|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] Один или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов расположены вдоль трубной колонны на забое. Муфты можно открывать и закрывать посредством беспроводной связи и в вариантах осуществления неоднократно. Перепад давления между скважинной текучей средой и аккумуляторной камерой обеспечивает повторный сдвиг. Каждая муфта может иметь уникальный код приведения в действие, снимающий ограничения, касающиеся последовательности операций и требования ввода в скважину инструмента для доступа к муфтам. Гидравлический разрыв пласта может быть получен без препятствий в стволе скважины и с другими операционными выгодами благодаря уменьшенным расходам на сервисные буровые установки и возможности избирательной изоляции проблемных зон. Сигналы дистанционного управления, принимаемые на забое, включают в себя генерируемые ударные и сейсмические сигналы, отличимые от фонового шума, в том числе, во время перекачки. 
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
Один или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов расположены вдоль трубной колонны на забое. Муфты можно открывать и закрывать посредством беспроводной связи и в вариантах осуществления неоднократно. Перепад давления между скважинной текучей средой и аккумуляторной камерой обеспечивает повторный сдвиг. Каждая муфта может иметь уникальный код приведения в действие, снимающий ограничения, касающиеся последовательности операций и требования ввода в скважину инструмента для доступа к муфтам. Гидравлический разрыв пласта может быть получен без препятствий в стволе скважины и с другими операционными выгодами благодаря уменьшенным расходам на сервисные буровые установки и возможности избирательной изоляции проблемных зон. Сигналы дистанционного управления, принимаемые на забое, включают в себя генерируемые ударные и сейсмические сигналы, отличимые от фонового шума, в том числе, во время перекачки.
Евразийское (21) 201890528 (13) A1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОЙ ЗАЯВКЕ
(43) Дата публикации заявки 2018.07.31
(22) Дата подачи заявки 2016.08.19
(51) Int. Cl.
E21B 47/12 (2012.01) E21B 43/12 (2006.01) E21B 43/26 (2006.01)
(54) СКВАЖИННЫЕ ОПЕРАЦИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ДИСТАНЦИОННО УПРАВЛЯЕМЫХ МУФТ И ИХ УСТРОЙСТВО
(31) 62/207,855; 62/250,617; 62/250,628
(32) 2015.08.20; 2015.11.04; 2015.11.04
(33) US
(86) PCT/CA2016/050974
(87) WO 2017/027978 2017.02.23
(71) Заявитель:
КОБОЛЬД КОРПОРЕЙШН (CA)
(72) Изобретатель:
Андрейчук Марк, Ангман Пер, Петрелла Аллан (CA)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(57) Один или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов расположены вдоль трубной колонны на забое. Муфты можно открывать и закрывать посредством беспроводной связи и в вариантах осуществления неоднократно. Перепад давления между скважинной текучей средой и аккумуляторной камерой обеспечивает повторный сдвиг. Каждая муфта может иметь уникальный код приведения в действие, снимающий ограничения, касающиеся последовательности операций и требования ввода в скважину инструмента для доступа к муфтам. Гидравлический разрыв пласта может быть получен без препятствий в стволе скважины и с другими операционными выгодами благодаря уменьшенным расходам на сервисные буровые установки и возможности избирательной изоляции проблемных зон. Сигналы дистанционного управления, принимаемые на забое, включают в себя генерируемые ударные и сейсмические сигналы, от- I личимые от фонового шума, в том числе, во время перекачки.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
2420-548407ЕА/042 СКВАЖИННЫЕ ОПЕРАЦИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ДИСТАНЦИОННО УПРАВЛЯЕМЫХ МУФТ
И ИХ УСТРОЙСТВО
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка испрашивает приоритет по предварительным заявкам US 62/250,628, поданной 4 ноября 2015 г., US 62/250,617 поданной 4 ноября 2015 г.; и US 62/207,855, поданной 20 августа 2 015г., каждая из которых включена полностью в настоящее описание посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Управление расходом на забое в нефтяных и газовых скважинах является установившейся практикой в нефтяной и газовой промышленности. Хорошо известным является спуск на забой скважины толкателей для открытия и закрытия муфтовых клапанов, установленных на глубине в обсадной колонне в стволе скважины для управления расходом текучих сред, проходящих в скважину и пласт, а также из них. Также известно распределение пара по паронагнетательным скважинам в операциях гравитационного дренирования при закачке пара (SAGD) посредством задаваемого распределения, или переключения вручную клапанов.
Общим для данных операций является требование гибкости в синхронизации и месте управления такими расходами.
В гидравлических разрывах пласта, описанных более подробно ниже, скважинные инструменты, такие как компоновка низа бурильной колонны (КНБК) , обычно спускают в скважину на гибкой НКТ для управления муфтами в обсадной колонне заканчивания, и их можно также применять для управления расходом текучих сред интенсификации притока, проходящих через открытые муфты.
В операциях по добыче углеводородов системы установки мостовых пробок и перфорирования (plug and perf) требуют сервисных работ на вспомогательном канате/гибкой НКТ (СТ) для спуска в скважину (RIH) избирательно подрываемого стреляющего перфоратора с одной или несколькими мостовыми пробками для перекрывания и перфорирования секций обсаженных многозонных скважин для последующих работ по интенсификации притока, таких
как гидравлический разрыв пласта. Данный способ является затратным по времени, часто требует поочередной отмены гидроразрыва пласта предыдущей перфорации для перемещения к забою и перфорации последующих секций скважины. Данный процесс впоследствии повторяют для ряда обработок интенсификации притока, требуемых для многозонного ствола скважины. После завершения всех стадий гибкую НКТ обычно спускают в скважину (RIH) и применяют для выбуривания пробок для обеспечения доступа к носку ствола скважины. Оставшиеся, открытые перфорации после этого не просто заблокировать. Дополнительно, начальную операцию подачи насосом мостовой пробки и стреляющих перфораторов на забой против закрытого нижнего конца, дна скважины или нижней пробки, в особенности при заканчиваниях с многозонными стволами, может затруднять изолированная текучая среда и рост давления под ней, в особенности для первой ступени на конце скважины. В некоторых случаях требуется дорогостоящий отдельный первый рейс на вспомогательном канате в скважину для перфорирования первой, концевой ступени.
Аналогично, при проведении других скважинных работ, требующих спуска КНБК на забой, можно также сталкиваться с сопротивлением спуску в скважину от изолированной снизу текучей среды. В особенности проблемными являются работы первой ступени, где отсутствует выпуск текучей среды снизу. Известны переводники для носка скважины, выпускающие изолированную текучую среду по меньшей мере однократно, на конце скважины. Также, что характерно для работ системы plug and perf, часто проводят опрессовку обсадной колонны, проверяя ее герметичность до начала работ, что требует начального блокирования обсаженного ствола скважины ниже зоны испытания. Имеются приводимые в действие давлением инструменты, такие как PosiFrac Toe Sleeve(tm), ТАМ International, для обеспечения закрытия ствола скважины ниже муфты для испытания высоким давлением над ней без открытия во время испытания, здесь затем возможно открытие для гидроразрыва, не требующее давления, превышающего давление испытания. Применяемые устройство и методология могут требовать ступенчатого изменения давления, срезных устройств и внутренних
измерений для обеспечения начального испытания в закрытом состоянии и последующего перевода в открытое состояние. В другой методологии применяют множество разрываемых давлением текучей среды окон, которые должны срабатывать при изменяемом давлении, в некоторых случаях при давлении больше давления опрессовки, и после приведения в действие, надежность и способность обеспечения объемного расхода зависит от хитроумного и одновременного открытия всех окон, но не разрыва только первого окна.
Что касается управления расходом по стволу скважины, например, при гидравлическом разрыве пласта, в системах обычного заканчивания для открытия и закрытия муфт применяют гибкую НКТ, оснащенную толкателями, а также сбрасываемые приводящие в действие предметы, такие как шары. Сбросы шаров обычно ограничены действием в одном направлении, обычно, для открытия муфт в направлении к забою. Спускаемые толкатели, такие как спускаемые на гибкой НКТ, теперь выполняют как для открытия, так и для закрытия муфт. Спускаемые инструменты также включают в себя системы подачи текучей среды для обеспечения текучих сред для создания гидравлического затвора и для интенсификации притока, в том числе текучих сред гидравлического разрыва пласта. Осуществление доступа в ствол скважины, например, посредством насосно-компрессорной трубы, сегодня приводит к обычным и необходимым операционным расходам для работ с муфтами.
Сами муфты часто являются внутренними цилиндрическими муфтами с внутренним профилем для взаимодействия с ответным толкателем, или внутренней муфтой по типу поршня, управляемой с применением перепада давления, создаваемого нагнетанием давления во всей колонне выше пакера. Хотя данные муфты, зацепляемые толкателем, все больше выполняют для сдвига открытых и закрытых муфт, они отличаются тем, что требуют сужающей ствол спускоподъемной гибкой насосно-компрессорной трубы, а также инфраструктуры, времени и затрат для спуска толкателя в скважину и его подъема из скважины.
В одной альтернативной методологии, где исключена спускоподъемная насосно-компрессорная труба, муфты можно
открывать или закрывать с поверхности посредством гидравлических линий шлангокабеля, прикрепленных снаружи обсадной колонны и проходящих до поверхности от каждой муфты. Гидравлические линии присоединены к гидравлическому насосу /системе управления и они могут выполнять перекачку открытыми или закрытыми. Каждая муфта имеет свою линию или линии управления, в зависимости от конструктивного решения. Главной проблемой муфт, управляемых по гидравлической линии шлангокабеля является логистика установки. Стоимость установки линий шлангокабеля в скважину без их повреждения также является препятствием. Поскольку многозонные скважины становятся все глубже, число зон увеличивается и после некоторой точки число линий управления шлангокабеля, требуемых для управления каждой ступени, становится слишком большим для практического осуществления.
В другой технологии муфт, раскрытой в патенте US 9,359,859, выдан Metrol Technology Limited (Aberdeenshire GB) , предохранительный клапан дистанционно приводится в действие для блокирования всего потока вверх в эксплуатационной скважине, как в ситуации выброса. В сценарии для морского промысла сигнал передается на инструменты в эксплуатационной колонне через генерирующий звук прибор, или как сигналы другой беспроводной связи. Сигналы служат для передачи на короткие расстояния, в том числе с установленного вблизи инструмента дистанционно управляемого подводного манипулятора (ROV), или с применением некоторых других форм колебаний для беспроводной связи в диапазоне 1-10КГц. Рассматривается шумоподавление для выделения полезного сигнала из фона. Данная технология считается ограниченной применением для морских и близко дистанцированных передатчиков и приемников.
Открытие и закрытие муфт имеет много преимуществ, в том числе, но без ограничения этим, организует обычный доступ в ствол скважины для операций гидроразрыва, для планового закрытия муфт после гидроразрыва для смыкания трещины в стволе скважины и минимизации проблем обратного потока для выполнения ступенчатого испытания и зонного регулирования дебита, например для блокирования заводнения пласта.
В другом аспекте, рассмотренном в данном документе, зонное регулирование расхода может зависеть от знания потока, не из скважины в целом, но из зон или самих муфт.
В другом аспекте может быть полезным регулирование притока в скважину, если проникновение воды в ствол скважины в конкретной зоне, например из природного водоносного коллектора или канала высокой проницаемости, отрицательно влияет на добычу нефти в ней. Можно предпринять ввод ремонтного инструмента в скважину для закрытия муфтовых клапанов, когда идентифицирована зона, через которую вода входит в скважину.
Управление расходом также обычно применяют для максимизации дебита по углеводородам конкретной скважины, ступени или группы скважин на промысле. Нагнетание в пласт коллектора с применением воды или С02, является одним примером установившихся методик для максимизации добычи углеводородов с применением группы скважин, которые сообщаются по текучей среде через коллектор. Некоторые из скважин применяют, как нагнетательные скважины, а другие скважины применяют, как эксплуатационные скважины. Текучую среду, обычно воду или газ, нагнетают в нагнетательные скважины для увеличения энергии коллектора и вытеснения нефти к эксплуатационным скважинам, через которые нефть извлекают. Часто, максимизация приемистости коллектора является более оправданным экономически, чем бурение или гидроразрыв новых или существующих скважин.
Режимы потока в скважинах или группах скважин, с задачей максимизации добычи нефти, обычно определяют посредством следующего:
каротажа в эксплуатационной скважине, при этом инструменты каротажа в эксплуатационной скважине спускают в скважину (RIH) на конце гибкой насосно-компрессорной трубы, составной насосно-компрессорной трубы или на вспомогательном канате для измерения, например, скорости потока и/или определения, является ли поток текучей среды газом, жидкостью, углеводородом, водой, и т.д.;
нагнетания химреагента или радиоактивных индикаторов с последующим обнаружением для определения места, где индикаторы выходят из конкретной скважины или группы скважин; и
установки постоянных волоконнооптических или других датчиков снаружи или внутри обсадной колонны, с линией управления или без нее для каждого муфтового клапана в обсадной колонне.
Временные волоконнооптические линии можно спускать на вспомогательном канате или гибкой НКТ. Например, их можно применять для измерения температуры в скважине, для составления заключения о притоке различных ступеней. В настоящее время в промышленности преобладает применение волоконнооптических систем прямого соединения, где волоконнооптическая линия проведена снаружи или внутри обсадной колонны /колонны хвостовика для измерения температуры и вибрации в каждой нагнетательной точке или ступени в скважине, чтобы сделать заключение по притоку. Измерение и запись вибрации и температуры с течением времени, а также мониторинг изменений дебита на поверхности, например нефтяной скважины, в которой поступление воды увеличивается со временем, обеспечивает оператору выполнение заключений и решений, в отношении ступени или ступеней, в которых увеличивается поступление воды, для выполнения подходящего ремонта скважины. Данное, в частности полезно для вариантов с нагнетанием в пласт коллектора, с применением как нагнетательных скважин, так и эксплуатационных скважин.
Проблема, представляемая обычными способами обнаружения потока, состоит в том, что в большинстве случаев, скважина требует выведения из эксплуатации и требуемый ввод в скважину инструмента является дорогостоящими. Кроме того, применение постоянно установленных обычных систем обнаружения и управления является дорогостоящим и сложным для логистики. Например, установке таких систем часто мешает недостаток кольцевого пространства между эксплуатационным оборудованием и обсадной колонной.
В промышленности есть интерес к разработке агрегатного обеспечения, помогающего в регулировании расхода, такого как для нагнетания и получения текучих сред для нагнетательных и/или эксплуатационных скважин. Кроме того, промышленность стремится к получению информации из скважины либо в режиме работы
запоминающего устройства или в режиме реального времени с каждой ступени или муфты, для получения знания, касающегося типа проходящих текучих сред и местоположения потока. Имеется большой интерес в получении информации из ствола скважины без отдельного ввода инструмента в скважину. Альтернативно, имеется интерес в получении информации, сохраняемой в скважине в режиме работы запоминающего устройства одновременно с возникновением необходимости ввод в скважину инструмента по другим причинам, например, когда существующий технологический процесс требует модификации.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Дистанционно управляемая муфта
В данном документе предложены один или более индивидуальных снабженных окнами муфтовых клапанов или дистанционно управляемых муфтовых клапанов. Дистанционно управляемый муфтовые клапаны также упрощенно именуются муфтами R0 в данном документе. Забегая вперед, в вариантах, показанных на фиг. 21А, 21В и 28, одна или более муфт R0 установлены на конце, или по длине трубной колонны, проходящей через ствол скважины. Трубная колонна может иметь или не иметь цементирования в стволе скважины.
Муфты R0 можно открывать и закрывать без применения отдельного инструмента приведения в действие. Муфты R0 кодированы уникальным кодом для обеспечения адресного дистанционного управления. С применением удаленной и беспроводной связи для приведение в действие, муфты R0 исключают необходимость применения технологий со сбросом предмета, гидравлических шлангокабелей, каротажного кабеля, манипуляций с давлением и дорогостоящего и отнимающего время ввода и повторного ввода в скважину инструментов на гибкой НКТ. Муфты R0 обеспечивают управление сообщением по текучей среде из канала трубной колонны, и через стенку трубной колонны в кольцевое пространство ствола скважины снаружи колонны, например с пластом. Поскольку ни каротажного кабеля ни гибкой насосно-компрессорной трубы не требуется для приведения в действие муфты R0, в канале трубной колонны нет препятствий от сдвигающего устройства.
В вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, одна или более муфт R0 и в гидравлических разрывах пласта, множество муфт установлены на конце или по длине колонны скважинного трубного инструмента, такой как обсадная колонна заканчивания, эксплуатационная колонна или нагнетательная колонна. Одна или более муфт оснащены средством для дистанционного управления. Таким образом, без устройства приведения в действие инструмента, создающего препятствие в стволе скважины, можно избирательно открывать и закрывать муфты R0 с поверхности, например, посредством беспроводной связи. Связь может включать в себя средство дистанционного действия, такое как электронное, включающее в себя передачу посредством RFID-чипа или беспроводную, акустическую в том числе сейсмическую передачу, или передачу импульсов давления текучей среды. В базовой реализации связь требуется только для обеспечения сигнала открытия и закрытия, достигающего порога, подходящего для распознавания на муфта для приведения в действие, такая связь с двоичным кодом, по существу, невосприимчива к шуму и, следовательно, исключает ложное распознавание сигналов и непреднамеренное приведение в действие. Если необходимо, сигнал может включают в себя код, для уникального приведения в действие соответствующей и уникальной муфты R0 из множества муфт. Здесь также, сигнал может быть двоичным сигналом или преобразован, как двоичный, для предотвращения проблем с шумом.
Каждая муфта R0 может быть оборудована источником питания, приемником сигнала и устройством приведения в действие для открытия или закрытия или открытия и закрытия муфты. Муфта принимает сигнал, переданный с поверхности, который пускает устройство приведения в действие для открытия или закрытия муфты. Муфта может быть однократного или многократного применения.
