[RU]

1. Скважинная пакерная система для изоляции кольцевой зоны между трубным изделием и окружающим стволом скважины, содержащая внутренний шпиндель; альтернативный канал потока вдоль внутреннего шпинделя; уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя; перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя, причем перемещаемый корпус поршня выполнен с воспринимающей давление поверхностью на первом конце и функционально соединен с уплотняющим элементом, при этом корпус поршня действует на уплотняющий элемент под действием гидростатического давления; одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины; установочный инструмент, спускаемый во внутренний шпиндель пакера и выполненный с возможностью его манипулирования для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения.

2. Система по п.1, дополнительно содержащая одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня; высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя; высвобождающую шпонку, соединенную с высвобождающей муфтой, причем высвобождающая шпонка выполнена с возможностью перемещения между положением удержания, где высвобождающая шпонка входит в контакт с перемещаемым корпусом поршня и удерживает его на месте, и положением высвобождения, где высвобождающая шпонка отсоединяется от корпуса поршня, при этом обеспечивается действие гидростатического давления на воспринимающую давление поверхность корпуса поршня и перемещение корпуса поршня вдоль внутреннего шпинделя для приведения в действие уплотняющего элемента.

3. Система по п.2, дополнительно содержащая по меньшей мере один срезной штифт, соединяющий с возможностью высвобождения высвобождающую муфту с высвобождающей шпонкой.

4. Система по п.1, в которой уплотняющий элемент является эластомерным элементом манжетного типа.

5. Система по п.4, дополнительно содержащая центратор с выдвижными пальцами, причем пальцы выдвигаются в ответ на перемещение корпуса поршня.

6. Система по п.5, в которой центратор расположен вокруг внутреннего шпинделя между корпусом поршня и уплотняющим элементом; скважинный пакер выполнен в такой конфигурации, что сила, приложенная корпусом поршня к центратору, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

7. Система по п.2, дополнительно содержащая шпиндель поршня, расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя; кольцевое пространство, образованное между внутренним шпинделем и окружающим шпинделем поршня, при этом кольцевое пространство образует альтернативный канал потока; при этом одно или несколько окон потока расположены в шпинделе поршня.

8. Система по п.7, в которой корпус поршня и уплотняющий элемент расположены по периметру вокруг шпинделя поршня.

9. Система по п.7, дополнительно содержащая измерительный дроссель, выполненный с возможностью регулирования скорости линейного перемещения корпуса поршня вдоль шпинделя поршня, таким образом замедляя перемещение корпуса поршня и регулируя скорость установки пакера.

10. Система по п.7, дополнительно содержащая несущий нагрузку упор, расположенный вокруг шпинделя поршня на верхнем конце и выполненный с возможностью несения пакера во время скрепления с рабочей колонной.

11. Система по п.7, дополнительно содержащая соединительную муфту, соединенную со шпинделем поршня на верхнем конце, причем соединительная муфта образует трубное изделие, выполненное с возможностью приема внутреннего шпинделя и образования части альтернативного канала потока между внутренним шпинделем и окружающей соединительной муфтой.

12. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, включающий использование пакерной системы по п.1, в котором соединяют пакер с трубным изделием; осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины; устанавливают пакер с приведением в действие уплотняющего элемента, входящего в контакт с окружающим подземным пластом; осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения; передают гидростатическое давление на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины; нагнетают гравийную суспензию в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим пластом; нагнетают гравийную суспензию через альтернативные каналы потока для обеспечения, по меньшей мере, частичного обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при этом ствол скважины заполняется гравием в кольцевой зоне под пакером.

13. Способ по п.12, в котором ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок; пакер и трубное изделие спускают в ствол скважины вдоль необсаженного участка; пакер устанавливают в необсаженном участке ствола скважины; трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированной трубой, имеющей альтернативные каналы потока; основная труба или неперфорированная труба состоит из множества скрепленных звеньев.

14. Способ по п.12, в котором этап нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

15. Способ по п.12, в котором пакер дополнительно содержит высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя; при этом манипулирование установочным инструментом включает вытягивание установочного инструмента через внутренний шпиндель для сдвига высвобождающей муфты.

16. Способ по п.15, в котором сдвиг высвобождающей муфты срезает по меньшей мере один срезной штифт.

17. Способ по п.16, в котором спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом;высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающей муфты и срез по меньшей мере одного срезного штифта.

18. Способ по п.17, в котором пакер дополнительно содержит центратор; при этом высвобождение корпуса поршня дополнительно приводит в действие центратор, входящий в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины.

19. Способ по п.18, в котором при воздействии гидростатического давления на корпус поршня корпус поршня перемещается, приводя в действие центратор, который, в свою очередь, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

20. Способ по п.14, в котором пакерная система содержит первый механически устанавливаемый пакер; второй механически устанавливаемый пакер, разнесенный с первым механически устанавливаемым пакером, причем второй механически устанавливаемый пакер является, по существу, зеркальным отражением или, по существу, идентичным первому механически устанавливаемому пакеру.

21. Способ по п.20, в котором каждый из первого и второго пакеров дополнительно содержит перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя; одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня.

22. Способ по п.21, в котором дополнительно осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель каждого из пакеров; манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения вдоль каждого из соответствующих первого и второго пакеров; передачу гидростатического давления на корпуса поршней через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденные корпуса поршней и приводя в действие уплотняющие элементы, прижимающиеся к окружающему стволу скважины, каждого из первого и второго пакеров.

23. Способ по п.22, в котором спуск установочного инструмента содержит спуск промывочной трубы в каналы во внутренних шпинделях соответствующих первого и второго пакеров, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом; высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутренних шпинделей соответствующих первого и второго пакеров, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающих муфт в каждом из первого и второго пакеров, и срез соответствующих срезных штифтов.

24. Способ по п.14, в котором дополнительно осуществляют добычу углеводородных текучих сред по меньшей мере из одного интервала вдоль необсаженного участка ствола скважины.

25. Способ установки пакерной системы по п.1 в стволе скважины, в котором соединяют пакер с трубным изделием; осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины; осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения; вытягивают установочный инструмент для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, таким образом высвобождая корпус поршня для аксиального перемещения; осуществляют передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом обеспечивая аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

26. Способ по п.25, в котором ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок; спуск пакера в ствол скважины включает спуск пакера в необсаженный участок ствола скважины; трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированную трубу, содержащую альтернативные каналы потока; при этом дополнительно осуществляют нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим необсаженным участком ствола скважины; нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока для обеспечения обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием под пакером после установки пакера в стволе скважины.

27. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

28. Способ по п.25, в котором при сдвиге высвобождающей муфты срезается по меньшей мере один срезной штифт; спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом; высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения включает вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, вызывающее сдвиг высвобождающей муфты и срезание по меньшей мере одного срезного штифта.

29. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока включает обход уплотняющего элемента, при этом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

(57) Реферат / Формула:

1. Скважинная пакерная система для изоляции кольцевой зоны между трубным изделием и окружающим стволом скважины, содержащая внутренний шпиндель; альтернативный канал потока вдоль внутреннего шпинделя; уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя; перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя, причем перемещаемый корпус поршня выполнен с воспринимающей давление поверхностью на первом конце и функционально соединен с уплотняющим элементом, при этом корпус поршня действует на уплотняющий элемент под действием гидростатического давления; одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины; установочный инструмент, спускаемый во внутренний шпиндель пакера и выполненный с возможностью его манипулирования для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения.

2. Система по п.1, дополнительно содержащая одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня; высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя; высвобождающую шпонку, соединенную с высвобождающей муфтой, причем высвобождающая шпонка выполнена с возможностью перемещения между положением удержания, где высвобождающая шпонка входит в контакт с перемещаемым корпусом поршня и удерживает его на месте, и положением высвобождения, где высвобождающая шпонка отсоединяется от корпуса поршня, при этом обеспечивается действие гидростатического давления на воспринимающую давление поверхность корпуса поршня и перемещение корпуса поршня вдоль внутреннего шпинделя для приведения в действие уплотняющего элемента.

3. Система по п.2, дополнительно содержащая по меньшей мере один срезной штифт, соединяющий с возможностью высвобождения высвобождающую муфту с высвобождающей шпонкой.

4. Система по п.1, в которой уплотняющий элемент является эластомерным элементом манжетного типа.

5. Система по п.4, дополнительно содержащая центратор с выдвижными пальцами, причем пальцы выдвигаются в ответ на перемещение корпуса поршня.

6. Система по п.5, в которой центратор расположен вокруг внутреннего шпинделя между корпусом поршня и уплотняющим элементом; скважинный пакер выполнен в такой конфигурации, что сила, приложенная корпусом поршня к центратору, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

7. Система по п.2, дополнительно содержащая шпиндель поршня, расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя; кольцевое пространство, образованное между внутренним шпинделем и окружающим шпинделем поршня, при этом кольцевое пространство образует альтернативный канал потока; при этом одно или несколько окон потока расположены в шпинделе поршня.

8. Система по п.7, в которой корпус поршня и уплотняющий элемент расположены по периметру вокруг шпинделя поршня.

9. Система по п.7, дополнительно содержащая измерительный дроссель, выполненный с возможностью регулирования скорости линейного перемещения корпуса поршня вдоль шпинделя поршня, таким образом замедляя перемещение корпуса поршня и регулируя скорость установки пакера.

10. Система по п.7, дополнительно содержащая несущий нагрузку упор, расположенный вокруг шпинделя поршня на верхнем конце и выполненный с возможностью несения пакера во время скрепления с рабочей колонной.

11. Система по п.7, дополнительно содержащая соединительную муфту, соединенную со шпинделем поршня на верхнем конце, причем соединительная муфта образует трубное изделие, выполненное с возможностью приема внутреннего шпинделя и образования части альтернативного канала потока между внутренним шпинделем и окружающей соединительной муфтой.

12. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, включающий использование пакерной системы по п.1, в котором соединяют пакер с трубным изделием; осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины; устанавливают пакер с приведением в действие уплотняющего элемента, входящего в контакт с окружающим подземным пластом; осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения; передают гидростатическое давление на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины; нагнетают гравийную суспензию в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим пластом; нагнетают гравийную суспензию через альтернативные каналы потока для обеспечения, по меньшей мере, частичного обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при этом ствол скважины заполняется гравием в кольцевой зоне под пакером.

13. Способ по п.12, в котором ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок; пакер и трубное изделие спускают в ствол скважины вдоль необсаженного участка; пакер устанавливают в необсаженном участке ствола скважины; трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированной трубой, имеющей альтернативные каналы потока; основная труба или неперфорированная труба состоит из множества скрепленных звеньев.

14. Способ по п.12, в котором этап нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

15. Способ по п.12, в котором пакер дополнительно содержит высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя; при этом манипулирование установочным инструментом включает вытягивание установочного инструмента через внутренний шпиндель для сдвига высвобождающей муфты.

16. Способ по п.15, в котором сдвиг высвобождающей муфты срезает по меньшей мере один срезной штифт.

17. Способ по п.16, в котором спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом;высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающей муфты и срез по меньшей мере одного срезного штифта.

18. Способ по п.17, в котором пакер дополнительно содержит центратор; при этом высвобождение корпуса поршня дополнительно приводит в действие центратор, входящий в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины.

19. Способ по п.18, в котором при воздействии гидростатического давления на корпус поршня корпус поршня перемещается, приводя в действие центратор, который, в свою очередь, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

20. Способ по п.14, в котором пакерная система содержит первый механически устанавливаемый пакер; второй механически устанавливаемый пакер, разнесенный с первым механически устанавливаемым пакером, причем второй механически устанавливаемый пакер является, по существу, зеркальным отражением или, по существу, идентичным первому механически устанавливаемому пакеру.

21. Способ по п.20, в котором каждый из первого и второго пакеров дополнительно содержит перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя; одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня.

22. Способ по п.21, в котором дополнительно осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель каждого из пакеров; манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения вдоль каждого из соответствующих первого и второго пакеров; передачу гидростатического давления на корпуса поршней через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденные корпуса поршней и приводя в действие уплотняющие элементы, прижимающиеся к окружающему стволу скважины, каждого из первого и второго пакеров.

23. Способ по п.22, в котором спуск установочного инструмента содержит спуск промывочной трубы в каналы во внутренних шпинделях соответствующих первого и второго пакеров, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом; высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутренних шпинделей соответствующих первого и второго пакеров, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающих муфт в каждом из первого и второго пакеров, и срез соответствующих срезных штифтов.

24. Способ по п.14, в котором дополнительно осуществляют добычу углеводородных текучих сред по меньшей мере из одного интервала вдоль необсаженного участка ствола скважины.

25. Способ установки пакерной системы по п.1 в стволе скважины, в котором соединяют пакер с трубным изделием; осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины; осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения; вытягивают установочный инструмент для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, таким образом высвобождая корпус поршня для аксиального перемещения; осуществляют передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом обеспечивая аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.

26. Способ по п.25, в котором ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок; спуск пакера в ствол скважины включает спуск пакера в необсаженный участок ствола скважины; трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированную трубу, содержащую альтернативные каналы потока; при этом дополнительно осуществляют нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим необсаженным участком ствола скважины; нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока для обеспечения обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием под пакером после установки пакера в стволе скважины.

27. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

28. Способ по п.25, в котором при сдвиге высвобождающей муфты срезается по меньшей мере один срезной штифт; спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом; высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения включает вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, вызывающее сдвиг высвобождающей муфты и срезание по меньшей мере одного срезного штифта.

29. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока включает обход уплотняющего элемента, при этом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

---

Евразийское 025810 (13) B1
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2017.01.30
(21) Номер заявки 201390897
(22) Дата подачи заявки
2011.11.17 (51) Int. Cl. E21B 33/12 (2006.01)
(54) СКВАЖИННАЯ ПАКЕРНАЯ СИСТЕМА И СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ПОДЗЕМНОМ ПЛАСТЕ
(31) 61/424,427
(32) 2010.12.17
(33) US
(43) 2014.04.30
(86) PCT/US2011/061223
(87) WO 2012/082303 2012.06.21
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)
(72) Изобретатель:
Йех Чарльз С., Бэрри Майкл Д., Хекер Майкл Т., Моффетт Трейси Дж., Блэклок Джон, Хэберл Дэвид К., Хайд Патрик К. (US), Маклеод Ян М., Мерсер Ли, Рейд Стефен, Элрик Эндрю Дж. (GB)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(56) US-A1-20080066900 US-A1-20090294128 US-A-5348091 US-A-5975205 US-A1-20100252252 US-A-5636689
(57) Настоящее изобретение относится к области заканчивания скважин и, более конкретно, к изоляции пластов применительно к стволам скважин, прошедшим заканчивание с использованием установки гравийного фильтра. Устройство и способ заканчивания ствола скважины включает в себя создание пакера, имеющего внутренний шпиндель, альтернативные каналы потока вдоль внутреннего шпинделя и уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя, включающий в себя соединение пакера с трубным изделием, затем спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины. В одном аспекте пакер и соединенное с ним трубное изделие можно устанавливать вдоль необсаженного участка ствола скважины. Трубное изделие может являться песчаным фильтром, причем песчаным фильтром, содержащим основную трубу, окружающую фильтрующее средство и альтернативные каналы потока. Способ включает в себя установку пакера и нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим стволом скважины, и затем дополнительное нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока для обеспечения, по меньшей мере, частичного обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента пакера.
Настоящее изобретение относится в общем к области заканчивания скважин. Конкретнее, настоящее изобретение относится к изоляции пластов применительно к стволам скважин, прошедшим заканчи-вание с использованием установки гравийного фильтра. Изобретение также относится к забойному паке-ру, который можно устанавливать либо в обсаженном или необсаженном стволе скважины и который применяется в технологии Alternate Path(r).
При бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливается вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото удаляют, и ствол скважины крепят с помощью обсадной колонны. При этом образуется кольцевая область между обсадной колонной и пластом. Цементирование обычно проводят для заполнения или "тампонирования" кольцевой области с помощью цемента. Комбинация цемента и обсадной колонны упрочняет ствол скважины и облегчает изоляцию зон пластов за обсадной колонной.
Общепринятой является установка нескольких обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в ствол скважины. Процесс бурения и последующего цементирования обсадных колонн с последовательно уменьшающимися диаметрами повторяют несколько раз до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, обычно цементируют по месту и перфорируют. В некоторых случаях последней обсадной колонной является хвостовик, т.е. обсадная колонна, не проходящая до поверхности.
Как часть процесса заканчивания, на поверхности устанавливают оборудование устья скважины. Оборудование устья скважины регулирует приток текучих среды добычи на поверхность или нагнетание текучих сред в ствол скважины. Оборудование сбора и обработки текучей среды, состоящее из труб, клапанов и сепараторов также устанавливают. После этого можно начинать эксплуатацию.
В некоторых случаях необходимо оставлять зону забоя ствола скважины необсаженной. В заканчи-вании с необсаженной зоной забоя ствола скважины эксплуатационная обсадная колонна не проходит через продуктивные зоны и не перфорируется; вместо этого продуктивные зоны оставляют необсажен-ными или "открытыми". Эксплуатационную колонну или "колонну насосно-компрессорных труб" в таком случае устанавливают внутри ствола скважины, проходящей ниже последней обсадной колонны и поперек подземного пласта.
Существуют некоторые преимущества заканчивания с необсаженным забоем по сравнению с закан-чиванием с обсаженным забоем. Первое, поскольку в заканчивании с необсаженным забоем нет перфорационных каналов, пластовые текучие среды могут сливаться воедино в стволе скважины радиально с окружности 360 градусов. Здесь имеется преимущество от исключения дополнительного падения давления, связанного со слиянием радиального потока и линейного потока, проходящего через заполненные частицами перфорационные каналы. Уменьшение падения давления, связанное с заканчиванием скважины с необсаженным забоем, фактически гарантирует, что скважина получается более продуктивной, чем скважина с обсаженным забоем без обработки для интенсификации притока в аналогичном пласте.
Второе, методики заканчивания скважины с необсаженным забоем часто являются менее дорогими по сравнению с методиками заканчивания скважин с обсаженным забоем. Например, использование гравийных фильтров исключает необходимость цементирования, перфорирования и промывки после перфорирования.
Общей проблемой в заканчивании скважин с необсаженным забоем является подверженность ствола скважины прямому воздействию окружающего пласта. Если пласт является неконсолидированным или сильно песчанистым, приток добываемых текучих сред в ствол скважины может приносить с собой частицы породы, например песок и мелкодисперсные частицы. Такие частицы могут вызывать эрозию эксплуатационного оборудования в стволе скважины и труб, клапанов и сепарационного оборудования на поверхности.
Для ликвидации поступления песка и других частиц можно использовать устройства борьбы с поступлением песка. Устройства борьбы с поступлением песка обычно устанавливают в забойной зоне скважины на интервалах пластов для задержания твердых частиц крупнее некоторого диаметра с одновременным обеспечением добычи текучих сред. Устройство борьбы с поступлением песка обычно включает в себя удлиненное трубное изделие, так называемую основную трубу, имеющую многочисленные отверстия в виде щелей. Основная труба обычно обматывается или иначе заключается в фильтрующее средство, такой как сетчатый фильтр или проволочная сетка.
В дополнение к устройствам борьбы с поступлением песка, в частности в заканчивании скважины с необсаженным забоем, обычно устанавливают гравийный фильтр. Установка гравийного фильтра в скважине включает в себя укладку гравия или другого зернистого материала вокруг устройства борьбы с поступлением песка после подвески устройства борьбы с поступлением песка или иного его размещения в стволе скважины. Для заполнения гравийного фильтра зернистый материал подается на забой скважины с помощью текучей среды-носителя. Текучая среда-носитель вместе с гравием образует гравийную суспензию. Суспензия дренируется на месте укладки, оставляя периферийную набивку из гравия. Гравий не только содействует фильтрованию частиц, но также помогает поддерживать целостность пласта.
В заканчивании скважины с гравийным фильтром в необсаженном забое гравий укладывается меж
ду песчаным фильтром, окружающим перфорированную основную трубу, и окружающей стеной ствола скважины. Во время эксплуатации пластовые текучие среды проходят из подземного пласта через гравий и сетчатый фильтр во внутреннюю основную трубу. Основная труба, таким образом, служит в качестве части эксплуатационной колонны.
Проблема, с которой постоянно сталкиваются при установке гравийного фильтра состоит в том, что незапланированная потеря текучей среды-носителя из суспензии в процессе ее подачи может приводить к преждевременному образованию песчаных перемычек в различных местах вдоль необсаженных интервалов ствола скважины. Например, в наклонно-направленном эксплуатационном интервале или интервале с увеличением диаметра или неправильной формой ствола скважины может получаться неудовлетворительное распределение гравия вследствие преждевременного поглощения текучей среды-носителя из гравийной суспензии в пласт. Поглощение текучей среды может вызывать образование пустот в гравийном фильтре. При этом сплошной гравийный фильтр от низа до верха не получается, остаются участки ствола скважины с проявлениями инфильтрации песка и мелкодисперсных материалов.
Проблему образования песчаных перемычек решают с использованием технологии Alternate Path(r) или "APT." В технологии Alternate Path(r) используют шунтирующие трубы (или шунты), обеспечивающие обход гравийной суспензией песчаных перемычек или выбранных зон вдоль ствола скважины. Такая технология альтернативного пути описана, например, в US 5588487 под названием "Tool for Blocking Axial Flow in Gravel-Packed Well Annulus" и РСТ Publication No. WO 2008/060479 под названием "Well-bore Method and Apparatus for Completion, Production, and Injection", полностью включены в данный документ в виде ссылки. Дополнительная ссылка дается на рассматривающий технологию альтернативного пути материал M.D. Barry, et al., "Open-Hole Gravel-Packing with Zonal Isolation", SPE Paper No. 110,460
(November 2007).
Эффективность гравийного фильтра в регулировании притока песка и мелкодисперсных частиц в ствол скважины является хорошо известной. Вместе с тем, также в некоторых случаях необходимо при заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя изолировать выбранные интервалы вдоль необса-женного участка ствола скважины для регулирования притока текучих сред. Например, применительно к добыче конденсирующихся углеводородов, вода может в некоторых случаях вторгаться в интервал. Это может происходить вследствие присутствия зон природной воды, образования конуса обводнения (подъем приствольной линии контакта углеводород-вода), тонких прослоек высокой проницаемости, естественных трещин, соединенных с водоносным пластом, или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В зависимости от механизма или причины водопроявления, вода может поступать в различных местах и в разные периоды жизненного цикла скважины. Аналогично, газовая шапка над нефтяным коллектором может расширяться и прорываться в скважину, обуславливая поступление газа с нефтью. Прорыв газа уменьшает давление газовой шапки в коллекторе и снижает добычу нефти.
В данных и других случаях необходимо изолировать интервал от поступления пластовых текучих сред в ствол скважины. Кольцевая изоляция зон может также являться необходимой для планирования дебитов добычи, регулирования дебита добычи/приемистости нагнетания текучей среды, селективной обработки для интенсификации притока или борьбы с поступлением воды или газа. Вместе с тем, конструктивное исполнение и установка пакеров для необсаженного забоя являются высоко проблематичной вследствие наличия расширенных областей, областей вымывания, высоких перепадов давления, частых циклических изменений давления и изменений диаметра ствола скважины. Кроме того, долговечность изоляции зон вызывает озабоченность, поскольку возможность прорыва воды/газа в скважину часто увеличивается на поздних стадиях эксплуатации промысла вследствие падения пластового давления и истощения запасов.
Поэтому существует необходимость создания улучшенной системы борьбы с поступлением песка, обеспечивающей технологию с байпасом для укладки гравия с обходом пакера. Дополнительно существует необходимость создания компоновки пакера, обеспечивающей изоляцию выбранных подземных интервалов вдоль необсаженного ствола скважины. Дополнительно существует необходимость создания пакера, использующего каналы альтернативного пути, и обеспечивающего гидравлическое уплотнение в необсаженном стволе скважины до укладки гравия вокруг уплотняющего элемента.
Специально сконструированный скважинный пакер предложен первым в данном документе. Сква-жинный пакер можно использовать для герметизации кольцевой зоны между трубным изделием и окружающим необсаженным стволом скважины. Скважинный пакер можно размещать вместе с колонной устройств борьбы с поступлением песка и устанавливать до начала заполнения гравийного фильтра.
В одном варианте осуществления скважинный пакер содержит внутренний шпиндель. Внутренний шпиндель образует удлиненное трубное изделие. Кроме того, скважинный пакер имеет по меньшей мере один альтернативный канал потока вдоль внутреннего шпинделя. Дополнительно, скважинный пакер имеет уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя. Уплотняющий элемент расположен по периметру вокруг внутреннего шпинделя.
Скважинный пакер дополнительно включает в себя перемещаемый корпус поршня. Корпус поршня вначале удерживается вокруг внутреннего шпинделя. Корпус поршня имеет воспринимающую давление
поверхность на первом конце и функционально соединен с уплотняющим элементом. Корпус поршня может высвобождаться с перемещением вдоль внутреннего шпинделя. Перемещение корпуса поршня приводит в действие уплотняющий элемент для входа в контакт с окружающим необсаженным стволом скважины.
Предпочтительно скважинный пакер дополнительно включает в себя шпиндель поршня. Шпиндель поршня расположен между внутренним шпинделем и окружающим корпусом поршня. Кольцевое пространство между внутренним шпинделем и шпинделем поршня фиксируется. Кольцевое пространство предпочтительно служит по меньшей мере одним альтернативным каналом потока через пакер.
