определения местоположения элемента или области, которая расположена "на поверхности". Например, фраза "поверхностный" компьютер, которая используется здесь, означает компьютер, расположенный "на поверхности".

Термин "скважинный", который используется здесь, относится к местоположению или положению на глубине около пятидесяти футов или ниже от поверхности земли. Другими словами, термин "скважинный", широко используемый здесь, относится к местоположению, которое обычно трудно или неудобно достигнуть из устья скважины, где могут работать люди. Например, в нефтяной скважине, "скважинное" местоположение находится часто в или рядом с подземной нефтяной эксплуатационной зоной, независимо от того, является ли эксплуатационная зона доступной вертикально, горизонтально, сбоку или под любым другим углом между ними. Кроме того, термин "скважинный" используется здесь как прилагательное, описывающее местоположение элемента или области. Например, "скважинное" устройство в буровой скважине означает, что устройство расположено "в скважине", а не "на поверхности".

Аналогично, в соответствии с известной терминологией, употребляемой в практике нефтяного промысла, определения "верхний", "нижний", "вверх по стволу скважины" и "скважинный" являются относительными и касаются расстояния, измеренного вдоль ствола скважины вглубь от поверхности земли, которое в наклонных или горизонтальных скважинах может или нет совпадать с вертикальной проекцией, измеренной по отношению к данным наблюдений.

На фиг.1 изображена схема, показывающая нефтяную эксплуатационную скважину 20, согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения. Буровая скважина 20 имеет вертикальную секцию 22 и боковую секцию 26. Буровая скважина имеет обсадную колонну 30 буровой скважины, проходящую в стволах скважины и через геологическую формацию 32, и эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 40 проходит в обсадной колонне буровой скважины для транспортировки текучих сред во время добычи из скважины на поверхность. Следовательно, нефтяная эксплуатационная скважина 20, показанная на фиг.1, подобна известной буровой скважине по конструкции, но с учетом настоящего изобретения.

Вертикальная секция 22 в настоящем варианте осуществления включает газлифтный клапан 42 и верхний пакер 44 для обеспечения искусственного подъема текучих сред по насосно-компрессорной колонне 40. Однако альтернативные варианты осуществления могут включать и другие способы обеспечения искусственного подъема текучих сред для образования других возможных вариантов осуществления (например, эксплуатация скважин штанговым насосом). Кроме того, вертикальная часть 22 может в дальнейшем измениться для образования многих других возможных вариантов осуществления. Например, в общем виде вертикальная часть 22 может включать один или несколько газлифтных клапанов с электрическим управлением, один или несколько дополнительных индукционных дросселей и/или один или несколько управляемых пакеров, содержащих пакерные клапаны с электрическим управлением, как дополнительно описано в родственных заявках.

Боковая секция 26 буровой скважины 20 проходит через нефтяную эксплуатационную зону 48 (например, нефтеносная зона) геологической формации 32. Обсадную колонну 30 в боковой секции 26 перфорируют для обеспечения протекания текучих сред из эксплуатационной зоны 48 в обсадную колонну. На фиг.1 показана только одна боковая секция 26, но в ней может быть много боковых ответвлений буровой скважины 20. Конфигурация буровой скважины обычно зависит, по меньшей мере, частично от расположения эксплуатационных зон для данной геологической формации.

Часть насосно-компрессорной колонны 40 проходит в боковую секцию 26 и завершается закрытым концом 52 за эксплуатационной зоной 48. Положение конца 52 насосно-компрессорной колонны в обсадной колонне 30 поддерживается боковым пакером 54, который является известным пакером. Насосно-компрессорная колонна 40 имеет перфорированную секцию 56 для забора текучей среды из эксплуатационной зоны 48. В других вариантах осуществления (не показано), насосно-компрессорная колонна 40 может проходить за пределы эксплуатационной зоны 48 (например, в другие эксплуатационные зоны), или насосно-компрессорная колонна 40 может завершаться открытым концом для притока текучей среды.

Скважинное устройство 60 с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов соединено последовательно с насосно-компрессорной колонной 40 внутри боковой секции 26 (вверх по течению) эксплуатационной зоны 48 и образует часть сборки эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. В альтернативном варианте, устройство 60 для нагнетания можно разместить дальше вверх по течению внутри боковой секции 26. Преимуществом размещения устройства 60 для нагнетания рядом с заборником 56 насосно-компрессорной колонны в эксплуатационной зоне 48 является то, что желательное местоположение для нагнетания индикатора (для контроля потока в насосно-компрессорной колонне в этой эксплуатационной зоне) или для нагнетания вспенивающего агента (для повышения производительности газлифта). В других возможных вариантах осуществления, устройство 60 для нагнетания можно адаптировать для управляемого нагнетания химического реагента или вещества в местоположение вне насосно-компрессорной колонны 40 (например, непосредственно в эксплуатационной зоне 48 или в кольцевом пространстве 62 внутри обсадной колонны 30). Кроме того, скважинное устройство 60 с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов можно разместить, при необходимости, в любом скважинном местоположении внутри буровой скважины.