В варианте осуществления каждая муфта R0 содержит трубчатый корпус, соединенный со скважинным трубным изделием, таким как на конце или в интервале трубной колонны. Каждый трубчатый корпус для муфты R0 оснащен внутренней, муфтой с гидравлическим
приводом, которая может перемещаться аксиально вперед и назад для попеременного закрытия и открытия окон в трубчатом корпусе, для сообщения по текучей среде через корпус, такого как между каналом трубного изделия и кольцевым пространством между обсадной колонной и стволом скважины. Муфта образует клапанную камеру между трубчатым корпусом и муфтой.
В варианте осуществления муфта приводится в действие гидравлически от аксиальных концов муфты, и в другом варианте осуществления, муфта оснащена кольцевым выступом, проходящим по окружности, который может уплотняться по длине клапанной камеры, образуя реверсивный поршень. Внутренняя муфта с гидравлическим приводом является реверсивной муфтой, имеет камера приведения в действие для смещения к забою со стороны устья от поршня и камеру приведения в действие для смещения к устью со стороны забоя от поршня.
Камеры приведения в действие для смещения устью к забою сообщаются с клапаном приведения в действие. Клапан расположен в сообщении по текучей среде между каналом трубного изделия (источник давления) и одной стороной камеры реверсивного клапана. Другой клапан или тот-же клапан также расположен в сообщении по текучей среде между камерой сброса (аккумулятором) и противоположной или второй стороной реверсивной муфтовой камеры. Клапан чередует привод и сброс каждой стороны при перемещении вперед и назад. Как известно в технике гидроцилиндров, двухпозиционный гидравлический клапан может одновременно сообщаться с обеими сторонами поршня для противоположных функций текучей среды, одной для приведения в движение поршня, другой для принятой вытесненной текучей среды сброса.
После приема сигнала пуска клапан приводится в действие для установления рабочего давления между одной стороной муфтовой камеры и каналом для открытия или закрытия муфта в зависимости от устройства гидравлического соединения. Другая сторона, также соединенная через клапан, сбрасывает предыдущую или отработавшую рабочую текучую среду в аккумулятор. Со сдвигом двухпозиционного клапана, или координированным приведением в действие двух
отдельных клапанов, процессом можно управлять реверсивно для закрытия или открытия муфты, с приведение в действие противоположно предыдущему приведению в действие. Аккумулятор предпочтительно имеет достаточный перепад давления и достаточный объем, для многократных операций до понижения перепада давления аккумулятора ниже рабочих уровней. В варианте осуществления аккумулятор вначале находится под атмосферным давлением Связь
Как заявлено, передача сигнала с поверхности для приведения в действие муфты RO обеспечивает работу без толкателей, проводного или гидравлического соединения с поверхностью. Такая беспроводная связь включает в себя сигналы, встроенные в электронную, акустическую передачу (здесь, термин акустический применяется, в общем, включающим в себя сейсмический объемные волны, как Р-, так и S- волны), или передачу импульсами давления текучей среды. Муфта принимает сигнал в канале связи, переданный с поверхности, и пускает устройство приведения в действие для открытия или закрытия муфты.
В технике известно, как предложено в US 9,284,834 Schlumberger, обеспечения электронной связи из глубины скважины до поверхности или между интервалами в скважине. Информация, включающая в себя температуру, давление, расход текучей среды и вязкость на забое может быть получено запоминающими инструментами на забое, при этом информацию и данные с инструментов и компоновки можно извлечь позже, после подъема инструментов обратно на поверхность. Вместе с тем, если записанные данные недостоверны или недостаточны, такой отказ нельзя обнаружить до подъема инструментов имеют обратно на поверхность. Дополнительно, другие способы тестирования, такие как спуск кабеля с поверхности к инструментам записи данных, являются проблематичными, поскольку могут создавать помехи потоку текучей среды и уязвимы к повреждениям. Электромагнитные или акустические сигналы беспроводной связи можно применяться для вариантов ближнего действия, таких как передача данных в скважинных инструментах и между смежными инструментами, обычно называемых "секция короткого скачка" и вариантов большей
дальности действия, таких как передача данных между скважинными инструментами и поверхностью, обычно называемых "секция длинного скачка". Для больших расстояний, секцию длинного скачка можно применять для приема сигналов данных с секции короткого скачка и ретрансляции сигналов с более высоким уровнем и/или большей мощности. Дополнительно, для больших расстояний, таких как до поверхности, можно применять ретрансляторы для обеспечения связи между короткий секциями короткого скачка и секциями длинного скачка.
Такие системы являются сложными и служат для управления полными данными для осуществления, контроля или модификации операций или параметров. Требуются многочисленные компонент, любой которых подвержен отказу.
В отличие от этого, применяя варианты осуществления, раскрытые в данном документе, можно получить эффективную связь между поверхностью и муфтой R0 при очень низкой скорости двоичной передачи. Просто, муфте R0 требуется только обнаружить принимаемый сигнал для приведения в действие. Дополнительно, низкая скорость передачи на уровне один бит в секунду, является достаточной для обнаружения, поскольку сигнал приведения в действие также малочувствителен к шуму и может представлять больше миллиарда возможных уникальных кодов для приведения в действие конкретной муфты R0. Здесь, для амплитуды любого передаваемого сигнала достаточным является превышение порога во время заданной длины окна. Заявителем определено, что акустический сигнал, такой как что от удара молота на оборудовании устья скважины на поверхности, можно легко обнаружить на забойной муфте, выше фонового шума, и обнаружить даже на носке многозонной скважины, часто на удалении около 2500 метров.
Муфты RO можно кодировать с идентификациями для адресной операции, индивидуальной операция или в последовательности, или многих муфтах в массе. Кодирование может быть конкретным для открытия и закрытия каждой муфты индивидуально в каждой скважине конкретного месторождения. Более подробно, решение, предложенное в данном документе, обеспечивает одну или более муфт RO, что
исключает линии шлангокабеля для активирования муфты между открытым и закрытым положениями. Каждая муфта R0, с приемником питаемым от батареи, принимает сигналы связи с поверхности. Нет необходимости обратной связи поверхностью для муфты R0. Сигнал передают с поверхности на муфту R0, и муфта приводится в действие либо для открытия или закрытия.
Сигнал может быть передан с поверхности, например, посредством пульсации бурового раствора, электромагнитный, акустический, вибрационный, радиочастотный, или спуска пускающего элемента, такого как RFID-чип, для пуска конкретной муфты. Муфта R0 имеет приемник, который раскодирует переданный сигнал для данной конкретной муфты, и муфта реагирует на команду для открытия или закрытия. Кроме того, энергию открытия или закрытия муфты R0 можно обнаружить на поверхности, например, по вибрации оборудования устья скважины, через акустическую передачу или передачу по текучей среде или через реагирование на изменение давления скважины.
Варианты применения
В вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, применение даже одной муфты R0 может обеспечивать дополнительную функциональность для заканчивания и обработки для интенсификации притока, а также значительно улучшить управляемость существующих скважинных операций, в том числе, сброса шара, системы plug and perf, и SAGD, а также содействовать спуску в скважину измерительных инструментов.
Иллюстративно по охвату вариантов осуществления, раскрыт в данном документе, применение одной или более Муфты R0 обеспечивает функциональность, которая включает в себя операции управления текучей средой на конце скважины для управления расходом текучей по стволу скважины.
Для содействия спуску в скважину скважинных инструментов, муфта R0 обеспечивает надежное и регулируемое управление текучей средой на носке. Для других операций управления текучей средой, включающих в себя операции по интенсификации притока, такие как гидравлический разрыв пласта, множество муфт R0 обеспечивает установочное управление расходом текучей среды, проходящей в
ствол скважины и из него.
В одном аспекте, касающемся прохода в скважину скважинного инструмента, в частности в закрытую скважину, приближающегося к его концу и даже ниже самой нижней ступени, муфта R0 может обеспечивать регулируемый путь текучей среды для требуемого снятия сопротивления текучей среды при спуске в скважину. Как рассмотрено выше, большинство трубных колонн, через которые вводят скважинные устройства, обычно применяют активирующий переводник. Такие активирующие переводники соединяют с нижним концом обсадной колонны или с самим инструментом спуска, и применяют для обеспечения открытия пути потока текучей среды при спуске инструментов в скважину, исключая сопротивление скважинной текучей среды перемещению инструмента. После этого, активирующий переводник приводится в действие для закрытия пути потока, например, для установки пакера, или выполнения других операций с давлением. В существующей технике активирующий переводник приводится в действие сбросом шара, или давлением, оба способа могут иметь ограничение по надежности, синхронизации и повторяемости.
Как раскрыто в данном документе, в противоположность указанному, муфта R0 может быть приведена в действие однократно или многократно и на надежность приведения в действие, когда требуется, не влияют условия предыдущей последовательности перепадов давления. В результате, например, операции системы plug and perf можно более надежно и легко осуществлять посредством открытия муфта R0, когда требуется, и ее закрытия после этого. Дополнительно, скважинные инструменты можно спускать в скважины оснащенные муфтой R0 для скважин по другому не оснащенных выпускающими текучую среду или другими активирующими переводниками на обсадной колонне.
В приложении к колоннам заканчивания, множество муфт R0, распределенных по ним, обеспечивают зонный доступ и могут давать регулируемый доступ текучей среды для повторяющегося открытия и закрытия, при необходимости, с применением вариантов осуществления аккумулятора.
Работа дистанционно управляемой муфты
Дистанционное открытие и закрытие муфт является предпочтительным для операции по требованию, не требующей организации доступа в скважину или применения операций с последовательностью изменения давления.
В одном аспекте муфта R0 на конце колонны заканчивания обеспечивает новое устройство и устройство для выпуска текучей среды и доступ в концевую зону и ствол скважины.
Улучшенный по сравнению с многократным доступом и сдвигом муфты инструментом на гибкой НКТ, оборудование скважины, которое содержит много муфт R0, можно открывать и закрывать для улучшения процесса обработки. Муфту R0 можно открыть для обеспечения нормального нагнетания в пласт текучей среды обработки гидроразрывом. Вместе с тем, также и сразу после гидроразрыва, муфту R0 можно закрыть для обеспечения смыкания трещин гидроразрыва. Данное может быть важным в областях, где песок гидроразрыва, например, иначе уйдет обратно в скважину сразу после обработки гидроразрыва, если муфту не закрыли или давление на скважине не поддерживали, что обеспечило обратный приток в скважину. С муфтой R0 здесь предотвращен еще один рейс с толкателем.
В другой методологии одну или более муфт R0 можно открывать по одной, с оставшимися муфтами, закрытыми для испытания дебита многих или каждой ступени скважины индивидуально. Указанное обеспечивает значительный улучшение по сравнению с существующей техникой, где испытание дебита скважины только демонстрирует совокупный дебит ступеней мониторинга. Теперь успешно получают дебит индивидуальных ступеней. Известные инструменты каротажа в эксплуатационной скважине и изолирующие инструменты, которые серийно производятся продаются, могут измерять или изолировать расход на каждой ступени для измерения, но экономические аспекты здесь в общем не привлекательные. Выпуск для измерения дебита индивидуально для каждой ступени, хотя не обязательно равен при их суммировании совокупному дебиту вследствие изменений в дебите когда все ступени соединены, является другой методологией для определения относительного дебита с каждой ступени.
Муфты R0, с функциональными возможностями многократных
циклов открытия и закрытия обеспечивают улучшения в разработке новых скважин и работах во всем цикле эксплуатации скважины. В новой скважине, только части скважины можно обрабатывать для интенсификации притока и эксплуатировать. Позже в цикле эксплуатации скважины, можно открыть больше ступеней, и закрыть старые ступени, которые не продуктивны или обводнены. Во время интенсификации притока муфты R0 можно последовательно открывать или закрывать с поверхности способом, обеспечивающим продолжение закачки текучей среды гидроразрыва от одной ступени на следующую ступень, в отличие от работ на гибкой НКТ где закачку требуется останавливать между ступенями. Как описано выше, если муфты можно открывать или закрывать с поверхности, от ступени к ступени, как в случае с муфтами R0, то записанные данные расхода на каждом этапе могут требоваться или не требоваться если фактические данные расхода по ступеням можно записывать на поверхности. Записанные данные расхода можно также применять, как дополнительные данные сравнения с фактическими данными расхода по ступеням. Данные расхода можно получить позже через инструмент приема данных после специального рейса гибкой насосно-компрессорной трубы или через систему связи напрямую на поверхности.
В вариантах осуществления возможно как обнаружение, так и контроль проблемных скважин. Посредством открытия и закрытия муфт R0 можно управлять нагнетанием воды, С02 или химреагента в пласт коллектор во всем сравнению жизненном цикле эксплуатационной или нагнетательной скважины на промысле.
В операциях SAGD, оборудованные муфтами R0 индивидуальные клапаны пара обеспечивают управление массовым расходом пара и распределением при нагнетании пара.
В существующей технике обычно муфты переключают инструментом на гибкой НКТ. Проблемы, с которыми сталкиваются в существующей технике приведения в действие включают в себя стоимость и ограничения расстояния по ступеням, на котором гибкая насосно-компрессорная труба может достичь муфты. Обычная гибкая насосно-компрессорная труба может проходить по ступеням только до своего блокирования. В результате, принимаемые диаметр
и длина гибкой насосно-компрессорной трубы, требуемой для очень глубоких скважины, делают проблематичным и дорогостоящий управление ее логистикой на поверхности. Кроме того, простое присутствие гибкой насосно-компрессорной трубы в канале колонны ограничивает скорость закачки текучей среды гидроразрыва в скважину во время обработки, создает дроссель, если канал гибкой насосно-компрессорной трубы мал и применяется для подачи текучей среды, и создает дроссель если сечение гибкой насосно-компрессорной трубы занимает часть канала колонны заканчивания.
Простое исключение гибкой насосно-компрессорной трубы обеспечивает оператору больше гибкости в решении по обработке текучей средой, управлению и тестированию, улучшение в длине колонн и стволов скважин, и все при уменьшенной стоимости.
Как представлено выше, индивидуальными муфтами R0 дистанционно управляют без повторного входа гибкой насосно-компрессорной трубы, без гидравлических шлангокабелей и без техники сброса предметов.
В вариантах осуществления, раскрытых в данном документе, одна или более муфт и, предпочтительно, множество муфт в скважине оснащены средством дистанционного управления. Таким образом, без блокирования канала скважины, можно избирательно принимать для открытия и закрытия муфты R0, например через связь с поверхности. Каждая муфта R0 имеет источник питания и устройство приведения в действие с приемником для открытия или закрытие или обоих, открытия и закрытия муфты. Сигнал, переданный с поверхности приводит в действие муфту.
В вариантах осуществления методологии, муфты можно кодировать элементами идентификации для адресной операции, индивидуальной операции или в последовательности, или многих муфты в множестве. Кодирование должно быть специфичным для открытия и закрытия каждый муфта индивидуально в каждый скважине конкретного промысла.
В вариантах осуществления обеспечен дистанционно управляемый муфтовый клапан для работы на забое, содержащий трубчатый корпус имеющий канал и один или более окон между каналом и кольцевым пространством снаружи; и с расположенной в
канале муфтой, образующий кольцевую и камеру реверсивного гидравлического клапана между муфтой и корпусом, причем муфта может перемещаться аксиально вперед и назад для попеременного открытия и закрытия окон; и один или более клапанов приведения в действие для сообщения по текучей среде с кольцевой клапанной камерой для попеременного приведения в движение муфты аксиально для открытия и закрытия окна.
Кольцевая клапанная камера и муфта образуют реверсивную гидравлическую муфту, и один или более клапанов приведения в действие являются двухпозиционными гидравлическими клапанами приведения в действие.
В варианте осуществления муфта имеет кольцевой выступом в промежутке отрезка ее длины, действующий как поршень, для разделения кольцевой клапанной камеры на камеры со стороны устья и со стороны забоя, каждую камеру попеременно являющуюся рабочей камерой и камерой сброса. Альтернативно, дистанционно управляемый муфтовый клапан в котором муфта, как поршень для разделения кольцевой клапанной камера на камеры со стороны устья и со стороны забоя, каждая камера попеременно играет роль рабочей и камеры сброса.
Дистанционно управляемый муфтовый клапан, в котором дистанционно управляемая муфта имеет кольцевой выступом в промежутке ее аксиальной длины для разделения кольцевой клапанной камера на камеры со стороны устья и со стороны забоя, причем один или более клапанов соединяют по текучей среде одну из камера приведения в действие для смещения к устью/забою с каналом корпуса для перемещения текучей средой муфта и другой камеры приведения в действие для смещения к устью/забою с камерой сброса для приема отработанной текучей среды, причем один или более клапанов меняют действие каждой камеры приведение в действие между рабочим и сброса, когда муфта перемещает один или более клапанов, является двухпозиционным гидравлическим клапаном приведения в действие.
В варианте осуществления, рабочая и камера сброса имеют объемное соотношение, подходящее для приема сбрасываемой текучей среды, генерируемой при многократном приведении в действие
согласно закону Бойля. В варианте осуществления рабочее давление генерируется от текучей среды в канале, и перепад давления связан начальным атмосферным давлением камеры сброса.
Дистанционно управляемая муфта дополнительно содержит гидравлический изолирующий цилиндр и плавающий поршень между текучей средой в канале чистой текучей среды муфтового клапана в сообщении по текучей среде с рабочей камерой.
Дистанционно управляемая муфта дополнительно содержит исполнительный механизм клапана для управления одним или несколькими клапанами и приемник, функционально соединенный с исполнительным механизмом, причем приемник чувствительный к приему сигнала для приведения в действие муфты.