Скважинный пакер может также включать в себя одно или несколько окон потока. Окна потока создают гидравлическое сообщение между альтернативным каналом потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня. Окна потока являются реагирующими на гидростатическое давление в стволе скважины.
В одном варианте осуществления скважинный пакер также включает в себя высвобождающую муфту. Высвобождающая муфта располагается вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя. Дополнительно, скважинный пакер включает в себя высвобождающую шпонку. Высвобождающая шпонка соединяется с высвобождающей муфтой. Высвобождающая шпонка является перемещаемой между положением удержания, в котором высвобождающая шпонка входит в контакт с перемещаемым корпусом поршня и удерживает его на месте, и положением высвобождения, в котором высвобождающая шпонка отсоединяется от корпуса поршня. При отсоединении абсолютное давление действует на воспринимающую давление поверхность корпуса поршня и перемещает корпус поршня для приведения в действие уплотняющего элемента.
В одном аспекте скважинный пакер также имеет по меньшей мере один срезной штифт. По меньшей мере один срезной штифт может являться одним или несколькими установочными винтами. Срезной штифт или штифты соединяют с возможностью высвобождения высвобождающую муфту с высвобождающей шпонкой. Срезной штифт или штифты срезаются, когда установочный инструмент вытягивается вверх во внутреннем шпинделе и сдвигает высвобождающую муфту.
В одном варианте осуществления скважинный пакер также имеет центратор. Центратор может срабатывать в ответ на манипуляции пакера или изолирующего механизма или в других вариантах осуществления может срабатывать отдельно от манипуляций пакера или изолирующего механизма.
Способ заканчивания ствола скважины также представлен в данном документе. Ствол скважины может включать в себя нижний участок с заканчиванием без обсадной колонны. В одном аспекте способ включает в себя создание пакера. Пакер может соответствовать пакеру, описанному выше. Например, пакер должен иметь внутренний шпиндель, альтернативные каналы потока вокруг внутреннего шпинделя и уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя. Уплотняющий элемент является предпочтительно эластомерным элементом манжетного типа.
Способ также включает в себя соединение пакера с трубным изделием и затем спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины. Пакер и соединенное с ним трубное изделие размещаются вдоль необсаженного участка ствола скважины. Предпочтительно трубное изделие является песчаным фильтром, при этом песчаный фильтр содержит основную трубу, окружающее фильтрующее средство и альтернативные каналы потока. Альтернативно, трубное изделие может являться неперфори-рованной трубой, содержащей альтернативные каналы потока. Альтернативные каналы потока могут являться либо внутренним или внешними относительно фильтрующего средства или неперфорированной трубы, в зависимости от варианта.
Основная труба песчаного фильтра может быть составлена из множества скрепленных звеньев. Например, пакер может быть соединен между двумя из множества звеньев основной трубы.
Способ также включает в себя установку пакера. Это выполняют с помощью приведения в действие уплотняющего элемента пакера, входящего в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины. Как альтернатива, пакер можно устанавливать вдоль неперфорированного звена обсадной колонны. После этого, способ включает в себя нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим стволом скважины, и затем дополнительно нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока для обеспечения обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента. Таким способом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием под пакером. В одном аспекте ствол скважины заполняется гравийным фильтром выше и ниже пакера после завершения установки пакера в необсаженном стволе скважины.
В одном варианте осуществления, предложенном в данном документе, пакер является первым механически устанавливаемым пакером, т.е. частью компоновки пакера. В данном случае компоновка па-кера может содержать второй механически устанавливаемый пакер, сконструированный аналогично первому пакеру. Этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока обеспечивает обход гравийной суспензией уплотняющего элемента компоновки пакера, при этом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием над и под компоновкой пакера после установки первого и второго механически устанавливаемых пакеров в стволе скважины.
Способ может дополнительно включать в себя спуск установочного инструмента во внутренний
шпиндель пакера, и высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения. Способ затем включает в себя передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока. Передача гидростатического давления перемещает высвобожденный корпус поршня и приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.
Предпочтительно установочный инструмент является частью промывочной трубы, используемой для установки гравийного фильтра. В данном случае спуск установочного инструмента содержит спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, при этом промывочная труба несет установочный инструмент. Этап высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя. Высвобождающая муфта перемещается, срезая по меньшей мере один срезной штифт и сдвигая высвобождающую муфту. Это дополнительно служит для освобождения по меньшей мере одной высвобождающей шпонки и высвобождения корпуса поршня.
Способ может также включать в себя добычу углеводородных текучих сред по меньшей мере из одного интервала вдоль необсаженного участка ствола скважины.
Для лучшего понимания настоящих изобретений к описанию прилагаются некоторые чертежи, диаграммы, графики и/или блок-схемы. Отмечается, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не считающиеся ограничивающими объем, поскольку изобретения могут иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.
На чертежах изображено следующее:
на фиг. 1 показан пример сечения ствола скважины. Ствол скважины пробурен через три различных подземных интервала, каждый интервал находится под пластовым давлением и содержит текучие среды;
на фиг. 2 показано с увеличением сечение заканчивания с необсаженным забоем ствола скважины фиг. 1. Заканчивание с необсаженной забоем на глубинах трех иллюстративных интервалов показано более подробно;
на фиг. 3А показано продольное сечение на виде сбоку компоновки пакера в одном варианте осуществления. Здесь основная труба показана с окружающими элементами пакера. Два механически устанавливаемых пакера показаны разнесенными друг от друга;
на фиг. 3В показано поперечное сечение компоновки пакера фиг. 3А, по линии 3В-3В фиг. 3А. Шунтирующие трубы показаны в компоновке пакера;
на фиг. 3С показано поперечное сечение компоновки пакера фиг. 3А, в альтернативном варианте осуществления. Вместо шунтирующих труб показаны транспортирующие трубы, соединенные в мани-фольд вокруг основной трубы;
на фиг. 4А показано продольное сечение на виде сбоку компоновки пакера фиг. 3А. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры установлены на противоположных концах компоновки пакера. В устройствах борьбы с поступлением песка использованы внешние шунтирующие трубы;
на фиг. 4В показано поперечное сечение компоновки пакера фиг. 4А по линии 4В-4В фиг. 4А. Шунтирующие трубы, показанные снаружи песчаного фильтра, создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц;
на фиг. 5А показано другое продольное сечение на виде сбоку компоновки пакера фиг. 3А. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры также установлены на противоположных концах компоновки пакера. Вместе с тем, в устройствах борьбы с поступлением песка использованы внутренние шунтирующие трубы;
на фиг. 5В показано поперечное сечение компоновки пакера фиг. 5А, по линии 5В-5В фиг. 5А. Шунтирующие трубы, показанные в песчаном фильтре, создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц;
на фиг. 6А показано продольное сечение на виде сбоку одного из механически устанавливаемых пакеров фиг. 3А. Механически устанавливаемый пакер показан в положении спуска в ствол скважины;
на фиг. 6В показано продольное сечение на виде сбоку механически устанавливаемого пакера фиг. 3А. Здесь механически устанавливаемый элемент пакера находится в положении установки;
на фиг. 6С показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6С-6С фиг. 6А;
на фиг. 6D показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6D-6D фиг. 6В;
на фиг. 6Е показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6Е-6Е фиг. 6А;
на фиг. 6F показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6F-6F фиг. 6В;
на фиг. 7А показана с увеличением высвобождающая шпонка фиг. 6А. Высвобождающая шпонка показана в положении спуска в скважину вместе с внутренним шпинделем. Срезной штифт еще не срезан;
на фиг. 7В показана с увеличением высвобождающая шпонка фиг. 6В. Срезной штифт срезан и высвобождающая шпонка ушла от внутреннего шпинделя;
на фиг. 7С показан вид в перспективе установочного инструмента, который можно использовать для защелкивания на высвобождающей муфте и, при этом, для среза срезного штифта в высвобождающей шпонке;
на фиг. 8A-8J показаны стадии процесса заполнения гравийного фильтра с использованием одной из компоновок пакера настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Каналы альтернативного пути потока созданы проходящими через элементы пакера компоновки пакера и через устройства борьбы с поступлением песка;
на фиг. 8K показана установленная компоновка пакера и заполненный гравийный фильтр в необса-женном стволе скважины после завершения процесса установки гравийного фильтра фиг. 8А-8^
на фиг. 9А показано сечение среднего интервала заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя фиг. 2. Здесь сдвоенный пакер установлен в устройстве борьбы с поступлением песка на среднем интервале для предотвращения притока пластовых текучих сред;
на фиг. 9В показано сечение среднего и нижнего интервалов заканчивания скважины с необсажен-ной зоной забоя фиг. 2. Здесь пробка установлена в компоновке пакера между средним и нижним интервалами для предотвращения прохода потока пластовых текучих сред вверх по стволу скважины из нижнего интервала;
на фиг. 10 показана блок схема последовательности этапов возможного способа заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем в одном варианте осуществления;
на фиг. 11 показана блок схема последовательности этапов способа установки пакера в одном варианте осуществления. Пакер установлен в необсаженном стволе скважины и включает в себя альтернативные каналы потока.
Определения
При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды в общем делятся на два класса: алифатические или углеводороды с нормальной цепью, и циклические углеводороды или углеводороды с замкнутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры материалов, содержащих углеводород, включают в себя любые формы природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать в качестве топлива или преобразовывать в топливо.
При использовании в данном документе термин "углеводородные текучие среды" относится к углеводороду или смесям углеводородов, являющихся газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, являющиеся газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или при окружающих условиях (15°С и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, угольный метан, сланцевую нефть, пиролизное масло, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, находящиеся в газообразном или жидком состоянии.
При использовании в данном документе термин "текучая среда" относится к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ.
При использовании в данном документе, термин "подземный" относится к геологическим слоям, находящимся ниже земной поверхности.
Термин "подземный интервал" относится к пласту или участку пласта, в котором могут находиться пластовые текучие среды. Текучие среды могут, например, являться углеводородными жидкостями, углеводородными газами, текучими средами на водной основе или их комбинациями.
При использовании в данном документе термин "ствол скважины" относится к стволу, выполненному под землей с помощью бурения и установки труб под землей. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое сечение или сечение другой формы. При использовании в данном документе термин "скважина", относящийся к стволу в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".
Термин "трубчатый элемент" относится к любой трубе, такой как звено обсадной колонны, участок хвостовика или патрубок.
Термин "устройство борьбы с поступлением песка" означает любое удлиненное трубное изделие, обеспечивающее приток текучей среды во внутренний канал или основную трубу и отфильтровывающее песок, мелкодисперсный материал и зернистые обломки породы из окружающего пласта.
Термин "альтернативные каналы потока" означает любую систему манифольдов и/или шунтирующих труб, обеспечивающих сообщение текучей средой через или вокруг скважинного устройства, такого как пакер, для обеспечения обхода пакера или любой преждевременно образовавшейся песчаной перемычки в кольцевой зоне и продолжения заполнения гравийного фильтра под устройством или над и под ним.
Описание конкретных вариантов осуществления
Изобретения описаны в данном документе для некоторых конкретных вариантов осуществления. Вместе с тем, хотя следующее подробное описание является конкретизированным для частных вариантов осуществления или применения, оно является только иллюстративным и не ограничивает объем изобретений.
Некоторые аспекты изобретений описаны с использованием различных фигур. На некоторых Фигурах верх чертежа обращен к поверхности, и низ чертежа к забою скважины. Хотя скважины обычно проходят заканчивание, по существу, в вертикальной ориентации, понятно, что скважины могут также проходить заканчивание, будучи наклонно-направленными и/или даже горизонтальными. Когда термины описания "верх и низ" или "верхний" и "нижний" или "ниже" используются со ссылкой на чертежи или в формуле изобретения, они указывают относительное расположение на чертеже или относительно условий формулы изобретения и не обязательно ориентацию в грунте, поскольку настоящее изобретение можно использовать независимо от ориентации ствола скважины.