Электрическая цепь образуется с использованием различных элементов буровой скважины 20. Питание для электрических элементов устройства 60 для нагнетания подается с поверхности с использованием насосно-компрессорной колонны 40 и обсадной колонны 30 в качестве электрических проводников. Следовательно, в предпочтительном варианте осуществления, насосно-компрессорная колонна 40 действует как трубопроводная система, и обсадная колонна 30 действует как цепь обратного тока для образования электрической цепи в буровой скважине 20. Кроме того, насосно-компрессорная колонна 40 и обсадная колонна 30 используются в качестве электрических проводников для сигналов связи между поверхностью (например, поверхностной компьютерной системой) и скважинными электрическими элементами внутри скважинного устройства 60 с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов.

На фиг.1 поверхностная компьютерная система 64 содержит главный модем 66 и источник 68 тока, изменяющегося во времени. Однако, как будет ясно специалистам, поверхностное оборудование может изменяться. Первый вывод 71 компьютера поверхностной компьютерной системы 64 электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне 40 на поверхности, и обеспечивает передачу электрического тока, изменяющегося во времени, в насосно-компрессорную колонну 40, когда необходимо питание и/или связь со скважинными устройствами. Источник 68 электрического тока обеспечивает подачу электрического тока, который несет в себе питание и сигналы связи в скважине. Электрический ток, изменяющийся во времени, предпочтительно является переменным током, но он может быть также и изменяющимся во времени постоянным током. Сигналы связи можно вырабатывать с помощью главного модема 66 и передавать с помощью тока, произведенного источником 68. Сигнал связи, предпочтительно, является сигналом с расширенным спектром, но в альтернативе можно использовать и другие формы модуляции или предыскажения.

Первый индукционный дроссель 74 расположен вокруг насосно-компрессорной колонны в вертикальной секции 22 ниже местоположения, где боковая секция 26 проходит от вертикальной секции. Второй индукционный дроссель 90 расположен вокруг насосно-компрессорной колонны 40 внутри боковой секции 26 рядом с устройством 60 для нагнетания. Индукционные дроссели 74, 90 содержат ферромагнитный материал и не подключены к питанию. Так как дроссели 74, 90 расположены вокруг насосно-компрессорной колонны 40, каждый из них действует как большая катушка индуктивности для переменного тока в цепи буровой скважины, образованной с помощью насосно-компрессорной колонны 40 и обсадной колонны 30. Как описано подробно в родственных заявках, работа дросселей 74, 90 зависит от их размера (массы), геометрической конфигурации и магнитных свойств.

Изолирующая соединительная муфта 76 для насосно-компрессорных труб расположена в устье скважины, обеспечивая электрическую изоляцию насосно-компрессорной колонны 40 от обсадной колонны 30. Первый вывод 71 компьютера из источника 68 тока проходит через изолирующую прокладку 77 в подвеске 88 и электрически подсоединен к насосно-компрессорной колонне 40 ниже изолирующей соединительной муфты 76 для насосно-компрессорных труб. Второй вывод 72 компьютера поверхностной компьютерной системы 64 электрически подсоединен к обсадной колонне 30 на поверхности. Таким образом, изоляторы 79 соединительной муфты 76 для насосно-компрессорных труб предотвращают короткое замыкание между насосно-компрессорной колонной 40 и обсадной колонной 30 на поверхности. В альтернативе к или в дополнение к изолирующей соединительной муфте 76 для насосно-компрессорных труб, третий индукционный дроссель (не показан) можно разместить вокруг насосно-компрессорной колонны 40 выше местоположения электрического соединения для первого вывода 71 компьютера с насосно-компрессорной колонной, и/или подвеска 88 может представлять собой подвесной изолятор (не показан), имеющий изоляторы для электрической изоляции насосно-компрессорной колонны 40 от обсадной колонны 30.

Боковой пакер 54 на конце 52 насосно-компрессорной колонны внутри боковой секции 26 обеспечивает электрическое соединение между насосно-компрессорной колонной 40 и обсадной колонной 30 в скважине за вторым дросселем 90. Нижний пакер 78 в вертикальной секции 22, который является также известным пакером, обеспечивает электрическое соединение между насосно-компрессорной колонной 40 и обсадной колонной 30 в скважине ниже первого индукционного дросселя 74. Верхний пакер 44 вертикальной секции 22 имеет электрический изолятор 79 для того, чтобы предотвратить короткое замыкание между насосно-компрессорной колонной 40 и обсадной колонной 30 в верхнем пакере. Кроме того, различные центраторы (не показаны), имеющие электрические изоляторы для предотвращения короткого замыкания между насосно-компрессорной колонной 40 и обсадной колонной 30 можно, при необходимости, ввести по всей буровой скважине 20. Такую электрическую изоляцию верхнего 44 пакера или центратора можно достигнуть различными способами, которые известны специалистам. Верхний и нижний пакеры 44, 78 обеспечивают гидравлическую изоляцию между главным стволом скважины вертикальной секции 22 и боковым стволом скважины боковой секции 26.

На фиг.2 показана в увеличенном масштабе часть боковой секции 26 (фиг.1) с расположенным в ней скважинным устройством 60 с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов. Устройство 60 для нагнетания содержит модуль связи и управления, контейнер 82 с химическим реагентом и впрыскиватель 84 химических реагентов. Все элементы скважинного устройства 60 с электрическим управлением для нагнетания химических реагентов, предпочтительно, содержатся вместе в одном герметичном коллекторе 86 насосно-компрессорной колонны в виде одного модуля для упрощения обработки и установки, а также для за