Приемник или исполнительный механизм клапана, или оба, имеют электропитание и дополнительно содержат батарею на забое. Приемник дополнительно содержит сторожевую схему между батареей и подключенными к электропитанию компонентами. Сторожевая схема дополнительно содержит пьезоэлектрический пускающий элемент для приема и генерирования сигнала побудки для подключения электропитания компонентов от батареи. Сторожевая схема дополнительно содержит часовой механизм для определения окна, во время которого сторожевая схема принимает сигнал побудки для подключения электропитания компонентов от батареи.
В вариантах осуществления дистанционно управляемый муфтовый клапан принимает сигнал с поверхности приведения в действие на открытие или закрытие. Сигнал передается по беспроводной связи и без линии текучей среды. В варианте осуществления сигнал передаются с поверхности вдоль ствола скважины для приема дистанционно управляемой муфтой, в том числе посредством акустического сигнала или сигнала давления. В другом варианте осуществления сигнал передают с поверхности, вводя в подземную среду для приема дистанционно управляемой муфтой, в том числе электронный или сейсмический. Сигнал приведения в действие дополнительно представляет собой сигнал, имеющий амплитуду, при этом, амплитуды выше порога указывают сигнал приведения в действие. Сигнал приведения в действие, несущий уникальный код сигнала, дополнительно содержит уникальную последовательность
амплитуд сигнала выше порога. Сигнал приведения в действие с последовательностью амплитуд сигнала передается со скоростью двоичной передачи меньше около 10 бит/с. Сигнал приведения в действие с последовательностью амплитуд сигнала передается со скоростью двоичной передачи около 1 бит/с.
В других вариантах осуществления система для дистанционного управления расходом текучей среды в стволе скважины содержит:
один или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов, установленных вдоль трубной колонны в стволе скважины и образующих кольцевое пространство с ней, каждый из дистанционно управляемых муфтовых клапанов имеет трубчатый корпус и канал в сообщении по текучей среде через одно или более окон в кольцевое пространство, муфта является реверсивной и приводится в действие гидравлически для открытия окон в одном направлении и приводится в действие гидравлически для закрытия окон в другом направлении, отработанная рабочая текучая среда сбрасывается в емкость сброса;
и передатчик сигнала для генерирования сигналов беспроводной связи и приемник сигнала на муфте для приведение в действие реверсивной муфты.
Система, указанная выше, в которой, кроме того, один или более муфтовых клапанов являются по меньшей мере одним муфтовым клапаном, установленным на дальнем конце трубной колонны, смежно с концом ствола скважины.
Система, в которой по меньшей мере один муфтовый клапан, установленный смежно с концом ствола скважины, является дистанционно управляемым для открытия в кольцевое пространство во время спуска в скважину инструмента до нормально закрытого конца скважины. Система, в которой инструмент выбран из группы, состоящей из инструмента ситемы plug and perf, измерительного инструмента, инструмент получения изображения гидроразрыва, обычного толкателя на гибкой НКТ для муфты.
Система, указанная выше, в которой, кроме того, один или более муфтовых клапанов являются множеством дистанционно управляемых муфтовых клапанов, установленных вдоль трубной колонны, каждый из которых является независимо дистанционно
управляемым между открытым и закрытым положениями, для избирательного сообщения с кольцевым пространством и стволом скважины.
Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины содержащий: расположение множества дистанционно управляемых муфтовых клапанов вдоль ствола скважины; выбор зоны для обработки; закрытие трубной колонны выше и ниже зоны; дистанционное открытие одного или более муфтовых клапанов в зоне; и подачу текучих сред гидроразрыва пласта в ствол скважины через открытые муфтовые клапаны.
Методология гидравлического разрыва пласта, дополнительно содержащая спуск в скважину инструмента гидроразрыва пласта в зону, подлежащую обработке, причем инструмент гидроразрыва пласта содержит повторно устанавливаемый пакер и предохранительный патрубок, уплотнение повторно устанавливаемого пакера к трубной колонне для изоляции баланса трубной колонны, и дистанционное открытие одного или более муфтовых клапанов в зоне; и подачу текучих сред гидроразрыва пласта в ствол скважины через открытые муфтовые клапаны.
Методология гидравлического разрыва пласта, дополнительно содержащая закрытие открытых муфтовых клапанов применявшихся во время гидроразрыва, для смыкания трещин пласта.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 показан в изометрии дистанционно управляемый муфтовый клапан согласно одному варианту осуществления.
На фиг. 2 показан вид сбоку с сечением муфтового клапана фиг. 1.
На фиг. ЗА показано сечение муфтового клапана фиг. 2 с муфтой в закрытом положении.
На фиг. ЗВ показано сечение муфтового клапана фиг. 2 с муфтой в открытом положении.
На фиг. 4А показано сечение муфтовой камеры с первой линией, соединенной по текучей среде с обращенной к устью стороной муфтовой камеры.
На фиг. 4В показано сечение муфтовой камеры со второй линией, соединенной по текучей среде с обращенной к забою
стороной муфтовой камеры.
На фиг. 5А показано сечение муфтового клапана согласно фиг. ЗА с муфтой в закрытом положении.
На фиг. 5В показано сечение муфтового клапана согласно фиг. ЗВ с муфтой в открытом положении.
На фиг. 6А показан вид сбоку с трубчатым корпусом, поворачиваемым на своей оси для иллюстрации первой и второй клапанных линий.
На фиг. 6В показано сечение трубчатого корпуса фиг. 6А через первую и вторую клапанные линии.
На фиг. 7 схематично показана часть сечения трубной стенки муфтового клапана с закрытой муфтой.
На фиг. 8 схематично показана часть сечения трубной стенки муфтового клапана с открытой муфтой.
На фиг. 9 схематично показан один вариант осуществления системы приведения в действие с атмосферной камерой сброса.
На фиг. 10А схематично показан другой вариант осуществления системы приведения в действие, иллюстрирующий блок-схему гидравлической/контрольно - измерительной аппаратуры с приводной камерой азота высокого давления.
На фиг. 10В показано сечение системы приведения в действие фиг. 10А в муфтовом клапане, где гидравлическую движущую силу обеспечивает камера N2 под давлением и ствол скважины применяется, как бак.
На фиг. 11 схематично показан другой вариант осуществления исполнительного механизма для муфтового клапана, реализующий линейный исполнительный механизм, либо включенный в состав муфты или отдельный исполнительный механизм.
На фиг. 12 показана половина сечения муфтового клапана, включающего в себя реверсивную муфту, в варианте приведения в действие фиг. 9, где сама муфта действует, как поршень.
На фиг. 13 показан в изометрии другой вариант осуществления дистанционно управляемого муфтового клапана.
На фиг. 14 показан в изометрии с сечением муфтовой клапан фиг. 13.
На фиг. 15А показан вид сбоку с сечением муфтового клапана
фиг. 13 с муфтой в закрытом положении.
На фиг. 15В показан вид сбоку с сечением муфтового клапана фиг. 13 с муфтой в открытом положении.
На фиг. 16 схематично показан ствол скважины с муфтами R0, установленными в нем, и способ передачи и приема кодированного сигнала для избирательного приведения в действие конкретной муфты, кодированный сигнал направляется по стволу скважины, или как сейсмический сигнал.
На фиг. 17 показано оборудование устья скважины с генератором команд на нем.
На фиг. 18А показана диаграмма, иллюстрирующая сравнительные формы колебаний сигнала во временной области для оборудования устья скважины и забойных датчиков в ответ на действие генератора команд ударного или молоткового типа фиг. 17 .
На фиг. 18В показана диаграмма, иллюстрирующая короткий временной интервал сравнительных форм колебаний сигнала фиг. 18А, включающих в себя реагирование на изменение давления.
На фиг. 18С показана диаграмма, иллюстрирующая сравнительную форму колебаний сигнала для оборудования устья скважины и амплитудные спектры в частотной области для забойных датчиков в ответ на действие генератора команд, фиг. 17, и кодированный сигнал, фиг. 18В.
На фиг. 18D показана диаграмма, иллюстрирующая силу сдвига муфты, обнаруживаемую на оборудовании устья скважины и по забойному давлению.
На фиг. 19А показана диаграмма, иллюстрирующая корреляцию формы колебаний сигнала забойного датчика и дифференциацию сигнала в ответ на сейсмические вибрации на поверхности с выбросом вибрации, имеющим качание частоты около 20-120 Гц.
На фиг. 19В показана диаграмма, иллюстрирующая сравнительные формы колебаний сигнала для датчиков на поверхности и для забойных датчиков в ответ на сейсмические вибрации на поверхности для уникальной последовательности индивидуальных и изменяемых качаний частоты для совместного определения, уникального кода, различимого во взаимной
корреляции откликов во временной и частотной области.
На фиг. 19С показана диаграмма, иллюстрирующая обнаружение
во взаимной корреляции данных на забойном датчике для
обнаружения повторяющегося кода, образованного
последовательностью индивидуальных качаний частоты, переданных, на поверхности.
На фиг. 20 показана блок схема последовательности, иллюстрирующая одно применение муфты R0 на носке при работе по системе plug and perf.
На фиг. 21А схематично показано инициируемая оборудованием устья скважины передача команд на одну или более забойных муфт RO.
На фиг. 21В схематично показана инициируемая сейсмическим или другим вибратором передача команд с поверхности, на расстоянии от оборудования устья скважины, на одну или более забойных муфт RO.
На фиг. 22А показана блок схема последовательности, иллюстрирующая одно применение муфт RO для гидроразрыва, не требующее приведения в действие предметом или спуска гибкой насосно-компрессорной трубы в колонну заканчивания.
На фиг. 22В показана блок схема последовательности, иллюстрирующая одно применение муфт RO для управления получением текучих сред из скважины.
На фиг. 22С показан снимок экрана смартфона, применяемый техническим специалистом для выбора открытого /закрытого положения муфт RO, в данном варианте осуществления для закрытия муфты 8 вследствие поступления воды, отмеченного на муфте 8 во время эксплуатации, согласно фиг. 22В.
На фиг. 23 показана передача забойных данных на поверхность, включающая в себя хранение данных на каждой ступени и передачу по беспроводной связи на поверхность или между ступенями на одну ступень и с одной ступени на поверхность.
На фиг. 2 4 показан сбор забойных данных для оценки показателя дебита ступени, открытой сбросом шара и потом закрытой с применением ввода в скважину, например, гибкой насосно-компрессорной трубы.
На фиг. 25 показан вид сбоку многозонной скважины на промысле, где текучую среду для нагнетания в пласт, такую как вода, газ или химреагент, применяют, в общем, с равномерным вытеснением.
На фиг. 2 6 показан вид сбоку многозонной скважины на промысле, где текучую среду для нагнетание в пласт, такую как вода, газ или химреагент, применяют в сценарии не идеального смещения.
На фиг. 27 показан дистанционно управляемый муфтовый клапан, оборудованный защитным экраном для эффективного выпуска пара, такого как в реализациях SAGD.
На фиг. 2 8 показано множество дистанционно управляемых муфтовых клапанов фиг. 2 7 в сценарии SAGD.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
Более подробно, решение, предложенное в данном документе для исключения гибкой насосно-компрессорной трубы и линий шлангокабеля, заключается в приведении в действие муфтовых клапанов для перемещения между открытым и закрытым положениями с применением дистанционно управляемых регулирующих муфт (ROCS) или просто муфт R0. Муфта может работать с приведением в действие давлением или с электропитанием от батареи, в любом случае можно принимать по меньшей мере сигнал открытия и закрытия по связи с поверхности. В данном документе, муфты R0 и муфтовые клапаны R0 применяются взаимозаменяемо, кроме случаев, когда конкретный контекст предполагает иное, например для перемещения "муфты" в корпусе "муфтового клапана". С поверхности передается сигнал на муфту R0 и муфта приводится в действие либо для открытия или для закрытия. Здесь не требуется обратной связи с поверхностью от муфты R0. Имеются другие индикаторы для установления успешного приведения муфты в действие.
Сигнал может быть передан с поверхности, например, посредством пульсации бурового раствора, электромагнитных, акустических колебаний, на радиочастоте или перемещаемым пусковым устройством, таким как метка RFID, для пуска конкретной
муфты. Сигнал можно уникально кодировать для соответствия
конкретной муфте. Муфта R0 имеет приемник, который раскодирует
сигнал для реагирования конкретной муфты, и муфта реагирует на
команду открытия или закрытия. Энергия открытия или закрытия
может быть обнаружена на поверхности например, через вибрацию
оборудования устья скважины, через акустику, передачу по текучей
среде или через реагирование на изменение давления скважины.
Если необходимо, за счет некоторых добавленных расходов на
энергию, дистанционно управляемая муфта может также иметь
передатчик, который может передавать подтверждение открытого или
закрытого положения муфты на поверхность или, как часть другой
информации по состоянию муфты, данных контрольно-измерительной
аппаратуры по выбросам или расходу, как рассмотрено ниже. В
вариантах осуществления Заявитель может включать в состав
пьезоэлектрический прибор для зарядки бортовых батарей
использующий различное давление или прямой механический импульс
в работе, имеющиеся в большом количестве при гидроразрыве и
других работах на забое скважины. Передатчик, который передает
данные на устье, может также передавать подтверждение действия,
открывшего или закрывшего муфту, на поверхность. Альтернативно,
на поверхности на оборудовании устья скважины можно смонтировать
акселерометр для обнаружения сдвига муфты в открытое или
закрытое положение, исключая необходимость системы двусторонней
связи для передачи подтверждающего сообщения с забоя на
поверхность. Закодированный вибрационные сигналы
(амплитудные/временные, вибрационные, сейсмические или
аналогичные) передаются с поверхности на конкретную муфту. Муфта обнаруживает свой соответствующий уникальный код в сигнале и активирует электрическую /механическую активирующую систему для обеспечения открытия или закрытия муфты. Обнаружение активирования можно получить, если требуется, посредством автономной системы, такой как акселерометры, установленной на оборудовании устья скважины. Электрическая /механическая активирующая система может иметь одно или много конструктивных решений, где муфта открывается полностью электрическим, по типу соленоида, или электромеханическим приводом, или можно применять
пилотную систему, где давление предварительной зарядки или скважинное давление применяется для физического сдвига муфты в открытое или закрытое положение.
Контрольно-измерительная аппаратура муфты может также включать в себя информацию по расходу, передаваемую на поверхность без ввода гибкой НКТ, для загрузки данных расхода с компоновки низа бурильной колонны (КНБК) муфты, и модуля изображения гидроразрыва (FIM) (такого как микросейсмический датчик), или иначе собранных устройством сбора данных, спускаемым на гибкой НКТ.
Муфтам можно устанавливать в последовательности открытыми и закрытыми с поверхности, в конфигурации обеспечивающей продолжение закачки гидроразрыва от одной ступени, не обязательно смежных ступеней, на следующие. Данное должно быть аналогично системам со сбросом шаров, однако без связанных с ними недостатков заданной последовательности шаров или гнезд шаров позже блокирующих ствол скважины.
Многие преимущества муфт R0 делают их предпочтительными по сравнению с муфтами со сбросом шаров, в частности, муфты можно как открывать, так и закрывать; отсутствует или имеется небольшое сужение ствола скважины, отсутствует последующая операция, создающая помехи шарам или шаровым гнездам, и если на ступени происходит выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва во время гидроразрыва пласта, другие ступени можно открыть для смещения выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва и, как описано выше, в новой скважине, только выбранные секции скважины можно обрабатывать для интенсификации притока и эксплуатировать. Позже, в жизненном цикле скважины можно открыть больше ступеней, и старые ступени, которые на сегодня не продуктивны или дают воду, можно закрыть.
Муфты R0 можно устанавливать в последовательности открытыми или закрытыми с поверхности в конфигурации, обеспечивающей продолжение закачки гидроразрыва от одной ступени на следующую ступень, в отличие от гибкой насосно-компрессорной трубы, где закачку текучей среды требуется останавливать между ступенями.
Как описано выше, поскольку муфты можно открыть или закрыть
с поверхности, ступенчато, то записанные данные расхода на каждой ступени могут требоваться или не требоваться, поскольку фактические данные расхода по ступеням можно записывать на поверхности. Записанные данные расхода можно также применять, как дополнительные данные в сравнении с фактическими данными расхода по ступеням. Данные расхода можно получать посредством инструмента приема данных на гибкой НКТ или через систему связи, напрямую на поверхности.
Дистанционное управление с поверхности для открытия и закрытия муфт, можно здесь применять без гибкой насосно-компрессорной трубы или шлангокабеля, в том числе для открытия муфты для гидроразрыва и закрытия ее после гидроразрыва для обеспечения смыкания трещин гидроразрыва; для ступенчатого испытания дебита после гидроразрыва; и для управления ступенями во время или после нагнетания в пласт месторождения, в том числе, в ситуациях с водой, С02 и химреагентами.
Результатом применения муфты R0 является использование полнопроходного или близкого к полнопроходному внутреннего диаметра трубной колонны, хвостовика или обсадной колонны. Дополнительно, здесь имеется мало дросселей потока или ограничений доступа, например, нет создающей помехи гибкой спускоподъемной насосно-компрессорной трубы и шаровых гнезд, требующих выбуривания или растворения, как в системах заканчивания plug and perf. Дополнительно, не требуется пакеров для необсаженного ствола, таких как в системах со "сбросом шара". Для клиентов, требующих пакеров для необсаженного ствола, в противоположность системам точечного цементирования, данные муфты R0 можно применять на месте традиционных муфт со сбросом шаров. Ясно, что дистанционное управление не ограничено цементируемыми хвостовиками. В других работах применение муфт R0 исключает необходимость работ на вспомогательном канате, которых в настоящее время требует системы "plug and perf", и не требуется гибкой насосно-компрессорной трубы, как в случае с обычными системами гибкой насосно-компрессорной трубы.
Муфты R0 приводятся в действие связанными с муфтой
компонентами на муфте и таким образом, теоретически, муфте нужна только некоторая длина для поочередного перекрывания расходных окон и сдвига за пределы окна. Поскольку окна расположены по окружности, длина муфты должна составлять только около двух диаметров окна, плюс дополнительная длина на каждом конце для расположения уплотнений.