На фиг. 1 показано сечение примера ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины образует канал 105, проходящий от поверхности 101 в подземное пространство 110. Ствол 100 скважины прошел заканчива-ние с созданием необсаженного участка 120 забоя в нижнем конце ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины выполнен для коммерческой добычи углеводородов. Эксплуатационная колонна 130 насосно-компрессорных труб оборудована в стволе 105 для подачи текучих сред добычи из необсаженного участка 120 забоя к поверхности 101.
Ствол 100 скважины включает в себя устьевую фонтанную арматуру, показанную схематично позицией 124. Устьевая фонтанная арматура 124 включает в себя задвижку 126 закрытия скважины. Задвижка 126 закрытия скважины регулирует приток текучих сред добычи из ствола 100 скважины. Кроме того, оборудован подземный предохранительный клапан 132 для отсечки текучих сред, поступающих по эксплуатационной колонне 130 насосно-компрессорных труб, в случае разрушения или катастрофического события над подземным предохранительным клапаном 132. Ствол 100 скважины может, если необходимо, иметь насос (не показано) на необсаженном участке 120 забоя или непосредственно над ним для подъема при механизированной добыче текучей среды из необсаженного участка 120 забоя к устьевой фонтанной арматуре 124.
Ствол 100 скважины прошел заканчивание с последовательной установкой труб в подземном пространстве 110. Данные трубы включают в себя первую обсадную колонну 102, часто называемую поверхностной обсадной колонной или направлением. Данные трубы также включают в себя, по меньшей мере, вторую и третью обсадные колонны 104 и 106. Данные обсадные колонны 104, 106 являются промежуточными обсадными колоннами, создающими крепление стенок ствола 100 скважины. Промежуточные обсадные колонны 104, 106 могут подвешиваться на поверхности, или они могут подвешиваться на предыдущей расположенной выше обсадной колонне с использованием расширяющегося хвостовика или подвески хвостовика. При этом трубная колонна, не доходящая до поверхности, обычно именуется "хвостовиком".
В примере устройства ствола скважины фиг. 1, промежуточная обсадная колонна 104 подвешена на поверхности 101, а обсадная колонна 106 подвешена на нижнем конце обсадной колонны 104. Дополнительные промежуточные обсадные колонны (не показано) также могут использоваться. Настоящие изобретения не ограничены используемым типом устройства обсадной колонны.
Каждая обсадная колонна 102, 104, 106 крепится по месту цементом 108. Цемент 108 изолирует различные пласты геологической среды 110 от ствола 100 скважины и друг от друга. Цемент 108 проходит от поверхности 101 до глубины "L" на нижнем конце обсадной колонны 106. При этом некоторые промежуточные обсадные колонны могут полностью не цементироваться.
Кольцевое пространство 204 образуется между эксплуатационной колонной 130 насосно-компрессорных труб и окружающей обсадной колонной 106. Эксплуатационный пакер 206 изолирует кольцевое пространство 204 вблизи нижнего конца "L" обсадной колонны 106.
Во многих стволах скважин конечная обсадная колонна, называемая эксплуатационной обсадной колонной, цементируется по месту на глубине, где располагаются подземные интервалы добычи. Вместе с тем, показанный ствол 100 скважины прошел заканчивание, как ствол скважины с необсаженным забоем. Соответственно, ствол 100 скважины не включает в себя конечную обсадную колонну на необсажен-ном участке 120 забоя.
В примере ствола 100 скважины необсаженный участок 120 забоя пересекает три различных подземных интервала. Интервалы показаны, как верхний интервал 112, промежуточный интервал 114 и нижний интервал 116. Верхний интервал 112 и нижний интервал 116 могут, например, содержать ценные нефтеносные залежи, подлежащие добыче, а промежуточный интервал 114 может содержать в основном воду или другие текучие среды на водной основе в своем поровом объеме. Это может получаться вследствие присутствия зон природной воды, тонких прослоек высокой проницаемости, естественных трещин, соединенных с водоносным пластом или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В данном примере имеется вероятность поступления воды в ствол 100 скважины.
Альтернативно, верхний и промежуточный интервалы 112 и 114 могут содержать углеводородные
текучие среды, подлежащие добыче, переработке и продаже, а нижний интервал 116 может содержать нефть вместе с увеличивающимся количеством воды. Увеличение может происходить вследствие образования конуса обводнения в скважине, т.е. подъема вблизи скважины границы углеводородно-водного контакта. В данном примере также имеется вероятность поступления воды в ствол 100 скважины.
Также альтернативно, верхний и нижний интервалы 112, 116 могут являться продуктивными для добычи углеводородных текучих сред из песчаника или другой породы проницаемой матрицы, а промежуточный интервал 114 может представлять собой непроницаемый сланец или иначе, являться, по существу, непроницаемым для текучих сред.
В любом из данных случаев оператору необходимо изолировать выбранные зоны или интервалы. В первом примере оператору необходимо изолировать промежуточный интервал 114 от эксплуатационной колонны 130 и от верхнего и нижнего интервалов 112, 116 так, чтобы в основном углеводородные текучие среды получать через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. Во втором примере оператору необходимо изолировать нижний интервал 116 от эксплуатационной колонны 130 и верхнего и промежуточного интервалов 112, 114 так, чтобы в основном углеводородные текучие среды получать через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. В третьем примере оператору необходимо изолировать верхний интервал 112 от нижнего интервала 116, но нет необходимости изолировать промежуточный интервал 114. Необходимые решения в контексте заканчивания с необсаженным забоем приведены в данном документе, и описаны более подробно ниже и показаны на соответствующих прилагаемых чертежах.
При добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, имеющего заканчивание с необса-женным забоем, необходимо не только изолировать выбранные интервалы, но также ограничивать поступление частиц песка и других мелкодисперсных частиц. Для предотвращения миграции пластовых частиц в эксплуатационную колонну 130 во время эксплуатации устройства 200 борьбы с поступлением песка спущены в ствол 100 скважины. Это описано более подробно ниже и показано на фиг. 2 и фиг. 8A-8J.
Показанные на фиг. 2 устройства 200 борьбы с поступлением песка содержат удлиненное трубное изделие, называемое основной трубой 205. Основная труба 205 обычно составлена из множества скрепленных трубных звеньев. Основная труба 205 (или каждое трубное звено в составе основной трубы 205) обычно имеет небольшие перфорации или щели для обеспечения притока текучих сред добычи.
Устройства 200 борьбы с поступлением песка также содержат фильтрующее средство 207 навитое или иначе размещенное радиально вокруг основных труб 205. Фильтрующее средство 207 может являться проволочным сетчатым фильтром или навитой проволокой, закрепленной вокруг основной трубы 205. Фильтрующее средство 207 предотвращает поступление песка или других частиц с диаметром больше заданного в основную трубу 205 и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.
В дополнение к устройствам 200 борьбы с поступлением песка ствол 100 скважины включает в себя одну или несколько компоновок 210 пакеров. В примере устройства фиг. 1 и 2 ствол 100 скважины имеет верхнюю компоновку 210' пакера и нижнюю компоновку 210" пакера. Вместе с тем, дополнительные компоновки 210 пакеров или одну компоновку 210 пакера можно использовать. Компоновки 210', 210" пакеров индивидуально выполнены с возможностью герметизации кольцевого пространства (показано позицией 202 фиг. 2) между различными устройствами 200 борьбы с поступлением песка и окружающей стенкой 201 необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины.
На фиг. 2 показано с увеличением сечение необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины фиг. 1. Необсаженный участок 120 забоя и три интервала 112, 114, 116 показаны более четко. Верхняя компоновка 210' и нижняя компоновка 210" пакеров также показаны более четко вблизи верхней и нижней границы промежуточного интервала 114, соответственно. Наконец, показаны устройства 200 борьбы с поступлением песка вдоль каждого из интервалов 112, 114, 116.
Что касается самих компоновок пакера, каждая компоновка 210', 210" пакера содержит по меньшей мере два пакера. Пакеры предпочтительно устанавливаются с помощью комбинации механических манипуляций и гидравлических сил. Компоновки 210 пакеров представлены верхним пакером 212 и нижним пакером 214. Каждый пакер 212, 214 имеет расширяющийся участок или элемент, изготовленный из эластомерного или термопластичного материала, способного создавать, по меньшей мере, временную изоляцию текучей среды, прижимаясь к окружающей стенке 2 01 ствола скважины.
Элементы верхнего и нижнего пакеров 212, 214 должны быть способны выдерживать давления и нагрузки, связанные с процессом заполнения гравийного фильтра. Обычно, такие давления составляют от около 2000 фунт/дюйм2 (13,8 МПа) до около 3000 фунт/дюйм2 (20,7 МПа). Элементы пакеров 212, 214 должны также выдерживать нагрузку вследствие перепадов давления в стволе скважины и/или коллекторе, вызванных природными нарушениями, истощением, добычей или нагнетанием. Эксплуатация может включать в себя селективную добычу или регулирование дебитов добычи для соответствия законодательным и нормативным требованиям. Операции нагнетания могут включать в себя избирательное нагнетание текучей среды для планового поддержания давления в коллекторе. Операции нагнетания могут также включать в себя селективную обработку для интенсификации притока в виде кислотного гидроразрыва пласта, матричной кислотной обработки или устранения повреждения пласта.
Поверхность уплотнения или элементы для механически устанавливаемых пакеров 212, 214 должна занимать отрезок длины порядка нескольких дюймов для выполнения подходящего гидравлического уплотнения. В одном аспекте каждый из элементов проходит по длине от около 6 дюймов (15,2 см) до около 24 дюймов (70,0 см).
Элементы для пакеров 212, 214 предпочтительно являются элементами манжетного типа. Элементы манжетного типа для использования в заканчивании с обсаженной зоной забоя хорошо известны. Вместе с тем, для использования в заканчивании скважин с необсаженной зоной забоя они практически неизвестны, поскольку не разработаны для расширения и входа в контакт с диаметром необсаженного ствола. Предпочтительная конфигурация манжетного типа поверхностей уплотнения элементов пакеров 212, 214 должна содействовать поддержанию, по меньшей мере, временного уплотнения на стенке 201 промежуточного интервала 114 (или другого интервала) при увеличении давления во время заполнения гравийного фильтра.
Верхний и нижний пакеры 212, 214 устанавливают до начала заполнения гравийного фильтра. Как описано более подробно ниже, пакеры 212, 214 можно устанавливать с помощью смещения высвобождающих муфт. Смещение, в свою очередь, обеспечивается действием гидростатического давления в направлении вниз на шпиндель поршня. Шпиндель поршня действует вниз на центратор и/или элементы пакера, обуславливая их расширение вплотную к стенке 201 ствола скважины. Расширяющиеся участки верхнего и нижнего пакеров 212, 214 расширяются, входя в контакт с окружающей стенкой 201 для изоляции кольцевой зоны 202 на выбранной глубине вдоль интервала заканчивания скважины с необсажен-ным участком 120.
На фиг. 2 показан шпиндель, позиция 215. Позиция может представлять шпиндель поршня и другие шпиндели, используемые в пакерах 212, 214, как описано более подробно ниже.
Верхний и нижний пакер 212, 214 могут в общем являться зеркальными друг другу, за исключением высвобождающих муфт или других соединительных механизмов. Одностороннее перемещение толкателя (показано на фиг. 7А и 7В и рассмотрено ниже) должно обеспечивать последовательное или одновременное активирование пакеров 212, 214. Нижний пакер 214 активируется первым, следующим активируется верхний пакер 212, когда толкатель вытягивается вверх через внутренний шпиндель (показано на фиг. 6А и 6В и рассмотрено ниже). Предпочтительно создание короткого интервала между верхним и нижним пакерами 212, 214.
Компоновки 210', 210" пакеров помогают в контроле и управлении текучими средами, добываемыми из различных зон. В этом отношении компоновки 210', 210" пакеров обеспечивают оператору возможность изоляции интервалов либо добычи или нагнетания, в зависимости от функции скважины. Установка компоновок 210', 210" пакеров вначале заканчивания обеспечивает оператору отсечку добычи из одной или нескольких зон в течение жизненного цикла скважины для ограничения поступления воды или, в некоторых случаях, ненужной неконденсирующейся текучей среды, такой как сероводород.
Пакеры практически не устанавливают при использовании гравийного фильтра на участке необса-женного забоя вследствие трудностей в создании уплотнения на необсаженном участке, и вследствие трудностей создания сплошного гравийного фильтра выше и ниже пакера. В связанных патентных заявках US 2009/0294128 и 2010/0032158 раскрыты устройство и способы установки гравийного фильтра на необсаженном участке ствола скважины после установки пакера на интервале заканчивания. Изоляция зон при заканчивании с гравийным фильтром на необсаженном участке ствола скважины может создаваться с использованием элемента пакера и вспомогательных (или "альтернативных") путей потока для обеспечения, как изоляции зон, так и установки гравийного фильтра с альтернативным путем потока.
Некоторые технические проблемы остаются нерешенными применительно к способам, раскрытым в публикациях US 2009/0294128 и 2010/0032158, в части касающейся пакеров. Заявки указывают, что пакер может являться гидравлически приводимым в действие расширяющимся элементом. Такой расширяющийся элемент может быть изготовлен из эластомера или термопласта. Вместе с тем, разработка элементов пакера из таких материалов требует соответствия элементов пакера особенно высокому уровню показателей работы. При этом элемент пакера должен быть способен поддерживать изоляцию зон в течение нескольких лет под высокими давлениями и/или при высоких температурах и/или в кислотных текучих средах. В качестве альтернативы в заявках указано, что пакер может являться набухающим резиновым элементом, расширяющимся в присутствии углеводородов, воды или другого управляющего воздействия. Вместе с тем, известно, что набухание эластомеров обычно требует около 3 0 дней или больше до полного расширения для установления непроницаемого для текучей среды уплотнения с окружающим пластом породы. Поэтому улучшенные пакеры и устройства изоляции зон предложены в данном документе.
На фиг. 3А показана являющаяся примером компоновка 300 пакера, создающая альтернативный путь потока для гравийной суспензии. Компоновка 300 пакера показана с продольным сечением на виде сбоку. Компоновка 300 пакера включает в себя различные компоненты, которые можно использовать для уплотнения кольцевого пространства на необсаженном участке 120.
Компоновка 300 пакера включает в себя основную корпусную секцию 302. Основная корпусная секция 302 предпочтительно изготовлена из стали или из стальных сплавов. Основную корпусную сек
цию 302 выполняют заданной длины 316, например около 40 фут (12,2 м). Основная корпусная секция 302 содержит индивидуальные трубные звенья, которые должны иметь длину между около 10 футов (3,0 м) и 50 футов (15,2 м). Трубные звенья обычно свинчены торец к торцу для образования основной корпусной секции 302 с длиной 316.
Компоновка 300 пакера также включает в себя противоположные механически устанавливаемые пакеры 304. Механически устанавливаемые пакеры 304, показанные схематично, в общем аналогичны механически устанавливаемым элементам пакера 212 и 214 фиг. 2. Пакеры 304 предпочтительно включают в себя эластомерные элементы манжетного типа длиной меньше 1 фут (0,3 м). Как описано дополнительно ниже, пакеры 304 имеют альтернативные каналы потока, что однозначно обеспечивает установку пакеров 304 до нагнетания гравийной суспензии в ствол скважины.
Короткий интервал 308 создан между механически устанавливаемыми пакерами 304. Интервал показан позицией 308. Когда пакеры 304 выполнены зеркальными друг другу, элементы манжетного типа способны противостоять давлению текучей среды как сверху, так и снизу компоновки пакера.
Компоновка 300 пакера также включает в себя множество шунтирующих труб. Шунтирующие трубы показаны пунктирной линией, позиция 318. Шунтирующие трубы 318 можно также называть транспортирующими трубами или соединительными трубами. Шунтирующие трубы 318 являются неперфо-рированными секциями трубы, проходящими по длине 316 механически устанавливаемых пакеров 304 и интервала 308. Шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакера выполнены с возможностью герметичного соединения с шунтирующими трубами на присоединенных песчаных фильтрах, как рассмотрено дополнительно ниже.
Шунтирующие трубы 318 создают альтернативный путь потока через механически устанавливаемые пакеры 304 и промежуточный интервал 308. Это обеспечивает транспортировку шунтирующими трубами 318 текучей среды-носителя вместе с гравием на различные интервалы 112, 114 и 116 необса-женного участка 120 ствола 100 скважины.
Компоновка 300 пакера также включает в себя соединительные элементы. Элементы могут представлять собой традиционные резьбовые замковые детали. Замковый ниппель 306 создан на первом конце компоновки 300 пакера. Замковый ниппель 306 имеет внешнюю резьбу для соединения с резьбой замковой муфты песчаного фильтра или другой трубы. Замковая муфта 310 с внутренней резьбой создана на противоположном втором конце. Замковая муфта 310 служит замковой деталью для замкового ниппеля песчаного фильтра или другого трубчатого элемента.
Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 могут быть выполнены из стали или стальных сплавов. Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 выполнены с заданной длиной 314, такой как 4 дюйма (10,2 см) - 4 фута (1,2 м) (или другой подходящей длины). Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 также имеют заданные внутренний и наружный диаметры. Замковый ниппель 306 имеет внешнюю резьбу 307, а замковая муфта 310 имеет внутреннюю резьбу 311. Данные резьбы 307 и 311 можно использовать для образования герметичного соединения между компоновкой 300 пакера и устройствами борьбы с поступлением песка или другими трубными частями.
Поперечное сечение компоновки 300 пакера показано на фиг. 3В. Сечение фиг. 3В проходит по линии ЗВ-ЗВ фиг. ЗА. Различные шунтирующие трубы 318 установлены радиально на равном расстоянии вокруг основной трубы 302. Центральный канал 305 показан в основной трубе 302. Центральный канал 305 принимает текучие среды добычи во время эксплуатации и подает их в эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.
На фиг. 4А показано продольное сечение на виде сбоку устройства 400 изоляции зон в одном варианте осуществления. Устройство 400 изоляции зон включает в себя компоновку 300 пакера фиг. 3А. Кроме того, устройства 200 борьбы с поступлением песка соединены на противоположных концах с замковым ниппелем 306 и замковой муфтой 310, соответственно. Шунтирующие трубы 318 компоновки 300 пакера показаны соединенными с шунтирующими трубами 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка.
Шунтирующие трубы 218 представляют собой трубы заполнения фильтра, которые обеспечивают подачу гравийной суспензии между кольцевым пространством ствола скважины и трубами 218. Шунтирующие трубы 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка, если необходимо, включают в себя клапаны 209 для регулирования расхода гравийной суспензии, например в трубах заполнения фильтра (не показано).
На фиг. 4В показано продольное сечение на виде сбоку устройства 400 изоляции зон. Сечение фиг. 4В проходит по линии 4В-4В фиг. 4А. Это сечение через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 4В показана щелевая или перфорированная основная труба 205. Труба соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105, показанный в основной трубе 205, служит для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.
Наружная сетка 220 расположена непосредственно вокруг основной трубы 205. Наружная сетка 220 предпочтительно представляет собой проволочную сетку или проволоку, навитую по спирали вокруг основной трубы 205, служащую фильтром. Кроме того, шунтирующие трубы 218 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг наружной сетки 205. Это означает, что устройства 200 борьбы с поступ
лением песка дают вариант осуществления с внешними шунтирующими трубами 218 (или альтернативными каналами потока).
Конфигурация шунтирующих труб 218 является предпочтительно концентричной. Это показано на поперечном сечении фиг. 3В. Вместе с тем, шунтирующие трубы 218 можно спроектировать эксцентричными. Например, на фиг. 2В в патенте US 7661476 показано устройство "известной техники" для борьбы с поступлением песка, в котором трубы 208А заполнения фильтра и транспортирующие трубы 208b установлены снаружи основной трубы 202 и окружающего фильтрующего средства 204.
В устройстве фиг. 4А и 4В, шунтирующие трубы 218 расположены снаружи фильтрующего средства или наружной сетки 220. Конфигурацию устройства 200 борьбы с поступлением песка можно модифицировать. При этом шунтирующие трубы 218 можно переместить внутрь фильтрующего средства 220.
На фиг. 5А показано продольное сечение на виде сбоку устройства 500 изоляции зон в альтернативном варианте осуществления. В данном варианте осуществления устройства 200 борьбы с поступлением песка также соединены на противоположных концах с замковым ниппелем 306 и замковой муфтой 310, соответственно, компоновки 300 пакера. Кроме того, шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакера показаны соединенными с шунтирующими трубами 218 на компоновке 200 борьбы с поступлением песка. Вместе с тем на фиг. 5А в компоновке 200 борьбы с поступлением песка использованы внутренние шунтирующие трубы 218, т.е. шунтирующие трубы 218 расположены между основной трубой 205 и окружающим фильтром 220.
На фиг. 5В показано продольное сечение на виде сбоку устройства 500 изоляции зон. Сечение фиг. 5В проходит по линии 5В-5В фиг. 5А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 5В также показана щелевая или перфорированная основная труба 205. Труба является аналогичной основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105, показанный в основной трубе 205, служит для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.
Шунтирующие трубы 218 установлены радиально на равном расстоянии вокруг основной трубы 205. Шунтирующие трубы 218 располагаются непосредственно вокруг основной трубы 205 и в окружающем фильтрующем средстве 220. Это означает, что устройства 200 борьбы с поступлением песка фиг. 5А и 5В дают вариант осуществления для внутренних шунтирующих труб 218.
Кольцевая зона 225 создана между основной трубой 205 и окружающей наружной сеткой или фильтрующим средством 220. Кольцевая зона 225 принимает приток текучих сред добычи в стволе скважины. Наружная проволочная обмотка 220 опирается на множество проходящих радиально поддерживающих ребер 222. Ребра 222 проходят через кольцевую зону 225.
На фиг. 4А и 5А показаны устройства для соединения звеньев борьбы с поступлением песка с компоновкой пакера. Шунтирующие трубы 318 (или альтернативные каналы потока) в пакерах гидравлически соединяются с шунтирующими трубами 218 вдоль песчаных фильтров 200. Вместе с тем устройства 400, 500 изоляции зон фиг. 4А-4В и 5А-5В являются только примером. В альтернативном устройстве соединение в манифольд можно использовать для создания гидравлического сообщения между шунтирующими трубами 218 и шунтирующими трубами 318.
На фиг. 3С показано поперечное сечение компоновки 300 пакера фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. В данном устройстве шунтирующие трубы 218 выполнены соединенными в мани-фольд вокруг основной трубы 302. Поддерживающее кольцо 315 создано вокруг шунтирующих труб 318. Также понятно, что настоящее устройство и способы не ограничены конкретным конструктивным исполнением и устройством шунтирующих труб 318, если байпас суспензии создается для компоновки 210 пакера. Вместе с тем предпочтительным является использование концентричного устройства.
Следует также отметить, что механизм соединительных муфт для устройств 200 борьбы с поступлением песка в компоновке 300 пакера может включать в себя герметизирующий механизм (не показано). Герметизирующий механизм предотвращает утечку суспензии, находящейся в альтернативном пути потока, образованном шунтирующими трубами. Примеры таких герметизирующих механизмов описаны в следующих материалах: в US 6464261; WO 2004/094769; WO 2005/031105; US 2004/0140089; US 2005/0028977; US 2005/0061501 и US 2005/0082060.
Как отмечается, компоновка 300 пакера включает в себя пару механически устанавливаемых паке-ров 304. При использовании компоновки 300 пакеры 304 предпочтительно устанавливают до нагнетания суспензии и формирования гравийного фильтра. При этом требуется специальное устройство пакера, в котором шунтирующие трубы созданы для альтернативного канала потока.
Пакеры 304 фиг. 3А показаны схематично. Вместе с тем, на фиг. 6А и 6В более подробно показан механически устанавливаемый пакер 600, который можно использовать в компоновке пакера фиг. 3А в одном варианте осуществления. На фиг. 6А и 6В показаны продольные сечения. На фиг. 6А пакер 600 показан в положении спуска в скважину, а на фиг. 6В пакер 600 находится в положении установки.
Пакер 600 включает в себя внутренний шпиндель 610. Внутренний шпиндель 610 образует удлиненное трубное изделие, создающее центральный канал 605. Центральный канал 605 создает основной путь потока текучих сред добычи через пакер 600. После установки и начала эксплуатации центральный канал 605 транспортирует текучие среды добычи в канал 105 песчаных фильтров 200 (см. фиг. 4А и 4В) и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб (см. фиг. 1 и 2).
Пакер 600 также включает в себя первый конец 602. Резьба 604 выполнена вдоль внутреннего шпинделя 610 на первом конце 602. Резьба 604 примера является внешней резьбой. Замковая муфта 614 с внутренней резьбой на обоих концах соединяется или навинчивается на резьбу 604 на первом конце 602. Первый конец 602 внутреннего шпинделя 610 с замковой муфтой 614 называется муфтовым концом. Второй конец (не показано) внутреннего шпинделя 610 имеет внешнюю резьбу и называется ниппельным концом. Ниппельный конец (не показано) внутреннего шпинделя 610 обеспечивает соединение па-кера 600 с муфтовым концом песчаного фильтра или другим трубным изделием, таким как корпус автономного фильтра, измерительного модуля, эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб или неперфорированная труба.
Замковая муфта 614 на муфтовом конце 602 обеспечивает соединение пакера 600 с ниппельным концом песчаного фильтра или другим трубным изделием, например автономным фильтром, измерительным модулем, эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб или неперфорированной трубой.
Внутренний шпиндель 610 проходит по длине пакера 600. Внутренний шпиндель 610 может быть собран из нескольких соединенных частей или звеньев. Внутренний шпиндель 610 имеет несколько уменьшенный внутренний диаметр вблизи первого конца 602. Это получается вследствие выполнения станочной обработкой установочного упора 606 внутри шпинделя. Как описано более подробно ниже, установочный упор 606 захватывает высвобождающую муфту 710 в ответ на приложение механической силы установочным инструментом.