В варианте осуществления с гидравлическим приведением в действие муфты, вставленной в кольцевую муфтовую камеру, между каналом и муфтовой камерой установлен клапан. После приема пускового сигнала клапан устанавливает сообщение между кольцевым пространством муфты и каналом для открытия или закрытия муфты в зависимости от устройства гидравлического соединения. В зависимости от конфигурации пуска клапан можно напрямую приводить в действие, например, давлением текучей среды, или можно пилотно приводить в действие. Альтернативное устройство приведения в действие включает в себя соленоиды или привода с применением большей мощности и более надежных батарей.
Муфтовые клапаны RO или муфты RO
Как показано на фиг. 1-бВ, в одном варианте осуществления и, как представлено выше, муфта R0 10 содержит трубчатый корпус 12 с цилиндрической стенкой 14 и сквозной аксиальный канал 16. Трубчатый корпус присоединен к концу со стороны забоя или в промежутке к трубной колонне, такой как обсадная колонна (обычная, не показано). Трубная колонна или обсадная колонна продолжается до поверхности, возможно, через промежуточную и поверхностную обсадную колонну, которые все считаются трубными колоннами или обсадными колоннами. Аксиальный канал трубчатого корпуса сообщается текучей средой с трубной колонной.
Как лучше всего видно на фиг. 2, трубчатый корпус 12 несет цилиндрическую муфту 20, перемещающуюся аксиально по внутренней поверхности стенки 14 трубчатого корпуса. Муфта 20 перемещается с уплотнением вдоль или в муфтовой выемке 18 и, по существу, не создает помех работе канала 16. Муфтовая выемка 18 выполнена кольцевой, углубленной от канала в стенку 14, либо полностью в стенке 14 в радиально закрытой кольцевой камере (см. фиг. 8А) или как кольцевая камера, выполненная между муфтой и корпусом.
В варианте осуществления муфта приводится в действие гидравлически для открытия и закрытия окон 22. По меньшей мере участок выемки 18 показан блокированным в промежутке ее аксиальной длины участком муфты, либо на концах муфты (фиг. 8А) или, как показано на фиг. 1-бВ, кольцевым выступом 25, выступающим радиально наружу от муфты 2 0 в муфтовую выемку.
Как показано на фиг. 12, муфта 2 0 приводится в действие гидравлически от своих аксиально противоположных концов, при этом муфта целом образует реверсивный гидравлический поршень в муфтовой выемке 18. В показанном на фиг. 2 варианте осуществления, муфта 2 оснащена кольцевым выступом 25, проходящим по ее окружности, который уплотнен для перемещения вдоль муфтовой выемки 18, при этом выступ 2 5 образует реверсивный гидравлический поршень. Оба варианта осуществления образуют реверсивную поршневую муфту 20.
Внутренняя муфта 2 0 является реверсивной муфтой с гидравлическим приводом, имеющей камеру 3 0 приведения в действие для смещения к забою со стороны устья от поршня и камеру 32 приведения в действие для смещения к устью со стороны забоя от поршня, или участок выступа 25, как показано.
Камеры 30, 32 приведения в действие для смещения к забою и к устью сообщаются с клапаном 3 6 приведения в действие (рассмотрен ниже) который можно удобно разместить в стенке 14 трубчатого корпуса 12 в части корпуса или модуле управления 38. Клапан 3 6 расположен в сообщении по текучей среде между аксиальным каналом (источник давления) и одной стороной камеры реверсивного клапана. Другой клапан или тот же клапан, имеющий двойные сквозные пути потока, также расположен в сообщении по текучей среде между камерой сброса (аккумулятор) и противоположной или второй стороной реверсивной муфтовой камеры. Клапан или клапаны соединены с камерами 30,32 соответствующими гидролиниями 4 0,42.
Клапан обеспечивает попеременное приведение в движение и сброс с каждой из сторон поршневого участка муфты 2 0 для перемещение муфты вперед и назад между открытым и закрытым положениями. Трубчатый корпус оснащен одним или несколькими
сквозными окнами 22, выполненными в стенке 14, образующими путь потока проходящий в общем радиально из аксиального канала 16 в кольцевое пространство ствола скважины снаружи трубчатого корпуса. Муфта 2 0 может перемещаться вдоль муфтовой выемки 18 для попеременного перекрывания окна 22 (закрыто, на фиг. 6А) и открывания (открыто, фиг. 6В).
Как известно в технике гидроцилиндров, двухпозиционный гидравлический клапан 3 6 может одновременно сообщаться с обеими сторонами поршня для противоположных функций текучей среды, одной, приведения в движение поршня, другой, приема вытесненной сбрасываемой текучей среды.
Модуль управления можно сконструировать с размерами центратора для обеспечения дополнительного пространства для клапана 36, электронной аппаратуры и т.п., и защиты линий 40,42 приведения в действие, применяемых для управления реверсивной муфтой.
Как указано, муфта попеременно открывает и закрывает окно корпуса, управляя сообщением по текучей среде с аксиальным каналом, посредством открывания и перекрывания муфтой окон корпуса, соответственно. Окна корпуса 22 можно перекрывать концом муфты, перемещаемой аксиально, для перекрывания окна, блокирования канала 16 от окна 22 и открывать концом муфты, перемещаемым аксиально для открывания окна 22. Альтернативно, и как показано здесь, отнесенное от конца муфты 20 окно 22s муфты можно аксиально совмещать с окнами 22,22h корпуса для сообщения по текучей среде с окнами 22h корпуса и каналом 16, и при установке не совмещенными для блокирования окон 22h корпуса закрытыми.
На фиг. 4А показан с увеличением участок трубчатого корпуса с сечением по первой боковой гидравлической линии 40. Как проиллюстрировано, с расположением забоя справа, первая боковая линия сообщается текучей средой с обращенной к устью стороной, или камерой 3 0 приведения в действие для смещения к забою, для гидравлического приведения в движение муфты 2 0 к закрытом положению вправо.
Как показано на соответствующей фиг. ЗА, окна 22s муфты
установлены не совмещенными с окнами 22h корпуса для блокирования потока через них.
Вторая, со стороны забоя или камера 32 приведения в действие для смещения к устью, аксиально уменьшена, по существу, до нулевого объема, поскольку кольцевой выступ 25 сдвинут до дальнего правого положения в камере 32 приведения в действие для смещения к устью. Камеры 30,32 приведения в действие для смещения к забою и для смещения к устью попеременно меняют объем от минимального (нулевого) объема до их максимального рабочего объема.
На фиг. 4В показан с увеличением участок трубчатого корпуса с сечением по второй боковой гидравлической линии 42, сообщающейся текучей средой и обеспечивающей доступ камерой 32 приведения в действие для смещения к устью со второй стороны. Муфта показана также в предыдущем закрытом положении, с совпадающими окнами 22h корпуса и окнами 22s муфты.
На фиг. 6А показан вид сбоку трубчатого корпуса 12, проиллюстрированы первая и вторая боковые гидравлический линии 40,42 проходящие по наружной поверхности или выемке в наружной поверхности трубчатого корпуса от модуля 3 8 управления до первой и второй стороны, камер 30,32 приведения в действие для смещения к забою и смещения к устью, соответственно. Как показано на фиг. 6В, для минимизации наружного диаметра трубчатого корпуса 12, снаружи в стенке могут быть выполнены профили выемки для представления места по меньшей мере участку гидравлических линий 40,42.
Система исполнительного механизма для управления скважинным инструментом
В вариантах осуществления данного документа клапан или клапаны 3 6 управляют приложением рабочего давления к муфте реверсивного поршня. Если давление предварительной зарядки или давление в стволе скважины применяют для физического управления скважинным инструментом, такого как сдвиг муфты в открытое или закрытое положение, давление предварительной зарядки может быть либо положительным давлением или отрицательным давлением относительно давления в стволе скважины. Варианты осуществления,
показанные на фиг. 1-9, рассмотрены ниже в контексте сдвига муфты 20, а система с отрицательным давлением, показанная на фиг. 10А,10В, может быть системой предварительной зарядки с положительным давлением на поверхности. Любую из систем можно применять для приведения в действие скважинных инструментов других типов.
Показанные на фиг. 7, 8 и 9 варианты осуществления системы с отрицательным давлением описаны ниже. Как ясно специалисту в данной области техники, варианты осуществления раскрыты в контексте сдвига муфты, вместе с тем систему с отрицательным давлением можно применять для дистанционного активирования другого устройства в стволе скважины.
На фиг. 7-9 показана система исполнительного механизма, которая сообщается текучей средой с муфтой 20, установленной в трубчатом корпусе 12, который встроен в обсадную колонну. Система исполнительного механизма действует на муфту 2 0 гидравлически для сдвига муфты либо для блокирования окон 22h в закрытом положении, или для открытия окон 22h в открытое положение. Муфта 2 0 сдвигается вперед и назад между открытым и закрытым положением, как требуется.
В вариантах осуществления с поверхности передают сигнал в модуль 3 6 управления в системе исполнительного механизма для инициирования приведения в действие муфты. В вариантах осуществления сигнал может быть акустическим сигналом, таким как ударные импульсы или сейсмическая вибрация. В примере передается кодированная серия ударных импульсов, описано более подробно ниже. Для удара по оборудованию устья скважины или другому присоединенному участку трубной колонны применяется молот; удары производятся в специфической кодовой последовательности для передачи уникального сигнала по обсадной колонне в модуль 3 6 управления выбранной муфты RO 10 для открытия и закрытия ее муфты 20. В другом примере, также описанном более подробно ниже, для передачи сейсмической вибрации сейсмический вибратор устанавливают на поверхности для передачи конфигурированной последовательности колебаний на модуль 3 6 управления выбранной муфты RO 10 для открытия или закрытия ее муфты 20.
В более схематичном формате, как лучше всего видно на фиг. 7 и 8, кольцевой гидравлический поршень двустороннего действия, образованный выступом 25, выполнен на наружной поверхности муфты 20. Поршень имеет первую и вторую противоположные поверхности или стороны. Стенка 14 профилирована на внутренней поверхности для обеспечения клапанной или муфтовой камеры, вдоль которой может перемещаться кольцевой выступ 25 поршня. Текучая среда, по направлению узла исполнительного механизма, прикладывается к одной, либо первой, обращенной к устью или второй, обращенной к забою сторонам кольцевого поршня, именуемым в данном документе камерами 30,32 приведения в действие для смещения к забою и устью, соответственно. Текучая среда, приложенная к первой стороне, сдвигает муфту в первом направлении для закрытия окон 22, или для сдвига муфты в противоположный направление для закрытия окон, в зависимости от относительного расположения окон 22 и муфты 20. Как показано в устройстве, соответствующем фиг. 1-бВ, текучая среда, приложенная к первой, обращенной к устью стороне/в камере 30 приведения в действие для смещения к забою, сдвигает муфту к забою для закрытия окон 22.
Текучая среда, приложенная ко второй стороне, сдвигает муфту во втором, противоположном направлении, для открытия окон 22, или для сдвига муфты в противоположный направление для открытия окон. Здесь также, в соответствии с фиг. 1-бВ, текучая среда, приложенная ко второй стороне, обращенной к забою/в камере приведения в действие для смещения к устью 30, сдвигает муфту к забою для открытия окон 22.
Аксиальное перемещение поршня и муфты, прикрепленной к нему, ограничено длиной муфтовой выемки 18. Уплотнения, дистанцированные по длине муфты или выемки, создающие уплотнение между муфтой 2 0 и стенкой 14, предотвращают утечку текучей среды, действующей на поршень, из камер 30,32.
Как показано на фиг. 9, система исполнительного механизма дополнительно содержит камеру 50 сброса, которую заряжают под атмосферным давлением на поверхности, указанное давление является значительно отрицательным относительно давления в стволе скважины на площадке работ на забое. При гидростатическом
давлении на глубине в стволе скважины, давление камеры 50 сброса делает ее камерой отрицательного давления. Камера 50 сброса сообщается текучей средой с камерами 30,32 для приема текучей среды от поршня двустороннего действия, через гидравлические линии 40 или 42, соединенные с камерами 30,32 на противоположных первой и второй сторонах кольцевого поршневого выступа. Текучая среда с некоторым более высоким давлением прикладывается к напорной стороне поршня, заставляя поршень и муфту сдвигаться и, одновременно, текучая среда сбрасывается от противоположной обратной стороны или стороны сброса поршня в камеру 50 сброса. Рабочая текучая среда под более высоким давлением входит из канала 16. Впускные окна 52 в стенке 14 обеспечивают сообщение по текучей среде от канала 16 непрерывного с трубной колонной или обсадной колонной с двухпозиционным или двухходовым гидравлическим направляющим клапаном 3 6, который сообщается текучей средой с камерой сброса и с гидравлическими линиями 40,42. Установлен перепад давления между камерой 50 сброса и каналом 16, который обеспечивает вход текучей среды в исполнительный механизм через впускные окна и является достаточным перепадом давления для сдвига муфты 20. Текучая среда проходит через фильтр 54 для удаления песка и отходов из нее, исключая их попадание в клапан 36.
В вариантах осуществления гидравлические линии 40,42 могут также включать в себя предохранительную арматуру для сброса текучей среды из них, когда требуется, например, обратно через фильтр 54.
С двухходовым клапаном 3 6 функционально соединен соленоид 5 6 для изменения состояния клапана 3 6 для попеременной подачи текучей среды, принимаемой из канала 16, в камеру приведения в действие для смещения к забою для сдвига муфты из одного положения (например, открытого положение) в другое положение (например, закрытое положение) или наоборот.
Узел исполнительного механизма дополнительно содержит электронную аппаратуру 58, например, для приема кодированного сигнала и обработки сигнала для определения, соответствует ли сигнал требуемому для приведения в действие соленоида 5 6
сигналу. Долговечную, стойкую к температуре батарею 60 обеспечивают для питания электронной аппаратуры 58.
После приема сигнала пуска на электронной аппаратуре 58 клапан 3 6 приводится в действие для установления рабочего давления, передаваемого между одной стороной муфтовой камеры и каналом 16 для открытия или закрытия муфты в зависимости от устройства гидравлического соединения. Другая сторона поршня, также соединенная через клапан, сбрасывает ранее поданную или отработанную рабочую текучую среду в камеру 50 сброса, как в аккумулятор.
Когда исполнительный механизм принимает сигнал закрыть муфту, соленоид 56 изменяет состояние для обеспечения подачи текучей среды из канала на первую сторону поршня для сдвига внутренней муфты в закрытое положение. Когда текучая среда приложена с первой стороны поршня через гидравлическую линию первой стороны, камера первой стороны полости расширяется для приема текучей среды и перемещения поршня и муфты в закрытое положение. Камера второй стороны полости уменьшается в объеме, и текучая среда в ней выпускается через гидравлическую линию второй стороны в основную камеру.
Когда система исполнительного механизма принимает сигнал для открытия окна, соленоид 56 изменяет состояние для подведения текучей среды из канала ко второй стороне поршня для сдвига муфты в открытое положение. Текучая среда в камере первой стороны полости выпускается в основную камеру через гидравлическую линию первой стороны, когда объем камеры первой стороны полости уменьшается. Камера второй стороны в полости расширяется для приема текучей среды из канала и приводит в движение поршень для сдвига муфты в открытое положение.
Процессом сдвига двухпозиционного клапана 3 6 или координированного приведения в действие двух отдельных клапанов (не показано) можно управлять реверсивно для закрытия или открытия муфты, при приведении в действие противоположно предыдущему приведению в действие. Камера 50 сброса работает с достаточным перепадом давления и, имеет достаточный объем, для многочисленных операций до уменьшения перепада давления камеры
сброса ниже рабочих уровней.
Когда текучая среда подводится через одну гидравлическую линию 40 или 42 в камеру 30 или 32, текучая среда выпускается или сбрасывается, через другую гидравлическую линию 42 или 4 0 в камеру 50 сброса из другой камеры 32 или 30 на противоположной стороне выступа 25, когда объем уменьшается. Таким образом, известный объем цилиндрической формы или объем текучей среды выпускается в камеру 50 сброса каждый раз, когда муфта 2 0 сдвигается для открытия окон, и каждый раз, когда муфта сдвигается для закрытия окон.
В первый раз при сдвиге муфты 2 0 только воздух выпускается через гидравлическую линию в камеру сброса. После этого, текучая среда, присутствующая в полости на стороне ранее являвшейся напорной стороной поршня и затем являющейся стороной сброса поршня, выпускается из нее в камеру 50 сброса, когда муфта 2 0 сдвигается в противоположном направлении.
Заявитель считает, что объем камеры 50 сброса может быть достаточно большим для обеспечения множества циклов сдвига до смыкания трещин камеры 50 сброса, по существу, текучей средой, когда в ней не остается сжимаемого объема и достаточного перепада давления для эффективного сдвига муфты.
В виде примера, давление воздуха в атмосферной основной камере на отметке вблизи Calgary, АВ, Canada, составляет около 14 фунт/кв.дюйм (97 КПа). Давление в скважине по глубине составляет около 0,44 фунт/кв.дюйм (3 КПа) на фут (0,3м) глубины. На 5000 футов (1524 м) давление составляет около 2150 фунт/кв.дюйм (14,8 МПа) (5000 X 0,44 фунт/кв.дюйм (ЗКПа)=2150 фунт/кв.дюйм (14,8 МПа)) для перепада более 2100 фунт/кв.дюйм (14,5 МПа).
Когда давление увеличивается в камере 50 сброса при ее заполнении текучей средой, имеющийся перепад давления для сдвига муфты уменьшается. Таким образом, имеется ограниченное число циклов сдвига, которые могут быть выполнены для любого данного объема основной камеры. Если, например, объем выпуска обращенной к устью или забою сторон поршня составляет 3,6 куб.дюймов (0,06л) (4,75 Днар х 4,50 Двнутр х 2,0 хода), после 4 сдвигов
(открыт-закрыт-открыт-закрыт) давление в камере должно дойти от 14 фунт/кв.дюйм (97 КПа) до 30 фунт/кв.дюйм (207КПа), оставляя в наличии около 2120 фунт/кв.дюйм (14,7МПа) для последующего сдвига. При 2120 фунт/кв.дюйм (14,7МПа), сила на площади поршня, имеющаяся для сдвига муфты остается грубо на уровне 38 00 фунтов
(1700кгс). Заявитель считает, поэтому, что больше, чем достаточно силы остается для сдвига муфты столько раз, сколько потребуется во время работ на промысле в жизненном цикле скважины.
Как показано на фиг. 11, перепад давления можно применять для приведения в движение забойного линейного исполнительного механизма. Кроме того, с доступом к долговечным батареям, кабелю системы зарядки на забое или электрифицированной гибкой НКТ также можно эксплуатировать небольшие выкидные насосы с электродвигателями для периодического удаления накопленной жидкости и увеличения эксплуатационного ресурса систем сдвига перепадом давления.
Как показано в варианте осуществления, напорная гидравлическая система модифицирована для работы скважинного инструмента, по существу, не ограниченное число раз. Для простоты рассмотрения система описана также в контексте сдвигающейся муфты. Не ограниченное применение системы для сдвига муфты для открытия и закрытия, по существу, не ограниченное число раз получают посредством медленной перекачки текучей среды из основной камеры в периоды времени, когда муфта не сдвигается.
Электрифицированная гибкая насосно-компрессорная труба или каротажный кабель, развертываемый в гибкой НКТ или другом трубном инструменте, функционально соединен с электродвигателем и насосом, включенным в систему исполнительного механизма для перекачки текучей среды, которая накапливается в основной камере каждый раз, когда муфта сдвигается. Каротажный кабель является относительно небольшим, поскольку насос и двигатель являются оптимально небольшими для перекачивания текучей среды с очень низкими расходами, с учетом того, что временной период, за который накопленная текучая среда подлежит удалению насосом из
основной камеры, является, в общем, весьма длительным. Муфты обычно сдвигают только при возникновении необходимости и они могут быть стационарными часами, днями, неделями, месяцами или годами между сдвигами.
В варианте, где скважинный инструмент является инструментом, который должен выполнять ход или операцию, такую как сдвиг муфты, установка пакера или пробивание отверстия в обсадной колонне, требует большой силы, действующей кратковременно. Камера сброса или аккумуляторная камера, в общем, действует между ними, как перезаряжаемая "гидравлическая батарея" для работы инструмента.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 11, линейный исполнительный механизм, применяемый для перемещения инструмента показан как тройной, тандемный цилиндр, в котором сила цилиндра в три раза больше силы, получаемой в одном цилиндре. Преимущества применения простой системы с гидроцилиндром в сравнении с применением забойных систем с электрическим приводом следующие: форма цилиндра или гидроцилиндра сочетается с длинными, продолговатыми скважинными инструментами; система относительно проста и экономически эффективна в сравнении со сложными, дорогостоящими приводами с электродвигателями; система не требует пустотелого вала для электродвигателя, который обычно имеет более сложное устройство; в электрических системах обычно применяют планетарные редукторы с чрезвычайно высоким передаточным отношением, требующие охлаждения и смазки; в электрических системах обычно применяют большие упорные подшипники, требующие охлаждения и смазки; а также применяется вращение для линейного исполнительного механизма, что требует охлаждения и смазки.
Как показано на фиг. 10А и 10В, другие варианты осуществления включают в себя создание рабочего перепада давления между предварительно заряженной камерой нагнетания повышенного давления или аккумулятором 50Р, как разности с давлением ствола скважины. Как указано выше, для получения перепадов давления > 2000 фунт/кв.дюйм (13,8 МПа) для
многочисленных циклов, например давление азота в аккумуляторе 50Р может быть 10000 фунт/кв.дюйм (69 МПа).
В такой системе с нагнетанием давления перепад давления между аккумулятором 50Р и каналом 16 обеспечивает перемещение рабочей текучей среды из аккумуляторной камеры 50Р для действия на первой и второй сторонах поршня, при необходимости. После сдвига рабочая текучая среда выпускается с выпускной стороны поршня, например в канал 16.
На фиг. 10В показан пример схемы расположения компонентов для муфты RO 10. Как показано, муфта 10 содержит в своей стенке 14 батарею 60, соединенную с контрольно-измерительной аппаратурой 58. Муфта 10 также содержит в своей стенке N2 аккумулятор 50Р соединенный по текучей среде с первым и вторым клапанами 36. Контрольно-измерительная аппаратура отдельно управляет открытием и закрытием первого и второго клапанов для сдвига муфты для открытия или закрытия окон 22.
В другом варианте осуществления дистанционно управляемой муфты, показанном на фиг. 13-15В, работа муфты реверсирована, когда давление нагнетается с обращенной к устью стороны поршня, камера 3 0 приведения в действие для смещения к забою, открывает окна 22, и когда давление нагнетается с обращенной к забою стороны поршня, камера 32 приведения в действие для смещения к устью закрывает окна 22.
В данном варианте осуществления гидравлические линии установлены полностью в стенке 14 трубчатого корпуса 12. Для обеспечения доступа гидравлической линия к расположенной со стороны устья камере 30, на противоположный стороне выступа 2 5 от камеры 50 сброса, линия проходит с уплотнением через выступ 25. Выступ может скользить с уплотнением при возвратно-поступательном аксиальном перемещении вдоль линии 40.
В других вариантах осуществления клапан 3 6 может приводиться в действие пороговым давлением для пуска или открытия при заданном и характеристичном давлении для открытия сообщения по текучей среде со стволом. Давление в основном канале затем применяется для сдвига муфты. Клапан изолирует нормальное гидравлическое приведение в действие муфты от
самопроизвольной работы. Альтернативно или в комбинации, муфту 2 0 можно дополнительно крепить срезными винтами для приведения в действие в первый раз.
В другом варианте осуществления с применением муфт с гидравлическим приводом, событие пуска для приведение в действие муфты может не требовать громоздкого гидравлического источника давления но может отличаться низким потреблением энергии. Например, в ствол скважины можно вводить чип радиочастотной идентификации (RFID-чип). RFID-чип подается насосом в скважину со специфическим кодом для каждой муфты. RFID-чип проходит мимо муфты, например, и передает код на конкретную муфту для ее активирования или приведения в действие.
Каждый RFID-чип может иметь сигнатуру, соответствующую конкретной муфте. RFID-чип подается насосом в скважину с конкретным кодом, соответствующим каждой муфте. RFID-чип проходит мимо муфты, например, и передает код на конкретную муфту для активирования ее только для открытия. Каждая муфта RO может иметь электропитание от батареи для опроса чипа, и чип может также иметь электропитание от батареи для увеличенного радиуса действия. Когда муфта подтверждает идентичность RFID-чипа, муфта RO приводит в действие пусковой клапан. При электропитании от батареи предпочтительно применение пилотно управляемого гидравлического клапана для обеспечения электрического переключения с малым потреблением энергии для открытия более производительного сообщения по текучей среде кольцевого пространства муфты. Затем давление текучей среды канала можно задействовать для сдвига муфты. Многочисленные муфты RO можно независимо эксплуатировать в любое время.
Сигналы пуска, в том числе RFID-чип или вибрацию, например, можно применять многократно для одной муфты, для открытия, закрытия и повторения при необходимости.
В варианте вибрации обеспечивают специфическую вибрацию, уникальную для каждой дистанционно управляемой муфты. Каждую вибрацию можно программировать с уникальной частотой, амплитудой или тем и другим. Каждая муфта может иметь первый вибрационный сигнал открытия муфты, второй вибрационный сигнал закрытия
муфты, и также, все муфты или группу муфт можно программировать на третий и четвертый сигнал, открытия всех муфт и закрытия всех муфт. Кроме того, с вибрацией не требуется ожидания перемещения прибора пуска до прибытия к муфте, как в варианте с RFID-чипами. Вибрацию можно программировать для пуска муфт, даже отнесенных друг от друга муфт, по существу, одновременно. Например, сигнал может быть принят на первой муфте или группе муфт для открытия, а другая муфта или группа муфт, позже, принимает сигнал закрытия. Преимущество одновременного приведения в действие рассредоточенных муфт означает, что закачка текучей среды одного гидроразрыва может быть непрерывной, когда одна работавшая ранее группа муфт закрывается и другая группа открывается. После завершения гидроразрыва все муфты можно открыть другим сигналом открытия всех муфт.
Вибрацию можно производить на поверхности, применяя обычный автотранспорт с вибраторами или более портативное вибрационное оборудование, которое несут служебные транспортные средства или вибрационное оборудование, закрепленное на оборудовании устья скважины. Небольшие сейсмоприемники или акселерометры, такие как сейсмоприемники /акселерометры микроэлектромеханических систем (MEMS), имеющие размер ластика и применяемые для микросейсмического детектирования, могут быть установлены на каждой муфте, получать питание от батареи и подключаться в цепь электронной аппаратуры. Аналогично, для обнаружения успешного приведения в действие сейсмоприемники /акселерометры в вибрационной связи с оборудованием устья скважины могут осуществлять мониторинг каждого сдвига муфты. Вибрация может быть обнаружена и обработана в муфтах R0. Вибрация может быть обнаружена на расстоянии 10000-30000 футов (3000-9000м), что является преимуществом относительно спускаемых на гибкой НКТ устройств приведения в действие муфт.
Муфты RO могут иметь электронное управление. Сигнал пуска можно программировать для открытие или закрытия конкретной муфты. Обычно после обнаружения первого сигнала пуска, такого как последовательность вибрации или RFID-чип, контроллер на муфте RO может разблокировать муфту и сервопривод или
гидравлическое средство должно сдвигать муфту, скажем, для открытия окна. Гидравлическое средство может являться скважинной текучей средой, текучей средой аккумулятора или небольшим гидравлическим насосом. Приведение в действие может также обеспечивать стопорение муфты в открытом положении. После обнаружения второго сигнала пуска для данной муфты, контроллер на дистанционно управляемой муфте должен расстопорить муфту для обратного сдвига в ее начальное положение, например, посредством смещающей или другой гидравлической арматуры для сдвига муфты в противоположном аксиальном направлении в исходное положение.
В варианте осуществления с питанием от батареи электрический фиксатор, соленоид, пилотный клапан или другое механическое устройство, например, может высвобождать муфту в открытое положение. В варианте осуществления, муфта может быть зажата в открытом положении. Применение гидравлического средства ствола скважины для открытия муфты должно обеспечивать приведение в движение муфты для открытия против смещения, а также принудительное зацепление фиксатора, зажимающего муфту. Вторая электросхема может обеспечивать систему возвратно-поступательного перемещения для противоположного действия в ответ на второй RFID-чип, для высвобождения фиксатора и обеспечения возврата муфты в закрытое положение.
Дополнительно, варианты осуществления дистанционно-управляемой муфты имеют следующие компоненты: механическое средство открытия и закрытия окон, проходящих от внутреннего диаметра скважины до наружного диаметра хвостовика; батарею или источник питания; и контрольно-измерительную аппаратуру, включающую в себя приемник, передатчик, запоминающее устройство, общую контрольно-измерительную аппаратуру и логический блок. Если необходимо можно применять обычные методики сброса шара для приведения в действие муфты для перемещения в одно положение, и дистанционное управление (описанное выше) для закрытия; при отказе муфты, инструмент на гибкой НКТ или толкатель может действовать в обход дистанционного управления, и в зависимости от сигнала пуска, муфты могут быть приведены в действие, по существу, одновременно. В данном случае все муфты могут
сохранять обычный код приведения в действие, а также уникальные индивидуализированные коды, даже если обычный код редко применяется или никогда не применяется.
Мониторинг расхода - оснащенные измерительной аппаратурой муфты
В отношении получения данных расхода из зон или индивидуальных муфт в зоне, способность получения знаний, касающихся типа текучих сред, проходящих в каждую ступень и из нее в стволе скважины в экономически эффективном режиме и с минимальным вводом в скважину средств техобслуживания, обеспечивает оператору направление и оптимизацию расхода текучих сред. Муфты, оснащенные экономически эффективной контрольно-измерительной аппаратурой, способной измерять и записывать информацию, применяемую для реализации дебита, и передавать информацию либо в запоминающее устройство, например, через инструменты на гибкой НКТ или в режиме реального времени через различные средства передачи на поверхность, обеспечивают знание для выполнения указанного.
Пример аппаратуры контроля и измерения расхода для применения с муфтами без сброса шара
Как показано на фиг. 23, контрольно-измерительная аппаратура для измерения различных нужных в определении расхода текучей среды параметров может быть добавлена к муфтам, которые не приводятся в действие сбросом шара, таким как а муфты, приводимые в действие гибкой насосно-компрессорной трубой в различных формах. Контрольно-измерительная аппаратура может быть добавлена к муфте, такой как в независимая муфта обсадной колонны, как интегрированные компоненты самих муфт или как автономные компоненты, установленные вблизи муфты, но отдельно от нее.
Блок контрольно-измерительной аппаратуры, добавленный к муфте, может иметь в составе компоненты или датчики, которые измеряют одну или более из следующих, или дополнительных характеристик, которые обеспечивают полезную в определении характеристик текучей среды и потока информацию.
Температура - изменения температуры обычно используют для
обнаружения расхода. Расход на входе в скважину и выходе из скважины в общем обеспечивает индикацию возможного местоположения точки расхода. В ситуации нагнетания в пласт, где некоторые скважины применяют как нагнетательные, текучая среда, перемещающаяся от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине может подвергаться воздействию изменений температуры, на которые может также влиять скорость нагнетания. Например, если холодная текучая среда подается насосом с поверхности в одну нагнетательную скважину в последовательность муфт в ней для выхода из муфт для перемещения к другой скважине, расход текучей среды может быть обнаружен по некоторому уровню изменения температуры во времени, например, контрольно-измерительной аппаратурой в другой скважине.
Давление - изменения давления, измеренные в точке нагнетания или получения в скважине, например, на конкретной муфте, могут указывать расход на входе или расход на выходе в такой точке в скважине. Перепад давления между наружным и внутренним сечением окна муфты можно также применять для определения расхода. Измерение давления для определения перепадов давления на одной ступени или от ступени к ступени должен быть очень точным. Манометры можно калибровать, применяя температуру на той-же ступени для калибрования тензометров давления для улучшения точности измерения давления.
Вибрация - измерения вариантности вибрации можно применять для определения расхода, либо ламинарного или турбулентного потока или обоих, в точке нагнетания /получения в скважине.
Обнаружение состава - различные датчики обнаружение состава, например оптические датчики, измеряющие диэлектрические постоянные датчики или нанохимические технологии, такие как с применением хемирезисторов из золотых наночастиц, и т.п., можно включать в состав для дифференциации воды и нефти, для дополнительного содействия в оконтуривания типа текучей среды расхода и места расхода.
Прямоточные расходомеры - датчики применяются в различных отраслях промышленности для обнаружения или измерения расхода напрямую и могут быть выполнены с возможностью применения в
вариантах осуществления, предложенных в данном документе, с измерением или без измерения других переменных, таких как давление или температура, при необходимости.
Компоненты блока контрольно-измерительной аппаратуры:
Обеспечивают датчики, рассмотренные выше. Электропитание, такое как электропитание с прямым электрическим соединением, которое обычно дороже, или система с батареей, которая должна быть экономически эффективный и выполненной с возможностью многолетней работы. Компоненты сбора и обработки данных включают в себя: передача данных на поверхность в режиме реального времени является идеальной, поскольку никакого ввода инструмента в скважину не требуется для предварительного определения интервала или интервалов, которые могут требовать закрытия или открытия для направления или управления потоком; в режиме реального времени, с оснащением прямым электрическим соединением требуется по меньшей мере один кабель передачи данных, который проходит с поверхности и функционально соединен с каждой муфтой, и который обычно дорого стоит; передача данных в режиме реального времени на радиочастоте (RF), электромагнитная (ЕМ) , акустическая или со скоростью звука, например, может быть экономически эффективной. Если данные на многочисленных ступенях записываются, в одном варианте осуществления данные сохраняют на каждой ступени, например от ступени 1 до ступени 5, как показано на фиг. 1, и данные передают по беспроводной связи на поверхность или между ступенями на одну ступень и с одной ступени на поверхность.
В других вариантах осуществления данные сохраняют на забое и получают последовательно со ступеней или с одной ступени с которой все другие ступени поддерживают связь для поддержания связи в режиме реального времени с поверхностью, например, по инструменту на гибкой НКТ, требующему ввода в скважину. В режиме реального времени данные получают, применяя каротажный кабель или инструмент, который загружает данные на каждом этапе и передает данные на поверхность, например, по электрифицированной гибкой НКТ, например IntelliCOIL(tm), предложенной в патентах US
Patent 8,567,657, US Patent 8,827,140 и патентной заявке US published application 2014/0345742 все на имя Andreychuk, каждая полностью включена в данном документе в виде ссылки.
Такие варианты осуществления требуют ввода в скважину инструмента для получения данных в режиме реального времени, вместе с тем такой ввод в скважину инструмента все равно требуется, например, для сдвига требуемых муфт, открытых или закрытых. В вариантах осуществления сохраняемые на забое данные с каждой ступени передаются в режиме реального времени на поверхность через средство с функциональными возможностями получения сохраняемых на забое данных, спускаемое в компоновке низа бурильной колонны, такой как толкатель, спускаемый на IntelliCOIL(tm) или другой электрифицированной гибкой НКТ, применяемый для сдвига открытой или закрытой муфты. Данные затем передают на поверхность по электрифицированной гибкой НКТ и анализируют в режиме реального времени для принятия решений на закрытие или открытие каждой муфты с применением толкателя для управления/оптимизации расхода, на основе данных, полученных с датчиков в блоке контрольно-измерительной аппаратуры в том же спуске.