Пакер 600 также включает в себя шпиндель 620 поршня. Шпиндель 620 поршня проходит в общем от первого конца 602 пакера 600. Шпиндель 620 поршня может быть собран из нескольких соединенных частей или звеньев. Шпиндель 620 поршня образует удлиненное трубное изделие, расположенное по периметру вокруг и, по существу, концентрично с внутренним шпинделем 610. Кольцевое пространство 625 образуется между внутренним шпинделем 610 и окружающим шпинделем 620 поршня. Кольцевое пространство 625 предпочтительно создает вспомогательный путь потока или альтернативные каналы потока для текучих сред.
В устройстве фиг. 6А и 6В, альтернативные каналы потока, образованные кольцевым пространством 625, расположены снаружи внутреннего шпинделя 610. Вместе с тем пакер можно переконфигурировать с расположением альтернативных каналов потока в канале 605 внутреннего шпинделя 610. В любом случае, альтернативные каналы потока располагаются "вдоль" внутреннего шпинделя 610.
Кольцевое пространство 625 гидравлически сообщается с вспомогательным путем потока другого скважинного инструмента (не показано на фиг. 6А и 6В). Такой отдельный инструмент может являться, например, песчаными фильтрами 200 фиг. 4А и 5А, или неперфорированной трубой, или другим трубным изделием. Трубное изделие может иметь или не иметь альтернативных каналов потока.
Пакер 600 также включает в себя соединительную муфту 630. Соединительная муфта 630 соединяется и уплотняется (например, с помощью эластомерных колец круглого сечения) со шпинделем 620 поршня на первом конце 602. Соединительная муфта 630 затем свинчивается и зашплинтовывается с замковой муфтой 614, свинченной с внутренним шпинделем 610, при этом предотвращается относительное вращение между внутренним шпинделем 610 и соединительной муфтой 630. Первый воспринимающий крутящий момент винт, показанный позицией 632, служит для зашплинтовывания соединительной муфты с замковой муфтой 614.
В одном аспекте также использована шпонка 634 типа NACA (Национальный Консультативный Комитет по Аэронавтике (США). Шпонка 634 типа NACA устанавливается внутри соединительной муфты 630, и снаружи резьбовой замковой муфты 614. Первый воспринимающий крутящий момент винт, позиция 632, соединяет соединительную муфту 630 со шпонкой 634 типа NACA и затем с замковой муфтой 614. Второй воспринимающий крутящий момент болт, позиция 636, соединяет соединительную муфту 630 со шпонкой 634 типа NACA. Шпонки типа NACA могут (а) скреплять соединительную муфту 630 с внутренним шпинделем 610 с помощью замковой муфты 614, (б) предотвращать вращение соединительной муфты 630 вокруг внутреннего шпинделя 610, и (с) обеспечивать безвихревое движение суспензии по кольцевому пространству 612 для уменьшения трения.
В пакере 600 кольцевое пространство 625 вокруг внутреннего шпинделя 610 изолировано от основного канала 605. Кроме того, кольцевое пространство 625 изолировано от окружающего кольцевого пространства ствола скважины (не показано). Кольцевое пространство 625 обеспечивает переход гравийной суспензии из альтернативных каналов потока (таких как шунтирующие трубы 218) через пакер 600. Таким образом кольцевое пространство 625 становится альтернативным каналом (каналами) потока для пакера 600.
При эксплуатации кольцевое пространство 612 расположено на первом конце 602 пакера 600. Кольцевое пространство 612 расположено между замковой муфтой 614 и соединительной муфтой 630. Кольцевое пространство 612 принимает суспензию из альтернативных каналов потока соединенного трубного изделия, и подает суспензию в кольцевое пространство 625. Трубное изделие может принадлежать, например, смежному песчаному фильтру, неперфорированной трубе или устройству изоляции зон.
Пакер 600 также включает в себя несущий нагрузку упор 626. Несущий нагрузку упор 626 установ
лен вблизи конца шпинделя 620 поршня, где соединительная муфта 630 соединяется и уплотняется. Сплошная секция на конце шпинделя 620 поршня имеет внутренний диаметр и наружный диаметр. Несущий нагрузку упор 626 установлен по наружному диаметру. На внутреннем диаметре имеется резьба, соединяющаяся с резьбой на внутреннем шпинделе 610. По меньшей мере один альтернативный канал потока образуется между внутренним и наружным диаметрами для соединения потока между кольцевым пространством 612 и кольцевым пространством 625.
Несущий нагрузку упор 626 создает место приложения нагрузки. Во время работы буровой установки, грузовая переходная муфта или грузозахватное устройство (не показано) устанавливают вокруг несущего нагрузку упора 626 для обеспечения подъема и несения пакера 600 обычными элеваторами. Несущий нагрузку упор 626 при этом временно используют для несения веса пакера 600 (и любых соединенных устройств заканчивания, таких как звенья песчаного фильтра уже спущенные в скважину) при установке на буровом полу. Нагрузка может при этом передаваться с несущего нагрузку упора 626 на деталь резьбового трубного замка, такую как замковая муфта 614, затем на внутренний шпиндель 610 или основную трубу 205, которая является трубой, свинченной с замковой муфтой 614.
Пакер 600 также включает в себя корпус 640 поршня. Корпус 640 поршня располагается вокруг и является, по существу, концентричным со шпинделем 620 поршня. Пакер 600 выполнен с возможностью обеспечения перемещения корпуса 640 поршня аксиально вдоль и относительно шпинделя 620 поршня. Конкретно, корпус 640 поршня перемещается в зоне забоя гидростатическим давлением. Корпус 640 поршня может быть собран из нескольких соединенных частей или звеньев.
Корпус 640 поршня удерживается на месте вдоль шпинделя 620 поршня во время спуска в скважину. Корпус 640 поршня закреплен с использованием высвобождающей муфты 710 и высвобождающей шпонки 715. Высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 предотвращают относительное линейное перемещение между кожухом 640 поршня и шпинделем 620 поршня. Высвобождающая шпонка 715 проходит как через шпиндель 620 поршня, так и через внутренний шпиндель 610.
На фиг. 7А и 7В показаны с увеличением высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 для пакера 600. Высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 удерживаются на месте срезным штифтом 720. На фиг. 7А срезной штифт 720 еще не срезан и высвобождающая муфта 710, и высвобождающая шпонка 715 удерживаются на месте с внутренним шпинделем 610. Вместе с тем на фиг. 7В срезной штифт 720 срезан и высвобождающая муфта 710 линейно переместилась вдоль внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610.
На каждой из фиг. 7А и 7В показаны внутренний шпиндель 610 и окружающим шпинделем 620 поршня. Кроме того, корпус 640 поршня показан снаружи шпинделя 620 поршня. Три трубных изделия, внутренний шпиндель 610, шпиндель 620 поршня и корпус 640 поршня скреплены друг с другом для исключения линейного перемещения или вращения четырьмя высвобождающими шпонками 715. Только одна из высвобождающих шпонок 715 показана на фиг. 7А; вместе с тем, четыре отдельных шпонки 715, расположенные радиально, показаны на поперечном сечении фиг. 6Е, описано ниже.
Высвобождающая шпонка 715 располагается в шпоночном пазу 615. Шпоночный паз 615 проходит через внутренний шпиндель 610 и шпиндель 620 поршня. Высвобождающая шпонка 715 включает в себя упор 734. Упор 734 располагается в углублении 624 под упор в шпинделе 620 поршня. Углубление 624 под упор является достаточно большим для обеспечения упору 734 перемещения радиально в направлении внутрь. Вместе с тем, такой ход сдерживается, как показано на фиг. 7А, благодаря присутствию высвобождающей муфты 710.
Отмечается, что кольцевое пространство 625 между внутренним шпинделем 610 и шпинделем 620 поршня не показано на фиг. 7А или 7В. Кольцевое пространство 625 не показано, поскольку не проходит через данное сечение или весьма мало. Вместо этого кольцевое пространство 625 использует отдельные радиально-разнесенные каналы, при этом сохраняется опора для высвобождающих шпонок 715, как лучше всего показано на фиг. 6Е. Другими словами, большие каналы, формирующие кольцевое пространство 625, расположены на удалении от материала конструкции внутреннего шпинделя 610, окружающего шпоночные пазы 615.
На месте каждой высвобождающей шпонки выполнен станочной обработкой шпоночный паз 615, проходящий через внутренний шпиндель 610. Шпоночные пазы 615 сверлятся для размещения соответствующих высвобождающих шпонок 715. Под четыре высвобождающих шпонки 715 должны выполняться четыре отдельных упора, разнесенных по периметру, значительно уменьшающие кольцевое пространство 625. Оставшаяся область кольцевого пространства 625 между смежными упорами обеспечивает потоку в альтернативном канале 625 потока обход высвобождающей шпонки 715.
Упоры можно выполнять станочной обработкой, как часть корпуса внутреннего шпинделя 610. Конкретнее, материал конструкции, составляющий внутреннюю часть шпинделя 610, может пройти станочную обработку для выполнения упоров. Альтернативно, упоры могут быть выполнены станочной обработкой как короткий высвобождающий шпиндель (не показано), который затем свинчивается с внутренним шпинделем 610. Также альтернативно, упоры могут представлять собой отдельное дистанцирующее устройство, закрепленное между внутренним шпинделем 610 и шпинделем 620 поршня с помощью сварки или другого средства.
Также здесь отмечается, что на фиг. 6А шпиндель 620 поршня показан как интегральный корпус. Вместе с тем участок шпинделя 620 поршня, где расположены шпоночные пазы 615, может являться отдельным коротким высвобождающим корпусом. Такой отдельный корпус соединяется с основным шпинделем 620 поршня.
Каждая высвобождающая шпонка 715 имеет отверстие 732. Аналогично, высвобождающая муфта 710 имеет отверстие 722. Отверстие 732 в высвобождающей шпонке 715 и отверстие 722 в высвобождающей муфте 710 имеют размеры и выполнены с возможностью приема срезного штифта. Срезной штифт показан позицией 720. На фиг. 7А срезной штифт 720 удерживается в отверстиях 732, 722 высвобождающей муфтой 710. Вместе с тем на фиг. 7В срезной штифт 720 срезан и только небольшой участок штифта 720 остается показан.
Наружная кромка высвобождающей шпонки 715 имеет ребристую поверхность или зубья. Зубья для высвобождающей шпонки 715 показаны позицией 736. Зубья 736 высвобождающей шпонки 715 являются наклонными и выполнены с возможностью стыковки с соответствующей ребристой поверхностью в корпус 640 поршня. Стыкующаяся ребристая поверхность (или зубья) для корпуса 640 поршня показана позицией 646. Зубья 646 расположены на внутренней поверхности корпуса 640 поршня. При входе в контакт зубья 736, 646 предотвращают перемещение корпуса 640 поршня относительно шпинделя 620 поршня или внутреннего шпинделя 610. Предпочтительно стыкующаяся ребристая поверхность или зубья 646 расположены на внутренней поверхности отдельной короткой наружной высвобождающей муфты, которая свинчивается с кожухом 64 0 поршня.
Так же, как показано на фиг. 6А и 6В, пакер 600 включает в себя центрирующий элемент 650. Центрирующий элемент 650 приводится в действие перемещением корпуса 640 поршня. Центрирующий элемент 650 может являться, например, элементом, описанным в материале US 2011/0042106.
Пакер 600 дополнительно включает в себя уплотняющий элемент 655. Когда центрирующий элемент 650 приводится в действие и центрирует пакер 600 в окружающем стволе скважины, корпус 640 поршня продолжает перемещение для приведения в действие уплотняющего элемента 655, как описано в
материале US 2009/0308592.
На фиг. 6А центрирующий элемент 650 и уплотняющий элемент 655 занимают положение для спуска в скважину. На фиг. 6В, центрирующий элемент 650 и соединенный уплотняющий элемент 655 приведены в действие. Это означает, что корпус 640 поршня переместился вдоль шпинделя 620 поршня, обеспечивая вход как центрирующего элемента 650, так и уплотняющего элемента 655 в контакт с окружающей стенкой ствола скважины.
Распорную систему, описанную в материале WO 2010/084353 можно использовать для предотвращения отхода назад корпуса 640 поршня. Это предотвращает сокращение манжетного элемента 655.
Как отмечается, перемещение корпуса 64 0 поршня происходит под действием гидростатического давления скважинных текучих сред, включающих в себя гравийную суспензию. В положении спуска в скважину пакера 600 (показано на фиг. 6А), корпус 640 поршня удерживается на месте высвобождающей муфтой 710 и соответствующей шпонкой 715 поршня. Данное положение показано на фиг. 7А. Для установки пакера 600 (согласно фиг. 6В), высвобождающая муфта 710 должна быть убрана с пути высвобождающей шпонки 715 для отсоединения зубьев 736 высвобождающей шпонки 715 от зубьев 646 корпуса 640 поршня. Данное положение показано на фиг. 7В.
Для перемещения высвобождающей муфты 710 используется установочный инструмент. Пример установочного инструмента показан позицией 750 на фиг. 7С. Установочный инструмент 750 образует короткий цилиндрический корпус 755. Предпочтительно установочный инструмент 750 спускают в ствол скважины с промывочной колонной (не показано). Перемещением промывочной колонны вдоль ствола скважины можно управлять с поверхности.
Верхний конец 752 установочного инструмента 750 снабжен несколькими радиальными пальцами 760 фиксатора в виде разрезной втулки. Пальцы 760 фиксатора в виде разрезной втулки складываются под воздействием достаточной направленной внутрь силы. При работе пальцы 760 фиксатора в виде разрезной втулки защелкиваются в профиль 724, выполненный вдоль высвобождающей муфты 710. Пальцы 760 фиксатора в виде разрезной втулки включают в себя поднятые поверхности 762, стыкующиеся с или защелкивающиеся в профиль 724 высвобождающей шпонки 710. После защелкивания установочный инструмент 750 вытягивают или поднимают в стволе скважины. Установочный инструмент 750 при этом тянет высвобождающую муфту 710 с достаточной силой для обеспечения срезания срезных штифтов 720. После срезания срезных штифтов 720 высвобождающая муфта 710 становится свободной для линейного перемещения вверх вдоль внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610.
Как отмечается, установочный инструмент 750 можно спускать в ствол скважины с помощью промывочной трубы. Установочный инструмент 750 может просто являться профилированным участком корпуса промывочной трубы. Предпочтительно, вместе с тем, установочный инструмент 750 является отдельным трубным изделием 755 свинченным с промывочной трубой. На фиг. 7С соединительный инструмент показан позицией 770. Соединительный инструмент 770 включает в себя внешнюю резьбу 775 для соединения с бурильной колонной или другим спускаемым в скважину трубным изделием. Соединительный инструмент 770 проходит в корпус 755 установочного инструмента 750. Соединительный инст
румент 770 может проходить по всей длине через корпус 755 для соединения с промывочной трубой или другим устройством, или может соединяться с внутренней резьбой (не показано) в корпусе 755 установочного инструмента 750.
Как также показано на фиг. 7А и 7В, перемещение высвобождающей муфты 710 является ограниченным. При этом первый или верхний конец 726 высвобождающей муфты 710 останавливается, упираясь в упор 606 на внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610. Длина высвобождающей муфты 710 является достаточно короткой для обеспечения открытия высвобождающей муфтой 710 отверстия 732 в высвобождающей шпонке 715. При полном сдвиге высвобождающая шпонка 715 перемещается радиально внутрь, толкаемая с помощью ребристого профиля в кожухе 640 поршня, когда имеется гидростатическое давление.
Срез штифта 720 и перемещение высвобождающей муфты 710 также обеспечивает отсоединение высвобождающей шпонки 715 от корпуса 640 поршня. Углубление 624 под упор выполнено с размерами, обеспечивающими упору 734 высвобождающей шпонки 715 отход или отсоединение от зубьев 646 корпуса 640 поршня после деблокирования высвобождающей муфты 710. Гидростатическое давление затем действует на корпус 640 поршня для его линейного перемещения вниз относительно шпинделя 620 поршня.
После срезания срезных штифтов 720 корпус 640 поршня освобождается для скольжения вдоль наружной поверхности шпинделя 620 поршня. Для выполнения этого гидростатическое давление из кольцевого пространства 625 действует на упор 642 в кожухе 640 поршня. Это лучше всего показано на фиг. 6В. Упор 642 служит воспринимающей давление поверхностью. Окно 628 прохода текучей среды создано в шпинделе 620 поршня для обеспечения доступа текучей среды к упору 642. Предпочтительно окно 628 текучей среды обеспечивает приложение давления, превышающего гидростатическое давление, во время заполнения гравийного фильтра. Давление прикладывается к кожуху 640 поршня для обеспечения входа в контакт элементов 655 пакера с окружающим стволом скважины.
Пакер 600 также включает в себя измерительное устройство. При линейном перемещении корпуса 640 поршня вдоль шпинделя 620 поршня измерительный дроссель 664 регулирует скорость линейного перемещения корпуса поршня вдоль шпинделя поршня при этом замедляя перемещение корпуса поршня и регулируя скорость установки для пакера 600. Для дополнительного понимания признаков примера механически устанавливаемого пакера 600 дано несколько дополнительных поперечных сечений. Сечения показаны на фиг. 6С, 6D, 6Е и 6F.
На фиг. 6С показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6С-6С фиг. 6А. Линия 6С-6С проходит через один из воспринимающих крутящий момент болтов 636. Воспринимающий крутящий момент болт 636 соединяет соединительную муфту 630 со шпонкой 634 типа NACA.
На фиг. 6D показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6D-6D фиг. 6В. Линия 6D-6D проходит через другой воспринимающий крутящий момент болт 632. Воспринимающий крутящий момент болт 632 соединен соединительной муфтой 630 с замковой муфтой 614, навинченной на внутренний шпиндель 610.
На фиг. 6Е показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера 600 фиг. 6А. Сечение показано по линии 6Е-6Е фиг. 6А. Линия 6Е-6Е проходит через высвобождающую шпонку 715. Показано, что высвобождающая шпонка 715 проходит через шпиндель 620 поршня во внутренний шпиндель 610. Также показано, что альтернативный канал 625 потока располагается между высвобождающими шпонками 715.
На фиг. 6Е показано поперечное сечение механически устанавливаемого пакера 600 фиг. 6А. Сечение показано по линии 6F-6F фиг. 6В. Линия 6F-6F проходит через окна 628 текучей среды в шпинделе 620 поршня. Когда текучая среда перемещается через окна 628 текучей среды и толкает упор 642 корпуса 640 поршня от окон 628, создается и удлиняется кольцевой зазор 672 между шпинделем 620 поршня и кожухом 640 поршня.
После установки обводного пакера 600 можно начинать заполнение гравийного фильтра. На фиг. 8A-8J показаны стадии процесса установки гравийного фильтра в одном варианте осуществления. В процессе установки гравийного фильтра используют компоновку пакера с альтернативными каналами потока. Компоновка пакера может соответствовать компоновке 300 пакера фиг. 3А. Компоновка 300 пакера должна иметь механически устанавливаемые пакеры 304. Данные механически устанавливаемые пакеры 304 могут соответствовать пакеру 600 фиг. 6А и 6В.
На фиг. 8A-8J показаны устройства борьбы с поступлением песка, используемые в примере процесса установки гравийного фильтра. На фиг. 8А показан ствол 800 скважины. В примере ствол 800 скважины является горизонтальным стволом скважины с необсаженным забоем. Ствол 800 скважины включает в себя стенку 805. Два различных эксплуатационных интервала показаны вдоль горизонтального ствола 800 скважины. Интервалы показаны позициями 810 и 820. Два устройства 850 борьбы с поступлением песка спущены в ствол 8 00 скважины. Отдельные устройства 850 борьбы с поступлением песка оборудованы в каждом эксплуатационном интервале 810, 820. Текучие среды в стволе 800 скважины вытеснены с использованием свободной от примесей текучей среды 814.
Каждое из устройств 850 борьбы с поступлением песка содержит основную трубу 854 и окружающий песчаный фильтр 856. Основная труба 854 имеет щели или перфорации для обеспечения прохода текучей среды в основную трубу 854. Устройства 850 борьбы с поступлением песка также каждое включает в себя альтернативные пути потока. Пути могут соответствовать шунтирующим трубам 218 либо фиг. 4В или фиг. 5В. Предпочтительно шунтирующие трубы являются внутренними шунтирующими трубами, расположенными между основными трубами 854 и песчаными фильтрами 856 в кольцевой зоне, показаны позицией 852.
Устройства 850 борьбы с поступлением песка соединены с помощью промежуточной компоновки 300 пакера. В устройстве фиг. 8А, компоновка 300 пакера установлена на поверхности раздела между эксплуатационными интервалами 810 и 820. Несколько компоновок 300 пакера можно включать в состав.
В дополнение к устройствам 850 борьбы с поступлением песка промывочная труба 840 спущена в ствол 800 скважины. Промывочную трубу 840 спускают в ствол 800 скважины ниже перепускного инструмента или сервисного инструмента гравийного фильтра (не показано), который прикреплен к концу бурильной трубы 835 или другой рабочей колонны. Промывочная труба 840 является удлиненным трубным элементом, проходящим в песчаные фильтры 850. Промывочная труба 840 помогает циркуляции гравийной суспензии во время заполнения гравийного фильтра и впоследствии удаляется. К промывочной трубе 840 прикреплен толкатель, такой как толкатель 750, представленный на фиг. 7С. Толкатель 750 установлен ниже пакера 300.
На фиг. 8А показан перепускной инструмент 845, установленный на конце бурильной трубы 835. Перепускной инструмент 845 используется для направления нагнетания и циркуляции гравийной суспензии, как рассмотрено более подробно ниже.
Отдельный пакер 815 соединяется с перепускным инструментом 845. Пакер 815 и соединенный с ним перепускной инструмент 845 временно устанавливают в эксплуатационной обсадной колонне 830. Вместе пакер 815, перепускной инструмент 845, удлиненную промывочную трубу 840, толкатель 750 и гравийные фильтры 850 спускают в нижний конец ствола 800 скважины. Пакер 815 затем устанавливается в эксплуатационной обсадной колонне 830. Перепускной инструмент 845 затем высвобождается из пакера 815 и становится свободным для перемещения, как показано на фиг. 8В.
На фиг. 8В показан пакер 815, установленный в эксплуатационной обсадной колонне 830. Это означает, что пакер 815 приводится в действие для расширения клинового захвата и эластомерного уплотняющего элемента, прижимающегося к окружающей обсадной колонне 830. Пакер 815 установлен над интервалами 810 и 820, в которых подлежат установке гравийные фильтры. Пакер 815 изолирует интервалы 810 и 820 от участков ствола 800 скважины над пакером 815.
После установки пакера 815, как показано на фиг. 8В, перепускной инструмент 845 переключается в положение реверса. Давление циркуляции можно пользовать в данном положении. Текучая среда-носитель 812 перекачивается вниз по бурильной трубе 835 и размещается в кольцевом пространстве между бурильной трубой 835 и окружающей эксплуатационной обсадной колонной 830 над пакером 815. Текучая среда-носитель является текучей средой-носителем гравия, т.е. жидким компонентом суспензии заполнения гравийного фильтра. Текучая среда-носитель 812 вытесняет беспримесную буферную текучую среду 814 над пакером 815, которая может являться текучей средой на нефтяной основе, такой как доведенная до кондиционного состояния жидкость на неводной основе. Текучая среда-носитель 812 вытесняет буферную текучую среду 814 в направлении, указанном стрелками "С".
Затем устанавливаются пакеры 304, как показано на фиг. 8С. Это выполняют, вытягивая толкатель, расположенный под компоновкой 300 пакера на промывочной трубе 84 0 вверх через компоновку 300 пакера. Конкретнее, устанавливают механически устанавливаемые пакеры 304 компоновки 300 пакера. Пакеры 304 могут являться, например, пакерами 600 фиг. 6А и 6В. Пакер 600 используется для изоляции кольцевого пространства, образованного между песчаными фильтрами 856 и окружающей стенкой 805 ствола 800 скважины. Промывочная труба 840 спускается в положение реверса. В положении реверса, как показано на фиг. 8D, текучая среда-носитель 812 с гравием может размещаться в бурильной трубе 835 и использоваться для выдавливания чистой буферной текучей среды 814 через промывочную трубу 840 и вверх по кольцевому пространству, образованному между бурильной трубой 835 и эксплуатационной обсадной колонной 830 над пакером 815, как показано стрелками "С".
Как показано на фиг. 8D-8F, перепускной инструмент 845 может переключаться в положение циркуляции для заполнения гравийного фильтра первого подземного интервала 810. На фиг. 8D, текучая среда-носитель 816 с гравием начинает создавать гравийный фильтр в эксплуатационном интервале 810 над пакером 300 в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 856 и стенкой 805 необсаженного ствола 800 скважины. Текучая среда проходит снаружи песчаного фильтра 856 и возвращается через промывочную трубу 840, как указано стрелками "D".
Как показано на фиг. 8Е, первый гравийный фильтр 860 начинает формироваться над пакером 300. Гравийный фильтр 860 формируется вокруг песчаного фильтра 856 и в направлении к пакеру 815. Осуществляется циркуляция текучей среды-носителя 812 под пакером 300 и к забою ствола 800 скважины. Текучая среда-носитель 812 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 840, как указано стрелка
ми "С".
Как показано на фиг. 8F, процесс заполнения гравийного фильтра продолжается для формирования гравийного фильтра 860 в направлении к пакеру 815. Песчаный фильтр 856 теперь полностью закрывается гравийным фильтром 860 над пакером 300. Продолжается осуществление циркуляции текучей среды-носителя 812 под пакером 300 и к забою ствола 800 скважины. Текучая среда-носитель 812 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 840, как также указанно стрелками "С".
Когда сформирован гравийный фильтр 860 в первом интервале 810 и песчаные фильтры над паке-ром 300 закрыты гравием, текучая среда-носитель 816 с гравием вынуждена проходить через шунтирующие трубы (318 на фиг. 3В). Текучая среда-носитель 816 с гравием формирует гравийный фильтр 860, как показано на фиг. 8G-8J.
Как показано на фиг. 8G, текучая среда-носитель 816 с гравием теперь проходит в эксплуатационный интервал 820 под пакером 300. Текучая среда-носитель 816 проходит через шунтирующие трубы и пакер 300, и затем снаружи песчаного фильтра 856. Текучая среда-носитель 816 затем проходит в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 856 и стенкой 805 ствола 800 скважины и возвращается через промывочную трубу 840. Поток текучей среды-носителя 816 с гравием указан стрелками "D", а поток текучей среды-носителя в промывочной трубе 840 без гравия, указанный позицией 812, показан стрелками "С".
Здесь отмечается, что суспензия только проходит через обходные каналы вдоль секций пакера. После этого суспензия должна идти в альтернативные каналы потока в следующем смежном звене фильтра. Альтернативные каналы потока имеют как транспортные трубы, так и трубы заполнения фильтра, соединенные в манифольд на каждом конце звена фильтра. Трубы заполнения фильтра оборудованы вдоль звеньев песчаного фильтра. Трубы заполнения фильтра представляют боковые сопла, обеспечивающие заполнение суспензией любых пустот в кольцевом пространстве. Транспортирующие трубы должны доставлять суспензию дополнительно ниже по потоку.
Как показано на фиг. 8Н, гравийный фильтр 8 60 начинает формироваться под пакером 300 и вокруг песчаного фильтра 856. Как показано на фиг. 8I, заполнение гравийного фильтра продолжается для подъема гравийного фильтра 860 от забоя ствола 800 скважины вверх в направлении к пакеру 300. Как показано на фиг. 8J, гравийный фильтр 860 сформирован от забоя ствола 800 скважины до пакера 300. Песчаный фильтр 856 под пакером 300 закрыт гравийным фильтром 860. На поверхности давление обработки увеличивается, указывая на то, что кольцевое пространство между песчаными фильтрами 856 и стенкой 805 ствола 8 00 скважины полностью заполнено гравийным фильтром.