В вариантах осуществления компоновка низа бурильной колонны обеспечивает сквозную прокачку насосом, так что отходы, входящие в скважину на каждой ступени /окне муфты удаляются из скважины через нее, когда компоновка низа бурильной колонны продвигается в скважину. Таким образом, улучшается экономика работы, благодаря очистке ствола скважины, получению данных и интерпретированию данных для принятия решений на открытие и закрытие окон муфты на каждом этапе и открытию и/или закрытию муфт, в одном рейсе.
Альтернативно, если электрифицированную гибкую НКТ или каротажный кабель с функциональными возможностями передачи данных на поверхность не применяют, данные получают с каждой муфты в режиме запоминания, и инструмент, который получает данные, поднимают на поверхность для загрузки данных из каждого из датчиков блока контрольно-измерительной аппаратуры для
определения муфт, требующих открытия или закрытия. После этого, толкатель для муфты спускают в скважину (RIH) для выполнения манипуляций с муфтами, необходимых для управления расходом, после интерпретации данных.
Передатчик может содержать опции двухсторонней связи, в том
числе, со ступени на ступень - каждая ступень имеет свой
собственный уникальной IP-адрес; со ступени на инструмент
каждая ступень загружает данные в инструмент, как описано выше,
в запоминающее устройство или в режиме реального времени; со
ступени на поверхность - передача данных на поверхность является
самой идеальной, поскольку исключает необходимость
дополнительного ввода инструмента в скважину.
Технологии передачи включают в себя: радиочастотную (RF) передачу; звуковую передачу; акустическую передачу, в общем с недостаточной мощностью для больших расстояний; электромагнитную (ЕМ) передачу, ограниченную глубиной и слишком дорогую; и передачу по пульсациям бурового раствора во время бурения, которые в общем не практичны.
После передачи данных контрольно-измерительной аппаратуры муфты на поверхность, их можно обрабатывать и делать доступными через интернет. Альтернативно, данные можно накапливать и получать периодически при визите на скважинную площадку. Дополнительно, различные системы имеются сегодня в промышленности для обеспечения доступа данным со скважинной площадки в интернет.
Заявитель предусматривает варианты осуществления, в которых обычные муфты заменены окнами, которыми управляют с поверхности, либо для дросселирования окон или для закрытия окон для "регулирования" расхода на каждом этапе после определения характеристик потока с применением контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в каждой муфте или окне или смежно с ними, как предложено в данном документе.
Пример аппаратуры контроля и измерения расхода для применения с муфтой со сбросом шаров
Показанные на фиг. 24 муфты, приводимые в действие для
открытия с применением сброса шара, хорошо известны в промышленности для применения как в конфигурациях с цементированием, так и с пакером в необсаженном стволе. Такие системы поставляют различные сервисныие компании, в том числе, без ограничения этим, Packers Plus, Kobold Services Inc. и NCS Multistage.
Приводимые в действие сбросом шаров муфты, открываемые шарами, сдвигаются для закрытия с применением спускаемых на гибкой НКТ толкателей с выбуриванием или без выбуривания шаровых гнезд, в зависимости от наружного диаметра закрывающего инструмента и внутреннего диаметра шаровых гнезд в муфтах.
Контрольно-измерительную аппаратуру добавляют к муфте со сбросом шаров, как предложено в данном документе для муфт открываемых и закрываемых с применением гибкой НКТ. Контрольно-измерительная аппаратура применяется, чтобы получить заключение по расходу на каждом этапе для решений по управлению расходом. После анализа данных расхода для определения подходящего способа действия, муфтами, открытыми сбросом шара, манипулируют, если требуется, применяя толкатель на гибкой НКТ.
Дополнительную гибкость обеспечивают, когда муфтами можно управлять дистанционно, как описано выше.
Пример сценария идеального нагнетание в пласт коллектора
На фиг. 25, показан вид сверху многозонной скважины на промысле, где предусмотрено нагнетание в пласт текучей среды, воды, газа или химреагента. В идеале, текучую среду нагнетают в скважины, которые назначены нагнетательными скважинами, на поверхности. Текучая среда уходит из ствола скважины через различные перфорации и открытые муфты, либо приведенные в действие шаром, или гибкой насосно-компрессорной трубой, для входа в пласт. Текучая среда входящая в пласт, создает фронт вытеснения пластовой текучей среды в эксплуатационные скважины.
Нагнетание в пласт коллектора зависит от многих переменных, таких как проницаемость пласта. Не во все пласты можно проводить нагнетание, но там где возможно, управление расходом является очень важным инструментом максимизации получения нефти из пласта.
Нагнетание в пласт часто является гораздо более экономным, чем бурение новой скважины и гидроразрыв пласта. Эксплуатационный ресурс запаса нефти может быть продлен для промыслов, обеспечивающих доступ к запасу, если нефть можно эффективно вытеснять из коллектора, в особенности в пластах с низким давлением.
Пористость в коллекторе в большой степени определяет эффективность нагнетания текучей среды в пласт, такой как вода, газ или химреагент. Хотя можно выполнить геологическое картирование между многозонными скважинами в многозонном коллекторе для моделирования отбора из коллектора, такое моделирование не является надежным средством управления нагнетанием в пласт текучей среды, поскольку переменные постоянно изменяются.
Применение вариантов осуществления, предложенных в данном документе, обеспечивает непрерывные измерения в режиме реального времени или в режиме работы запоминающего устройства, которые обеспечивают эффективное управление нагнетанием текучей среды в пласт практичным и экономически оправданным способом.
Пример сценария не идеального нагнетание в пласт коллектора
Как показано на фиг. 2 6, нагнетание в пласт коллектора может испытывать воздействие нерегулярного перемещения текучей среды по всему коллектору. В данном сценарии обводненность продукции может наступать преждевременно на некоторых ступенях в эксплуатационной скважине, раньше других ступеней, что обычно называют ранней обводненностью продукции. Ранняя обводненность продукции только на некоторых из ступеней должна приводить к увеличению в целом поступлению воды в эксплуатационной скважине и снижать рентабельность. Ниже приведены некоторый наиболее релевантные, не идеальные сценарии многих возможных, не идеальных сценариев добычи.
Вариант осуществления с волоконной оптикой, применяемый для регулирования расхода и/или получения изображения трещины
Оптоволоконную линию, проходящую снаружи скважинной обсадной колонны или внутри гибкой насосно-компрессорной трубы,
такой как IntelliCOIL(tm) можно применять для обнаружения расхода, как описано выше и/или для получения изображения трещин во время гидроразрыва пласта, как описано в патентных заявках US Published patent application 2015-0075783 и US Patent application 14/405,609, зарегистрирована, как 371 application из PCT/CA2013/050441, каждая полностью включена в данном документе в виде ссылки.
В вариантах осуществления оптоволоконная линия может быть установлена постоянной, снаружи обсадной колонны. Во время многократного гидроразрыва пластов на гибкой НКТ, модуль изображения гидроразрыва (FIM), предложенный в опубликованных патентных заявках US Published patent application 2015-0075783 и в US Patent application 14/405,609, обе на Kobold Services Inc., может быть прикреплен к инструментам гидроразрыва пласта на гибкой НКТ. С применением FIM, в комбинации с оптоволоконной линией для шумоподавления, как описано в вышеупомянутых патентных заявках, можно записывать изображение трещины до, во время и после гидроразрыв пласта.
Получить изображения трещины можно также в режиме применения запоминающего устройства, спуская в скважину обычную гибкую НКТ с механическими инструментами гидроразрыва пласта и FIM. FIM поднимают на поверхность для извлечения данных. Данные, полученные посредством волоконной оптики для шумоподавления, можно записывать в режиме реального времени, но нельзя соединять с данными FIM до подъема инструмента FIM на поверхность.
В вариантах осуществления применяется электрический кабель или волоконная оптика в гибкой НКТ или IntelliCOIL(tm) и соединяется напрямую с инструментом FIM или с электрическим инструментом гидроразрыва пласта для передачи в режиме реального времени данных для получения изображения трещины в режиме реального времени. Можно применять радиочастотную (RF), электромагнитную (ЕМ), акустическую беспроводную связь или связь некоторых других типов вместо волоконнооптической или электрической линии прямого соединения, вместе с тем, скорость передачи данных в указанных технических средствах может быть
несколько ограничена.
Стационарное оборудование с оптоволокном на наружной поверхности обсадной колонны или установку волоконной оптики внутри гибкой насосно-компрессорной трубы во временной или постоянной конфигурации можно применять как для получения изображения трещины, описанного в данном документе, так и ступенчатого мониторинга расхода, применяя мониторинг вибрации и/или температуры.
В эксплуатационном цикле скважины мониторинг расхода, получение начального изображения трещины и изображений во время повторных гидроразрывов пласта может быть выполнено с волоконной оптикой либо в стационарной или временной установке. Во время повторного гидроразрыва пласта скважины в более поздние периоды, например, с постоянно закрепленной волоконной оптикой на наружной поверхности обсадной колонны, можно получать изображение ступени (ступеней) повторного гидроразрыва. Таким образом, оператору обеспечено получение изображения не только начальной трещины, но любой трещины, создаваемой в скважине в течение эксплуатационного цикла скважины.
Возможность применения установки волоконной оптики для мониторинга расхода, а также получения изображения трещины, может делать экономические показатели в целом более привлекательными, как для постоянной, так и для временной установки волоконной оптики.
Системы связи для приведения в действие инструмента
В вариантах осуществления, предложенных выше, дистанционное приведение в действие инструмента, установленного в скважине, осуществляется без гибкой насосно-компрессорной трубы и, таким образом, также не требуется буровой установки с гибкой насосно-компрессорной трубой и трейлеров с катушками трубы, что значительно уменьшает стоимость работ.
Сигналы передаются по меньшей мере с поверхности для приведения в действие дистанционно управляемых инструментов, установленных в стволе скважины, как описано выше. Сигналы передаются на исполнительный механизм инструмента для управления инструментом, при необходимости. Кроме того, как описано,
системы связи не требуют двусторонней передачи для приведения в действие инструмента. В общем, достаточно только связи одностороннего действия с поверхности для приведения в действие инструмента.
Варианты осуществления описаны ниже в контексте дистанционно управляемой регулирующей муфты (ROCS) муфты R0, вместе с тем, как понятно специалисту, системы, предложенные в данном документе, можно применять для дистанционного управления другими инструментами установленными на забое.
Как показано на фиг. 16, 21А и 21В, в вариантах осуществления предложенных в данном документе, заявитель применяет следующее технологии для передачи кода на муфты R0:
ударное действие или ударные импульсы на оборудовании устья скважины, где устройство, такое как молот модуля управления, показанное на фиг. 16,17, ударяет по оборудованию устья скважины в специфической кодовой последовательности, при этом кодовая последовательность передается через оборудование устья скважины и трубный инструмент, соединенный с ним, на исполнительный механизм дистанционно управляемой муфты; и
сейсмическая связь или вибрация, где сейсмический вибратор, показанный на фиг. 16, 21В, установлен на поверхности для передачи конфигурированной последовательности вибраций через породу на исполнительный механизм ROCS.
Система ударного действия на оборудовании устья скважины
Как показано на фиг. 17, в вариантах осуществления модуль управления (СМ) с функциональными возможностями применения кодированных сигналов ударного действия прикреплен болтами к оборудованию устья скважины, например, к фланцу обсадной колонны. СМ получает электропитание, например, по кабелю, соединяющему СМ с полугрузовым автомобилем, установленным на площадке.
При выполнении работ уникальный программный код для конкретной муфты передают с ручным управлением или через беспроводной прибор, такой как сотовый телефон, в блок питания для СМ, закрепленный на оборудовании устья скважины. Блок питания СМ подает электропитание и передает команду на СМ для
передачи ударным действием кодированного сигнала на забой через обсадную колонну на конкретный ROCS.
На фиг. 18А и 18С показан пример кодированного сигнала, переданного СМ, как измеренного датчиком оборудования устья скважины и принятого на ROCS, как измеренного инструментом FIM в стволе скважины, таким как модуль изображения гидроразрыва (FIM) предложенный в патентных заявках US Published patent application 2015-0075783 и US patent application 14/405,609, обе на Kobold Services Inc. На фиг. 18В показан ощутимый всплеск давления, когда муфта сдвигается или открывается, в данном случае.
Как показано на фиг. 18С, кодированный сигнал менее очевиден в данных FIM, чем когда кросс-коррелирован с рисунком кодированного сигнала, как показано на фиг. 18А.
Муфта RO раскодирует сигнал содержащий инструкции, например, для открытия муфты RO. Как рассмотрено выше, в ответ на код пилотный клапан в исполнительном механизме, управляемый соленоидом, открывается для обеспечения доступа давления в стволе скважины к напорной стороне поршня, что заставляет муфту открыться. Противоположная сторона сброса кольцевого поршня выпускает или сбрасывает текучую среду в основную камеру или камеру сброса, как описано выше. Как описано выше, первое приведение в действие обеспечивает сброс воздуха в основную камеру, а последующие приведения в действие обеспечивает скважинной текучей среде с сообщением из канала корпуса муфты сброс в основную камеру. Давление, имеющееся для сдвига муфты, зависит от гидростатического давления в скважине. Например, если полная вертикальная глубина (TVD) муфты в скважине составляет 1000 м, имеющееся давление для открытия муфты RO составляет 10 МПа, которое преобразуется в силу при умножении на площадь сечения кольцевого поршня. Для варианта осуществления, в котором основная камера находится под атмосферным давлением на поверхности, давление со второй или стороны сброса вначале является атмосферным, вместе с тем при функционировании дистанционно управляемой муфты, основная камера повышенного давления заполняется с воздухом после первого цикла, затем текучей средой в последующих циклах.
Объем основной камеры является регулируемым для обеспечения многократных сдвигов муфты в эксплуатационном цикле скважины во время ступени гидроразрыва пласта и ранних лет эксплуатации. Ресурс циклов муфты R0 зависит от значения отрицательного давления и эксплуатационного ресурса батареи, питающей муфту R0.
В целом, сохранение мощности является главной задачей с реализацией техники муфты R0. Программирование и изготовление эффективной схемной платы являются важными соображениями. В вариантах осуществления блоки задержки времени, обычно часовые механизмы, потребляющие мало энергии, добавляют к электросхеме муфты R0 для обеспечения системе муфты R0 спящего режима большую часть времени и приема сигналов с поверхности только в заданные отрезки времени в течение дня, недели, месяца или годов.
Другой важной проблемой является шум. Заявителем обнаружено, что приведение муфты в действие во время перекачки является более проблемным, чем когда отсутствует перемещение текучей среды на поверхности или на забое.
Когда муфта сдвигается, перемещение муфты ограничено длиной полости. Как показано на фиг. 18D, муфта, сдвинутая для открытия окна, выступами снаружи имеет значительную силу для создания удара, обнаруживаемого на поверхности. Данные удара, например, измеренного датчиками на оборудовании устья скважины, подтверждают, что муфта R0 сдвинута. Поскольку контрольно-измерительная аппаратура может быть выполнена с возможностью создания задержек времени, и скорость звука в стали известна, осуществляют мониторинг времени реагирования при открытии муфты, и можно вычислить положение муфты в стволе скважины. Вычисление помогает идентифицировать приведение в действие назначенного ROCS, так что на правильной ступени в скважине выполняют гидроразрыв в нужной последовательности.
Перемещение текучей среды в муфте также влияет на время от приведения в действие муфты до удара когда выступами снаружи на корпусе муфты, указывая на открытие или закрытие муфты. Объем текучей среды для приведения в действие муфты вместе с тем слишком мал, чтобы учитывать время для перемещения текучей среды для приведения в действие муфты.
Когда муфта открыта, может начинаться гидроразрыв пласта.
После проведения закачки текучей среды гидроразрыва, давление поддерживается на скважине. Определяют ISIP (мгновенное давление после закрытия устья при гидроразрыве), и дистанционно управляемую муфту можно закрыть для предотвращения входа или обратного притока текучих сред гидроразрыва, которые поданы насосом в ступень, обратно в ствол скважины. Данная практика, называемая "обеспечение смыкания трещин гидроразрыва" требуется, когда песок, поданный насосом в коллектор на ступени остается в коллекторе вместо поступления обратно в скважину. В общем, требуется время для уменьшения вязкости или "разрушения геля" отеленных текучих сред, применяемых для переноса песка в пласт во время гидроразрыва пласта, для обеспечения текучей среде обратного поступления в ствол скважины без песка.
Когда муфту R0 сдвигают в противоположном направлении для закрытия окна, выступы муфты, выступающие в полость, еще раз выполняют удар, который вновь может быть обнаружен на поверхности. Положение закрытой муфты можно еще раз вычислить, для подтверждения, что требуемая муфта была приведена в действие для сдвига для закрытия окна.
Муфты R0 можно открывать или закрывать в любой последовательности в стволе скважины, что может быть предпочтительным для предотвращения сообщения по текучей среде ступени, проходящей гидроразрыв со ступенями, на которых гидроразрыв проведен, выше или ниже ступени, проходящей гидроразрыв. Оператор может выбрать гидроразрыв ступени, которая расположена на расстоянии больше одной ступени от ступени, где только-что проведен гидроразрыв для предотвращения сообщения. Разнос ступеней гидроразрыв пласта может быть критическим для оптимизации контактной площади коллектора для оборудования устья скважины. Если прошедшие гидроразрыв ступени слишком сближены, оператор может создать риск сообщения по текучей среде между ними. Если прошедшие гидроразрыв ступени слишком далеко разнесены, оператор может создать риск обхода продуктивного пласта в скважине.
Дополнительно, когда на ступени проведен гидроразрыв, режим напряжений в горной породе изменяется и, если в трещине снижают давление, следующий гидроразрыв проявляет тенденцию к продвижению в направлении наименьшего сопротивления и может установить в сообщение по текучей среде с ней.
Можно выполнить много ступеней гидроразрыва посредством системы дистанционно управляемых муфт. Система дистанционно управляемых муфт имеет следующее преимущества над всеми другими системами в промышленности:
Нет ограничения на ступени;
Полнопроходной внутренний диаметр соответствует внутреннему диаметру обсадной колонны;
Экономическая эффективность;
Нет ввода в скважину инструмента на гибкой или составной НКТ во время гидроразрыва пласта;
Нет ввода в скважину инструмента на гибкой или составной НКТ во время эксплуатации скважины;
Возможно смыкание трещины гидроразрыва;
Регулирование дебита во время цикла эксплуатации скважина, нежелательные текучие среды, такие как воду, можно отсечь в любое время без снятия или нарушения эксплуатационного оборудования. Муфту R0 можно открывать и закрывать на поверхности произвольно до прекращения поступления воды на поверхности;
Никакого обычного оборудования регулирования дебита не требуется для определения места притока в стволе скважины (т.е. каротажных инструментов, ремонтных накладок для обсадных труб, цементных пробок и т.д). Ввод в скважину инструмента изменяет природный режим притока скважины, указанного не происходит с муфтой R0.
Муфты R0 не требуют закрытия после гидроразрыва, вместе с тем, их можно закрывать по упомянутым выше причинам.
Как показано на фиг. 25, муфты R0 также важны после гидроразрыва пласта во время эксплуатационного цикла скважины. Когда установлено эксплуатационное оборудование, скважина в общем должна выйти на природное состояние дебита. Когда скважина
дает приток, со временем интервал (интервалы) могут начать давать воду из водоносного коллектора, с которым сообщаются текучей средой, или из нагнетательной скважины в поле заводнения. В общем, независимо от проблемы, приток воды с некоторого интервала поступает под высоким давлением, уменьшая дебит нефти на месторождении. Например скважина, с дебитом 100 барр/день (15,9 куб.м) нефти со временем может изменить дебит на 10 барр/день (1,6 куб.м) нефти 50 барр/день (8,9 куб.м) воды, что менее рентабельно. Посредством манипулирования дистанционно управляемыми муфтами с поверхности без ввода инструментов в скважину и восстановления дебита скважины до 100 барр/день (15,9 куб.м) нефти, для изоляции проблемных зон, система муфт RO является весьма экономически выгодной методологией. Никакие другие системы заканчивания с гидроразрывом сегодня в отрасли не обеспечивают регулирование данного типа в эксплуатационном цикле скважины.
Только системы прямого соединения, где гидравлические линии проходят снаружи обсадной колонны к каждой муфте в скважине, или технологии RFID-чипов существуют сегодня для обеспечения открытия муфты во время эксплуатации. Обе известных технологии являются дорогостоящими. RFID требуют ввода в скважину инструмента в некотором виде. Муфты прямого соединения с гидравлическим управлением являются дорогостоящими для установки и ограниченными по числу муфт, которые можно использовать в конкретной скважине.
Сейсмическая вибрация
Варианты осуществления, в которых применяют сейсмическую вибрацию для обеспечения кодированных сигналов для приведения в действие инструмента, по существу, идентичны тем, в которых применяют ударное действие на оборудование устья скважины, исключением является источник кодированных сигналов.
Как показано на фиг. 16, 21В и фиг. 19А - 19С, сейсмический вибратор привозят на прицепе и устанавливают на поверхности смежно со стволом скважины. В общем, на практике, для удобства доступа, вибратор устанавливают на арендованной площадке, с которой бурили скважину и проводили гидроразрыв.
Примеры кодированных сигналов, произведенных вибратором на поверхности и обнаруженных на забое, например инструментом FIM, показаны на фиг. 19А - 19С. Сейсмический вибратор применяется, как описано, для обеспечения кодированного сигнала для открытия муфты на забое.
На фигурах показано, что вызывающий вибрацию сигнал, смещенный от оборудования устья скважины, обнаруживается на забое. Хотя кодированный сигнал вибратора не трансформируется моментально в данные на забое, сигнал распознается либо по форме или спектру колебаний, после взаимной корреляции.
Как показано на фиг. 19В, верхние спектры представляют данные из одного компонента трехкомпонентного инструмента FIM (сейсмоприемник) , применяемого для обнаружения сигнала вибратора на забое. Средние спектры представляют сигнал вибратора, и нижние спектры представляют взаимную корреляцию между обоими. Сигнатура вибратора является очевидной в данных FIM, вместе с тем, имеется небольшое и контролируемое количество шума.
Как показано на фиг. 19С, сигнал вибратора обнаруживают на забое, применяя инструмент FIM, во время перекачки текучей среды гидроразрыва. В верхней рамке показана форма колебаний сигнала данных для одного компонента инструмента FIM, в средней рамке представлены спектры вибратора, показывающие кодированный сигнал с четырьмя уникальными конфигурациями, повторяющимися три раза (1,2,3,4,4,3,2,1,1,2,3,4). В третьей рамке представлена частная конфигурация (конфигурация 2), поиск которой ведется в данных FIM, и в четвертой рамке показана взаимная корреляция конфигурации 2 и данных FIM. Хотя сигнатура вибратора вовсе не очевидна в необработанных данных FIM, она ясна во взаимной корреляции, поскольку конфигурация 2 обнаружена 3 раза, соответствующая трем пикам во взаимной корреляции.
Ударные волны, генерируемые сдвигом открытой или закрытой муфты, легко обнаруживать на поверхности с применением трехкомпонентного датчика, прикрепленного к оборудованию устья скважины. Датчики давления переводника с контрольно-измерительной аппаратурой, установленного на дистанционно управляемой муфте, демонстрируют небольшое падение давления,
когда муфта сдвигается. В следующей рамке показаны данные с датчиков удара переводника с контрольно-измерительной аппаратурой, указывающие, что муфта сдвинута, и следующие три рамки иллюстрируют данные с датчиков удара оборудования устья скважины, которые легко обнаруживают сдвиг муфты.
На фиг. 18В показана эффективность системы ударного действия, в которой ударная волна, генерируемая ударом по оборудованию устья скважины молотом (СМ), обнаруживается инструментом FIM. В верхней рамке показаны данные датчика оборудования устья скважины, и в следующих трех рамках показаны данные с 3 компонентов инструмента FIM.
Заявитель считает, что применение сейсмической вибрации может быть более надежным в зашумленных окружающих средах в сравнении с ударным действием на оборудовании устья скважины, вместе с тем сейсмическая вибрация может требовать дополнительных манипуляций с данными, таких как взаимная корреляция, которые требуют батареи большей мощности, что можно считать недостатком. В зависимости от варианта применения, либо ударное действие на оборудовании устья скважины или сейсмическая вибрация может быть предпочтительным.
Система ROCS(tm) муфт RO
На фиг. 21А показана система с применением вариантов осуществления, предложенных в данном документе, в частности система ударного действия. Предпочтительно система исключает применение буровой установки с гибкой насосно-компрессорной трубой и катушек с гибкой насосно-компрессорной трубой, а также полуприцепа, применяемого в обычных гидроразрывах пласта. Трубы и запорную арматуру гидроразрыва присоединяют напрямую к оборудованию устья скважины. Как показано, программный модуль (СМ) добавлен к оборудованию устья скважины, например прикреплен болтами к фланцу обсадной колонны. Множество дистанционно управляемых регулирующих муфт (ROCS(tm)) установлено в обсадной колонне в стволе скважины на разбитых на ступени интервалах.
Гидроразрыв пласта с применением варианта осуществления системы ROCS показан на фиг. 22А. Код передается из программного
модуля в муфту ROCS для открытия, например, в муфту на носке ствола скважины. Код может быть инициирован оператором, применяющим смартфон для передачи сигнала на программный модуль на оборудовании устья скважины. Оператор также принимает подтверждающий сигнал с программного модуля на сотовый телефон, что муфта сдвинута. Код передается от оператора в автофургоне сбора и обработки данных в силовой блок для программного модуля, который передает сигнал в программный модуль на оборудовании устья скважины для передачи сигнал на муфту ROCS для сдвига открытия.
Программный модуль передает подтверждающий сигнал в силовой блок, когда обнаруживает, что муфта сдвинута, и силовой блок переправляет подтверждающий сигнал в автофургон сбора и обработки данных.
Модуль исполнительного механизма на муфте ROCS принимает уникальной сигнал с поверхности для сдвига муфта для открытия окон. В гидравлической линии для сдвига муфты нагнетается давление для открытия окон гидроразрыва. Индикацию или подтверждение принимают на поверхности, например, принимают на поверхности ударный сигнал в результате сдвига муфты, обнаруженный датчиками в модуле управления, указывающий, что муфта сдвинута. Модуль управления передает сигнал оператору на соединенный смартфон или в автофургон сбора и обработки данных, обеспечивающий подтверждение сдвига и вычисление для верификации сдвига нужной муфты. Когда подтверждено, что муфта сдвинута в открытое положение, производится закачка для гидроразрыва.
Когда гидроразрыв завершен, с поверхности передается сигнал в модуль исполнительного механизма для нагнетания давления в гидравлической линии для сдвига муфты в противоположном направлении для закрытия окон, при этом поданная насосом текучая среда гидроразрыва остается в пласте для предотвращения прохода поданной насосом текучей среды гидроразрыва обратно в ствол скважины.
Здесь также сдвиг муфты для закрытия окон создает удар, который обнаруживают на поверхности датчики оборудования устья скважины, такие как в модуле управления. Модуль управления
передает подтверждение сдвига муфты для закрытия оператору, либо на сотовом телефоне или автофургоне сбора и обработки данных. Сигнал подтверждения обеспечивает вычисление, дающее уверенность в закрытии нужной муфты.
После проведения гидроразрыва на всех ступенях, наземное оборудование снимают и в вертикальный участок ствола скважин устанавливают систему насосного оборудования, такого как штанговый насос, эксплуатационная насосно-компрессорная труба и глубинный насос.
После этого, оператор присоединяет модуль управления к оборудованию устья скважины и код или последовательность кодов передаются на все муфты ROCS, обеспечивающие сдвиг всех муфт для открытия окон на каждой ступени для стадии эксплуатации. Пускают в работу штанговый насос и на поверхности получают углеводороды.
На фиг. 21В показана система с применением сейсмического вибратора, описанная в данном документе. Работа системы, за исключением источника сигналов для муфт, по существу, аналогична с системой ударного действия.
Гравитационное дренирование при закачке пара/варианты с применением пара
Как показано на фиг. 2 7 и 28, Муфты R0 10 в равной степени применимы в гравитационном дренирование при закачке пара (SAGD). Индивидуальные клапаны для пара, оборудованные дистанционно управляемой муфтой, обеспечивают управление расходом пара по массе и распределение при нагнетании пара. Как показано на фиг. 27, парозащитный экран 7 0 оборудован вблизи окон 22 выпуска пара. Защитный экран 7 0 может включать в себя кольцевые отверстия или проемы 72 для исключения попадания пластовых отходов и песка при обеспечении выхода пара. В результате, улучшена работа пара, такая как в парах паронагнетательных и эксплуатационных скважин 74,76. Нагнетание пара можно регулировать, например, закрывать непродуктивные зоны или зоны, претерпевшие прорыв рабочего агента при заводнении, в эксплуатационную скважину, и мобилизованную нефть 7 5 можно извлекать в эксплуатационной скважине 76.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Система для дистанционного управления расходом текучей среды в стволе скважины, содержащая:
один или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов, установленных вдоль трубной колонны в стволе скважины и образующих кольцевое пространство в нем, причем каждый из дистанционно управляемых муфтовых клапанов содержит трубчатый корпус и канал в сообщении по текучей среде через одно или более окон в кольцевое пространство, муфта является реверсивной и приводится в действие гидравлически для открытия окон в одном направлении, а также приводится в действие гидравлически для закрытия окон в другом направлении, отработавшая рабочая текучая среда сбрасывается в резервуар сброса; и
передатчик сигнала на поверхности для генерирования сигналов беспроводной связи, причем каждый сигнал содержит двумерный цифровой код, каждый код представлен изменяемым числом амплитуд сигнала, превышающих порог за некоторый период времени, для получения уникального кода, при этом каждый уникальный код соответствует уникальному муфтовому клапану из одного или более дистанционно управляемых муфтовых клапанов; и
приемник сигнала на каждой муфте для приведения в действие муфтового клапана после приема уникального цифрового кода, соответствующего уникальному муфтовому клапану.
2. Система по п. 1, в которой один или более муфтовых клапанов являются по меньшей мере одним муфтовым клапаном, установленным на дальнем конце трубной колонны, смежном с концом ствола скважины.
3. Система по п. 2, в которой конец трубной колонны является в нормальном состоянии закрытым концом, и по меньшей мере один муфтовый клапан является дистанционно управляемым для открытия в кольцевое пространство во время операции, содержащей спуск в скважину инструмента по трубной колонне.
4. Система по п. 3, в которой инструмент, спускаемый в скважину для операции выбран из группы, состоящей из инструментов для работ по технологии установки мостовых пробок и перфорирования (plug and perf), измерений, получения изображения
2.
гидроразрыва, а также толкателя муфт гибкой НКТ.
5. Система по п. 2, в которой один или более муфтовых
клапанов представляют собой множество дистанционно управляемых
муфтовых клапанов, установленных вдоль трубной колонны, каждый
из которых является независимо дистанционно управляемым между
открытым и закрытым положениями для избирательного сообщения с
кольцевым пространством и стволом скважины после приема
соответствующего уникального кода.
6. Способ организации доступа трубной колонны с
инструментом, причем трубная колонна проходит вдоль ствола
скважины и образует скважинное кольцевое пространство в нем,
способ включает в себя этапы, на которых:
устанавливают по меньшей мере один дистанционно управляемый муфтовый клапан на трубной колонне;
генерируют сигнал беспроводной связи для передачи двумерного цифрового кода, каждый из которых представлен изменяемым числом амплитуд сигнала, превышающих порог за некоторый период времени, для получения уникального кода, соответствующего уникальному муфтовому клапану, по меньшей мере одного из муфтовых клапанов;
принимают переданный уникальный код по меньшей мере на одной муфте;
при соответствии уникального кода коду уникального муфтового клапана, приводят в действие уникальный муфтовый клапан для открытия трубной колонны в кольцевое пространство ствола скважины; и
спускают в скважину инструмент и вытесняют текучую среду в трубной колонне через уникальный муфтовый клапан.
7. Способ управления текучей средой ствола скважины с
доступом по трубной колонне, причем трубная колонна проходит
вдоль ствола скважины и образует кольцевое пространство в нем,
способ включает в себя этапы, на которых:
устанавливают множество дистанционно управляемых муфтовых клапанов, дистанцированных по трубной колонне, причем каждый муфтовый клапан является уникальным муфтовым клапаном с соответствующим уникальным кодом и приводимым в действие для
перехода между открытым положением для обеспечения сообщения по текучей среде между трубной колонной и кольцевым пространством ствола скважины, и закрытым положением;
генерируют сигнал беспроводной связи для последовательной передачи множества двумерных цифровых кодов, каждый из которых представлен изменяемым числом амплитуд сигнала, превышающих порог за некоторый период времени, для получения множества уникальных кодов, соответствующих каждому из двух или более уникальных муфтовых клапанов из множества муфтовых клапанов;
причем этап установки по меньшей мере одного дистанционно управляемого муфтового клапана включает в себя этап, на котором устанавливают множество муфтовых клапанов, дистанцированных по трубной колонне, причем каждый муфтовый клапан является уникальным муфтовым клапаном с соответствующим уникальным кодом;
приводят в действие два или более уникальных муфтовых клапана для управления сообщением по текучей среде посредством того, что
передают первый уникальный код из множества уникальных кодов для приема первым муфтовым клапаном и его приведения в действие, и
передают следующий уникальный код для приема следующим муфтовым клапаном и его приведения в действие.
8. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 7, в котором после приведения в действие первого муфтового клапана, подтверждают приведение в действие первого уникального муфтового клапана; и
после приведения в действие первого муфтового клапана, подтверждают приведения в действие следующего муфтового клапана.
9. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 7, в котором приведение в действие двух или более уникальных муфтовых клапанов включает в себя этапы, на которых:
передают первый уникальный код для приема первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для открытия муфтового клапана; и
подают текучую среду гидроразрыва пласта по трубной колонне и через открытый первый муфтовый клапан в ствол скважины.
10. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 9, в котором приведение в действие двух или более уникальных муфтовых клапанов включает в себя этап, на котором:
передают первый уникальный код для приема первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для закрытия муфтового клапана.
11. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 10, в котором приведение в действие двух или более уникальных муфтовых клапанов включает в себя этап, на котором:
повторяют передачу последующих уникальных кодов для последующих уникальных муфтовых клапанов для открытия последующих уникальных муфтовых клапанов, подачи текучей среды гидроразрыва пласта через них и закрытия следующего муфтового клапана.
12. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 11, дополнительно включающий в себя этап, на котором передают первый уникальный код для приема первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для закрытия муфтового клапана.
13. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 11, дополнительно включающий в себя этап, на котором передают первый вспомогательный уникальный код для приема первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для закрытия первого муфтового клапана.
14. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины по п. 13, дополнительно включающий в себя этапы, на которых:
повторяют передачу последующих уникальных кодов для последующих уникальных муфтовых клапанов для открытия последующих уникальных муфтовых клапанов, и подачи текучей среды гидроразрыва пласта через них; и
повторяют передачу последующих вспомогательных уникальных кодов для закрытия последующих муфтовых клапанов.
15. Способ управления получением текучей среды из ствола скважины по п. 7, включающий в себя этапы, на которых:
идентифицируют один или более уникальный муфтовый клапан для сообщения по текучей среде со стволом скважины; и
передают по меньшей мере первый и последующий уникальные коды для приема идентифицированными первым и последующими муфтовыми клапанами и приведения в действие для управления сообщением по текучей среде через них.
16. Способ по п. 15, в котором идентификация одного или более уникальных муфтовых клапанов для сообщения по текучей среде со стволом скважины включает в себя этап, на котором идентифицируют один или более муфтовый клапан для получения текучей среды из ствола скважины, дополнительно включающий в себя этап, на котором:
передают по меньшей мере первый уникальный код для приема по меньшей мере первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для открытия по меньшей мере первого муфтового клапана для получения текучей среды через него.
17. Способ по п. 15, в котором идентификация одного или более уникальных муфтовых клапанов для сообщения по текучей среде со стволом скважины включает в себя этап, на котором идентифицируют множество муфтовых клапанов для получения текучей среды из ствола скважины, дополнительно включающий в себя этап, на котором:
передают первый и последующий уникальные коды для приема первым и последующими муфтовыми клапанами и их приведения в действие для открытия первого и последующих муфтовых клапанов для получения текучей среды через них.
18. Способ по п. 15, в котором идентификация по меньшей мере одного уникального муфтового клапана для сообщения по текучей среде со стволом скважины включающий в себя этап, на котором идентифицируют некоммерческие текучие среды, полученные через идентифицированные муфтовые клапаны, дополнительно включающий в себя этап, на котором:
передают один или более первый уникальный код для приема по меньшей мере первым муфтовым клапаном и его приведения в действие для закрытия первых муфтовых клапанов для блокирования получения некоммерческой текучей среды через них;
подают текучую среду гидроразрыва пласта по трубной колонне и через открытый первый муфтовый клапан в ствол скважины.
19. Способ гидравлического разрыва пласта ствола скважины,
включающий в себя этапы, на которых:
располагают множество дистанционно управляемых муфтовых клапанов вдоль ствола скважины;
выбирают зону для обработки;
закрывают трубную колонну выше и ниже зоны;
открывают посредством беспроводной связи одного или более муфтовых клапанов в зоне;
подают текучую среду гидроразрыва пласта в ствол скважины через открытые муфтовые клапаны.
20. Способ по п. 19, включающий в себя этапы, на которых:
спускают в скважину инструмент гидроразрыва пласта, в зону,
подлежащую обработке, причем инструмент гидроразрыва пласта содержит повторно устанавливаемый пакер и предохранительный патрубок, уплотнительный повторно устанавливаемый пакер с трубной колонной для изоляции баланса трубной колонны и дистанционного открытия одного или более муфтовых клапанов в зоне; и подают текучую среду гидроразрыва пласта в ствол скважины через открытые муфтовые клапаны.
21. Способ по п. 20 дополнительно включающий в себя этап, на котором закрывают открытые муфтовые клапаны, применяемые во время гидроразрыва пласта для смыкания трещин пласта.
22. Система по п. 1, дополнительно содержащая передатчик, соединенный с трубной колонной на поверхности для генерирования сигналов беспроводной связи.
23. Система по п. 1, дополнительно содержащая передатчик, соединенный с оборудованием устья скважины на поверхности и соединенный с трубной колонной, для генерирования сигналов беспроводной связи.
24. Система по п. 1, дополнительно содержащая сейсмический источник вибрации на поверхности на стволе скважины или смежный с ним для генерирования сигналов беспроводной связи.
25. Система по п. 2 4 дополнительно содержащая введение серии вибраций, каждая из которых изменяется в диапазонах изменяемой частоты с течением времени.
26. Система по п. 1, в которой двумерный цифровой код
генерируется при скорости двоичной передачи меньше около 10 бит/с.
27. Система по п. 2 4 в которой двумерный цифровой код генерируется при скорости двоичной передачи около 1 бит/с.
28. Система по п. 1, в которой приемник на муфтовом клапане является трехкомпонентным сейсмическим датчиком.
29. Система по п. 1, в которой приемник на муфтовом клапане является трехкомпонентным сейсмическим датчиком.
30. Система по п. 1, в которой порог для амплитуд принимаемого сигнала больше амплитуды фонового шума.
31. Система по п. 1, в которой порог для амплитуд принимаемого сигнала больше в два раза амплитуды фонового шума.
По доверенности
ФИГ. 6А
ФИГ. 6В
<8> V
-%-"-16
MVCDTA J0TKPBLT"V1 0TKPBLT> V2 ОТКРЫТ, V3 & V4 ЗАКРЫТ 13АКРЫТ - V3 ОТКРЫТ, V4 ОТКРЫТ, V1 & V2 ЗАКРЫТ
6:17.0 6:19.0 6:21.0 6:23.0 6:25.0 6:27.0 6:29.0 6:31.0 6:33.0 6:35.0 6:37.0 6:39.0 6:41.0 6:43.0 6:45.0 6:47.0 6:49.0 6:51.0 6:53.0 6:55.0 6:57.0 6:59.0
1.0 ТТГ
ДАТЧИК ОБОРУДОВАНИЯ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
1.0 0.5-
СКВАЖИННЫЙ УДАР
0.0
- п пД i А дЛА^^1
, ¦ - -. ¦ ¦ ' 1
|"4.ii.tfc.|y,t..,l"W,v.")Ail ","....!. Liu i|" ".......iV^".l"m."4.T.l.^t.' JtA-.t,. y..-*- ",Л|Л.
CD GO О)
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
АКСИАЛЬНЫЙ СКВАЖИННЫЙ ДАТЧИК
УВЕЛИЧЕНИЕ
а а а а а а
D D D
а а а а а а
D D D
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
? ? ?
РАДИАЛЬНЫЙ СКВАЖИННЫЙ ДАТЧИК 1
Ю О
400 350300. 250' 200- 150' 100' 50 0
? ? ?
DDD
? ? ?
п п п
о о о
? ? ?
DDD
? ? ?
п п п
РАДИАЛЬНЫЙ СКВАЖИННЫЙ ДАТЧИК 2
АМПЛИТУДА RMS УДАРА МОЛОТА НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, АМПЛИТУДНЫЙ СПЕКТР НА СКВАЖИННЫХ ДАТЧИКАХ
0.8
0.75 - 0.7 - 0.65-
СКВАЖИННОЕ ДАВЛЕНИЕ
4 7° PFKVHnhl *
1.0 0.5-
СКВАЖИННЫЙ УДАР
-0.5- -1.0
1.0 0.5 -
0 0
| 1 УДАР НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ (ВЕРТИКАЛЬНЫЙ)
-0.5- -1.0
г _____
'га-
0.5- 0.0
УДАР НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ (ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ 1)
-0.5- -1.0
п _ "
Нтв-
0.5 -
0.0
УДАР НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ (ГОРИЗОНТАЛЬНЫЙ 2)
-0.5-1.0
и вывод Ў
Моно, 1000 Гц
-1.0-
ПРОЕКТНАЯ СКОРОСТЬ (Гц
СТАРТ СЕЛЕКЦИИ:
ОКОНЕЦ (c)ДЛИНА
АУДИО ПОЗИЦИЯ
иоооия
П ПРИТЯНУТЬ ЮОч оом оос+ооо остазиы М
ЮОч 16 м ззс+985 остазиы М
ЮОч оом оос+ооо обвазцы Н
элементы к
80706050403020100 ю со
КРОСС-КОРРЕЛЯЦИЯ
1.0 0.50.0-0.5-1.0
30 1:00 1:30 2:00 2:30 3:00 3:30 4:00 4:30 5:00 5:30 6:00 6:30 7:00 , 7:30 8:00 8:30 9:00 9:30 10
, , li ,, , i 1 i Li 1, | " " . ФОРМА ВОЛНЫ СКВАЖИННОГО ДАТЧИКА
1.0 0.5-
СИГНАЛ ПОИСКА КОРРЕЛЯЦИИ
-0.5-1.0
СИГНАЛ (* ПОИСКА /
100 908070605040- 3020100
И СПЕКТР ВИБРАТОРА НА ПОВЕРХНОСТИ СПЕКТР \ ft 1
^/// / / //// КРОСС-КОРРЕЛЯЦИЯ ' /^77- СОВМЕЩЕНИЕ ЛОКАЦИЙ
1.0 0.5 -
^УУ КРОСС-КОРРЕЛЯЦИЯ
-0.5- _1 n -
СИСТЕМА PLUG & PERF
УСТАНОВКА КОЛОННЫ ЗАКАНЧИВАНИЯС> 1 МУФТОЙ (МУФТАМИ) RO
УСТАНОВИ" КАРОТАЖНОЕ ГИБКС
ГЬ КНБК НА 1 КАБЕЛЕ ИЛИ Й НКТ
ПЕРЕДАТЬ СИГНАЛ НА МУФТУ (МУФТЫ) RO НА ПЯТКЕ СКВАЖИНЫ
СПУСК В СКВАЖИНУ НА ГЛУБИНУ
ПЕРЕДАЧА СИГНАЛА ЗАКРЫТИЯ МУФТЫ RO, ОПЦИЯ
УСТАНОВИТЬ ПАКЕР
ОСВОБОДИТЬ ПЕРФОРАТОР ОТ ПАКЕРА
ПЕРЕМЕЩЕНИЕ КУСТЬЮ
ПЕРФОРИРОВА-
НИЕ
ПОДЪЕМ ИЗ СКВАЖИНЫ НА КАРОТАЖНОМ КАБЕЛЕ
ГИДРОРАЗРЫВ
ФИГ. 20
ПОДЪЕМ ИЗ СКВАЖИНЫ
ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА БЕЗ ГИБКОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ
ОПЕРАТОР ПЕРЕДАЕТ КОДИРОВАННУЮ КОМАНДУ НА СИЛОВОЙ БЛОК С ПРОГРАММНОГО МОДУЛЯ ДЛЯ ИНИЦИИРОВАНИЯ УНИКАЛЬНОГО КОДИРОВАННОГО СИГНАЛА ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ НА ВЫБРАННУЮ МУФТУ (ROCS)
.КОДИРОВАННЫЙ СИГНАЛ С ПРОГРАММНОГО
МОДУЛЯ НА ВЫБРАННУЮ МУФТУ
КОД ПЕРЕДАЕТСЯ 'НА ЗАБОЙ
СИГНАЛ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ С МУФТЫ НА ДАТЧИКИ НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
- ПОДТВЕРДИТЬ ЧТО СДВИНУТАЯ МУФТА ОТКРЫТА ИЛИ ЗАКРЫТА
- ПОДТВЕРДИТЬ, КАКАЯ МУФТА ОТКРЫТА ИЛИ ЗАКРЫТА
ВЫБРАННАЯ МУФТА (ROCS) #10
ФИГ. 21А
СИГНАЛ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ПРОХОДИТ НА ПОВЕРХНОСТЬ
ОБОРУДОВАНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА БЕЗ ГИБКОЙ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ
СТАНЦИЯ КОНТР.,
СБОРАИОБРАБ.
ИНФОРМ.
СЛУЖЕБНАЯ МАШИНА ОПЕРАТОРА С СИЛОВЫМ БЛОКОМ ДЛЯ ПРОГРАММНОГО МОДУЛЯ
КОДИРОВАННЫЙ СИГНАЛ С МОДУЛЯ ВИБРАТОРА ?5 НА ВЫБРАННУЮ МУФТУ О)
СИГНАЛ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ С МУФТЫ НА ДАТЧИКИ НА ОБОРУДОВАНИИ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ
ПОДТВЕРДИТЬ ЧТО СДВИНУТАЯ МУФТА ОТКРЫТА ИЛИ ЗАКРЫТА
ПОДТВЕРДИТЬ, КАКАЯ МУФТА ОТКРЫТА ИЛИ ЗАКРЫТА ^ ВЫБРАННАЯ МУФТА (ROCS)
СИГНАЛ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ПРОХОДИТ НА ПОВЕРХНОСТЬ
ГИДРОРАЗРЫВ
УСТАНОВКА КОЛОННЫ ЗАКАНЧИВАНИЯ С МУФТАМИ RO
СОЕДИНИТЬ О ГИДРОРАЗРЫЕ ВАНИЕМУСТЬ
ВОРУДОВАНИЕ 5А С ОБОРУДО-Я СКВАЖИНЫ
ПЕРЕДАТЬ СИГНАЛ ДЛЯ ОТКРЫТИЯ ВЫБРАННОЙ МУФТЫ RO/ЗОНЫ
ВЫБРАТЬ МУФТУ RO/ЗОНУ ВБЛИЗИ УСТРОЙСТВА
ПЕРЕДАТЬ ИНСТРУКЦИИ НА ПЕРЕДАТЧИК КОДА
ПЕРЕДАТЬ КОД НА МУФТУ
ПОДТВЕРДИТЬ ОТКРЫТИЕ
КОД УДАРА ПО ОБОРУДОВАНИЮ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ/КОЛОННЕ НКТ
КОД ИМПУЛЬСА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ СЕЙСМИЧЕСКИЙ ИЛИ ДРУГОЙ АКУСТИЧЕСКИЙ КОД
ГИДРОРАЗРЫВ ЧЕРЕЗ ОТКРЫТУЮ МУФТУ (МУФТЫ)
ВЫБРАТЬ МУФТУ RO ДЛЯ ЗАКРЫТИЯ
ПЕРЕДАТЬ СИГНАЛ ЗАКРЫТИЯ ВЫБРАННОЙ МУФТЫ (МУФТ)
ПЕРЕДАТЬ ИНСТРУКЦИИ НА ПЕРЕДАТЧИК
ПЕРЕДАТЬ ИНСТРУКЦИИ НА МУФТЫ
ПОДТВЕРДИТЬ ЗАКРЫТИЕ
ФИГ. 22А
РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЕБИТА
ЭКСПЛУА"
ИРОВАТЬ
СКВАЖИНУ
ТЕЧЕНИЕ ВРЕМЕНИ...
ИДЕНТИФИЦИРОВАТЬ ПРОБЛЕМНУЮ ЗОНУ, НАПР., С ВОДОЙ
ПЕРЕДАТЬ КОД ДЛЯ ЗАКРЫТИЯ ОДНОЙ ИЛИ БОЛЕЕ МУФТ RO ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
СДЕЛАТЬ ЧТО-ТО ЕЩЕ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
КОНСЕРВАЦИЯ
КОНЕЦ
ФИГ. 22В
СТАТУС МУФТ RO
МУФТА 1
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 2
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 3
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 4
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 5
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 6
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 7
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 8
ОТКРЫТЬ ^ J
ЗАКРЫТО ^
МУФТА 9
ЗАКРЫТЬ ^ J
ОТКРЫТЬ
МУФТА 10
ЗАКРЫТЬ
ОТКРЫТЬ
ФИГ. 22С
МУФТА ИЛИ КОРПУС ДЛЯ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППРАРТУРЫ - АППАРАТУРА КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ДЛЯ МУФТЫ БЕЗ СБРОСА ШАРОВ
¦ ТЕМПЕРАТУРА - ДАННЫЕ - РЕГУЛИРУЕМЫЕ ОКНА ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ РАСХОДОМ
¦ ДАВЛЕНИЕ - БАТАРЕЯ - ОБНАРУЖЕНИЕ СОСТАВА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ
¦ ВИБРАЦИЯ - ПЕРЕДАТЧИК -22 ^14
ТРАНСЛЯЦИЯ С МУФТЫ НА ИНСТРУМЕНТ (ЗАПОМИНАЮЩЕЕУСТРОЙСТВО ИЛИ РЕЖИМ РЕАЛЬНОГО ВРЕМЕНИ)
МУФТА ИЛИ КОРПУС ДЛЯ КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОЙ АППРАРТУРЫ -АППАРАТУРА
КОНТРОЛЯ И ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ДЛЯ МУФТЫ СО СБРОСОМ ШАРОВ
-ТЕМПЕРАТУРА -ДАННЫЕ -РЕГУЛИРУЕМЫЕ ОКНА ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ РАСХОДОМ
- ДАВЛЕНИЕ - БАТАРЕЯ - ОБНАРУЖЕНИЕ СОСТАВА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ
-ВИБРАЦИЯ -ПЕРЕДАТЧИК
22 XI4
СО N)
СО О)
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ
СКВАЖИНА #1 СКВАЖИНА #1
РАВНЫЙ ДЕБИТ НА /КАЖДОЙ СТУПЕНИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ
СКВАЖИНА #1 СКВАЖИНА #1
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ
СКВАЖИНА #2 СКВАЖИНА #2
(19)
(19)
(19)
ФИГ. зв
ФИГ. зв
ФИГ. зв
5/36
5/36
ФИГ. 8
ФИГ. 8
-42
10/36
-42
10/36
-42
10/36
-42
10/36
ФИГ. 12
ФИГ. 12
ФИГ. 13
ФИГ. 13
ФИГ. 16
ФИГ. 16
ФИГ. 18А
ФИГ. 18А
ФИГ. 18В
ФИГ. 18В
ФИГ. 18В
ФИГ. 18В
ФИГ. 18В
ФИГ. 18В
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18С
ФИГ. 18D
ФИГ. 18D
6:05 6:10 6:15 6:20 6:25 6:30 6:35 6:40 6:45 6:50 6:55 7:00
6:05 6:10 6:15 6:20 6:25 6:30 6:35 6:40 6:45 6:50 6:55 7:00
ФИГ. 19А
ФИГ. 19А
ФИГ. 19В
ФИГ. 19В
ФИГ. 19С
ФИГ. 19С
25/36
25/36
25/36
25/36
25/36
25/36
ФИГ. 21В
ФИГ. 21В
ФИГ. 21В
ФИГ. 21В
ФИГ. 21В
ФИГ. 21В
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
28/36
29/36
29/36
29/36
29/36
29/36
29/36
29/36
29/36
30/36
30/36
ФИГ. 23
ФИГ. 23
ФИГ. 24
ФИГ. 24
ФИГ. 24
ФИГ. 24
ФИГ. 27
ФИГ. 27
ФИГ. 28
ФИГ. 28
|