На фиг. 8K показано, что бурильная колонна 835 и промывочная труба 840 фиг. 8A-8J извлечены из ствола 8 00 скважины. Обсадная колонна 830, основные трубы 8 54 и песчаные фильтры 856 остаются в стволе 800 скважины вдоль верхнего и нижнего эксплуатационных интервалов 810, 820. Пакер 300 и гравийные фильтры 860 остаются установленными в необсаженном стволе 800 скважины после завершения процесса установки гравийного фильтра фиг. 8A-8J. Ствол 800 скважины теперь готов к эксплуатации.
Как упомянуто выше, после проведения в стволе скважины установки гравийного фильтра, оператор может выбрать для изоляции определенный интервал в стволе скважины и прекратить добычу из данного интервала. На фиг. 9А и 9В показано, как интервал ствола скважины может быть изолирован.
Первым на фиг. 9А показано сечение ствола 900А скважины. Ствол 900А скважины в общем сконструирован аналогично стволу 100 скважины фиг. 2. На фиг. 9А ствол 900А скважины показан проходящим через подземный интервал 114. Интервал 114 представляет собой промежуточный интервал. Это означает, что имеется также верхний интервал 112 и нижний интервал 116 (см. фиг. 2, не показано на
фиг. 9А).
Подземный интервал 114 может являться участком подземного пласта, из которого добывали углеводороды в количествах, делающих добычу рентабельной, но который теперь значительно обводнен или имеет значительно повышенный газовый фактор. Альтернативно, подземный интервал 114 может представлять собой пласт, бывший вначале водоносным или проницаемым водоупором, или иначе, по существу, насыщенным текучей средой на водной основе. В любом случае, оператор решил отсечь приток пластовых текучих сред из интервала 114 в ствол 900А скважины.
Песчаный фильтр 200 установлен в стволе 900А скважины. Песчаный фильтр 200 является аналогичным устройству 200 борьбы с поступлением песка фиг. 2. В дополнение, показана основная труба 205, проходящая через промежуточный интервал 114. Основная труба 205 является частью песчаного фильтра 200. Песчаный фильтр 200 также включает в себя сетчатый фильтр, фильтр из навитой проволоки или другое радиальное фильтрующее средство 207. Основная труба 205 и окружающее фильтрующее средство 207 предпочтительно содержит последовательность звеньев, соединенных концами. Идеально звенья имеют длину около 5-45 футов (1,5-13,7 м).
Ствол 900А скважины имеет верхнюю компоновку 210' пакера и нижнюю компоновку 210" пакера. Верхняя компоновка 210' пакера располагается вблизи поверхности раздела верхнего интервала 112 и промежуточного интервала 114, а нижняя компоновка 210" пакера располагается вблизи поверхности раздела промежуточного интервала 114 и нижнего интервала 116. Каждая компоновка 210', 210" пакера предпочтительно соответствует компоновке 300 пакера фиг. 3А и 3В. При этом компоновки 210', 210"
пакера должны каждая иметь противоположные механически устанавливаемые пакеры 304. Механически устанавливаемые пакеры показаны на фиг. 9А позициями 212 и 214. Механически устанавливаемые пакеры 212, 214 могут соответствовать пакеру 600 фиг. 6А и 6В. Пакеры 212, 214 разнесены друг от друга, как показано, на интервал 216.
Двойные пакеры 212, 214 являются зеркальными друг другу за исключением высвобождающих муфт (например, высвобождающей муфты 710 и связанного с ней срезного штифта 720). Как отмечено выше, одностороннее перемещение толкателя (такого как толкатель 750) срезает срезные штифты 720 и перемещает высвобождающие муфты 710. Это обеспечивает последовательное активирование элементов 655 пакера, нижнего первым и затем верхнего.
Заканчивание ствола 900А скважины выполнено, как заканчивание скважины с необсаженной зоной забоя. Гравийный фильтр установлен в стволе 900А скважины для предотвращения притока зернистых частиц. Заполнение гравийного фильтра показано как наполнитель в кольцевом пространстве 202 между фильтрующим средством 207 песчаного фильтра 200 и окружающей стенкой 201 ствола 900А скважины.
В устройстве фиг. 9А, оператор считает необходимым продолжать добычу пластовых текучих сред из верхнего и нижнего интервалов 112, 116 при изоляции промежуточного интервала 114. Верхний и нижний интервалы 112, 116 образованы песчаником или другим скелетом горной породы, проницаемой для потока текучей среды. Для выполнения указанного сдвоенный пакер 905 установлен в песчаный фильтр 200. Сдвоенный пакер 905 установлен по существу, по всей длине промежуточного интервала 114 для предотвращения притока пластовых текучих сред из промежуточного интервала 114.
Сдвоенный пакер 905 содержит шпиндель 910. Шпиндель 910 является удлиненным трубным изделием с верхним концом смежным с верхней компоновкой 210' пакера и нижним концом смежным с нижней компоновкой 210" пакера. Сдвоенный пакер 905 также содержит пару кольцевых пакеров. Пакеры представляют собой верхний пакер 912 смежный с верхней компоновкой 210' пакера, и нижний пакер 914 смежный с нижней компоновкой 210" пакера. Новая комбинация верхней компоновки 210' пакера с верхним пакером 912 и нижней компоновки 210" пакера с нижним пакером 914 обеспечивает оператору успешную изоляцию подземного интервала, такого как промежуточный интервал 114 в заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя.
Другая методика для изоляции интервала вдоль необсаженного пласта показана на фиг. 9В. На фиг. 9В показан вид сбоку ствола скважины 900В. Ствол скважины 900В может также соответствовать стволу 100 скважины фиг. 2. Здесь показан нижний интервал 116 заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя. Нижний интервал 116 проходит, по существу, к забою 136 ствола скважины 900В и является самой нижней продуктивной зоной.
В данном случае подземный интервал 116 может являться участком подземного пласта, из которого добывали углеводороды в количествах, делающих добычу рентабельной, но который теперь значительно обводнен или имеет значительно повышенный газовый фактор. Альтернативно, подземный интервал 116 может представлять собой пласт, бывший вначале водоносным или проницаемым водоупором или иначе, по существу, насыщенным текучей средой на водной основе. В любом случае, оператор решил отсечь приток пластовых текучих сред из интервала 116 в ствол 100 скважины.
Для выполнения указанного пробка 920 установлена в ствол 100 скважины. Конкретно, пробка 920 установлена в шпинделе 215, несущем нижнюю компоновку 210" пакера. Из двух компоновок 210', 210" пакера показана только нижняя компоновка 210" пакера. При установке пробки 920 в нижней компоновке 210" пакера пробка 92 0 способна предотвращать проход пластовых текучих сред вверх по стволу 200 скважины из нижнего интервала 116.
Отмечается, что применительно к устройству фиг. 9В промежуточный интервал 114 может содержать минеральную глину или другую породу скелета, являющуюся, по существу, непроницаемой для текучей среды. В данной ситуации пробку 920 нет необходимости устанавливать смежно с нижней компоновкой 210 пакера; вместо этого пробку 920 можно установить в любом месте над нижним интервалом 116 и по длине промежуточного интервала 114. Дополнительно, в данном случае верхнюю компоновку 210' пакера нет необходимости устанавливать на верхнем промежуточном интервале 114; вместо этого, верхнюю компоновку 210' пакера можно также установить в любом месте по длине промежуточного интервала 114. Если промежуточный интервал 114 содержит непродуктивную минеральную глину, оператор может выбрать установку неперфорированной трубы по всей длине данной зоны с альтернативными каналами потока, т.е. транспортирующими трубами вдоль промежуточного интервала 114.
Способ 1000 заканчивания ствола скважины также предложен в данном документе. Способ 1000 представлен на фиг. 10. На фиг. 10 показана блок-схема последовательности операций способа 1000 за-канчивания ствола скважины в различных вариантах осуществления. Предпочтительно ствол скважины является стволом скважины с необсаженным забоем.
Способ 1000 включает в себя создание устройства изоляции зон. Это показано в блоке 1010 фиг. 10. Устройство изоляции зон предпочтительно имеет компоненты аналогичные описанным выше и показанным на фиг. 2. При этом устройство изоляции зон может включать в себя песчаный фильтр. Песчаный фильтр должен представлять собой основную трубу и окружающую сетку или навитую проволоку. Уст
ройство изоляции зон должно также иметь по меньшей мере одну компоновку пакера. Компоновка паке-ра должна иметь по меньшей мере один механически устанавливаемый пакер, причем, механически устанавливаемый пакер с альтернативными каналами потока.
Предпочтительно компоновка пакера должна иметь по меньшей мере два механически устанавливаемых пакера. Альтернативные каналы потока должны проходить через каждый из механически устанавливаемых пакеров. Предпочтительно устройство изоляции зон должно содержать по меньшей мере две компоновки пакера, разделенные звеньями песчаного фильтра или неперфорированными звеньями или некоторой их комбинацией.
Способ 1000 также включает в себя спуск устройства изоляции зон в ствол скважины. Этап спуска устройства изоляции зон в ствол скважины показан в блоке 1020. Устройство изоляции зон спускают на нижний участок ствола скважины, который предпочтительно проходит заканчивание, как необсаженный.
Необсаженный участок ствола скважины, проходящий заканчивание, может являться, по существу, вертикальным. Альтернативно, необсаженный участок может являться наклонно-направленным или даже горизонтальным.
Способ 1000 также включает в себя установку устройства изоляции зон в стволе скважины. Это показано на фиг. 10 в блоке 1030. Этап установки устройства изоляции зон предпочтительно выполняют, подвешивая устройство изоляции зон на нижнем участке эксплуатационной обсадной колонны. Устройство устанавливают так, что песчаный фильтр становится смежным с одним или несколькими выбранными эксплуатационными интервалами вдоль необсаженного участка ствола скважины. Далее, первую по меньшей мере из одной компоновки пакера устанавливают выше или вблизи верха выбранного подземного интервала.
В одном варианте осуществления ствол скважины проходит через три отдельных интервала. Интервалы включают в себя верхний интервал, из которого углеводороды добывают, и нижний интервал, из которого углеводороды больше не добывают в объемах, делающих эксплуатацию рентабельной. Такие интервалы могут быть образованы из песчаника или другой проницаемой породы скелета. Интервалы могут также включать в себя промежуточные интервалы, из которых углеводороды не добывают. Пласт на промежуточном интервале может быть образован минеральной глиной или другим, по существу, непроницаемым материалом. Оператор может выбрать для установки первую по меньшей мере из одной компоновки пакера вблизи верха нижнего интервала или в любом месте вдоль непроницаемого промежуточного интервала.
В одном аспекте по меньшей мере одну компоновку пакера устанавливают вблизи верха промежуточного интервала. Если необходимо, вторую компоновку пакера устанавливают вблизи низа выбранного интервала, такого как промежуточный интервал. Это показано в блоке 1035.
Способ 1000 далее включает в себя установку механически устанавливаемых элементов пакера в каждой по меньшей мере из одной компоновки пакера. Это показано в блоке 1040. Механическая установка элементов верхнего и нижнего пакера означает, что эластомерный (или другой) уплотняющий элемент входит в контакт со стенкой окружающего ствола скважины. Элементы пакера изолируют кольцевую зону, образованную между песчаными фильтрами и окружающим подземным пластом над и под компоновками пакера.
Предпочтительно этап установки пакера блока 1040 выполняют до нагнетания суспензии в кольцевую зону. Установка пакера создает гидравлическое и механическое уплотнение к стволу скважины до размещения гравия вокруг эластомерного элемента. Это обеспечивает лучшую герметизацию во время заполнения гравийного фильтра.
Этап блока 104 0 можно выполнять с использованием пакера 600 фиг. 6А и 6В. Механически устанавливаемый пакер 600 для необсаженного участка ствола обеспечивает в заканчивании с установкой гравийных фильтров гибкость вариантов применения автономного фильтра (SAS), обеспечивая будущую изоляцию зон с нежелательными текучими средами при использовании преимуществ надежности закан-чивания с заполнением гравийного фильтра по альтернативному пути.
На фиг. 11 показана блок-схема последовательности операций способа, которые можно использовать в одном варианте осуществления способа 1100 установки пакера. Способ 1100 первым включает в себя создание пакера. Это показано в блоке 1110. Пакер может соответствовать пакеру 600 фиг. 6А и 6В. Таким образом, пакер является механически устанавливаемым пакером, т.е. устанавливаемым в распор на необсаженном участке ствола скважины для уплотнения кольцевого пространства.
В основе пакер должен иметь внутренний шпиндель и альтернативные каналы потока вокруг внутреннего шпинделя. Пакер может дополнительно иметь подвижный корпус поршня и эластомерный уплотняющий элемент. Уплотняющий элемент функционально соединен с корпусом поршня. Это означает, что при скольжении перемещаемого корпуса поршня вдоль пакера (относительно внутреннего шпинделя) должен приводиться в действие уплотняющий элемент, входящий в контакт с окружающим стволом скважины.
Пакер может также иметь окно. Окно гидравлически сообщается с корпусом поршня. Гидростатическое давление в стволе скважины передается через окно. При этом, в свою очередь, прикладывается давление текучей среды к кожуху поршня. Перемещение корпуса поршня вдоль пакера под действием
гидростатического давления вызывает расширение эластомерного уплотняющего элемента и его вход в контакт с окружающим стволом скважины.
Предпочтительно пакер также имеет центрирующую систему. Примером является центратор 660 фиг. 6А и 6В. Также предпочтительно механическая сила, используемая для приведения в действие уплотняющего элемента, прикладывается корпусом поршня через центрирующую систему. При этом как центраторы, так и уплотняющий элемент устанавливаются с помощью одной гидростатической силы.
Способ 1100 также включает в себя соединение пакера с трубным изделием. Это показано в блоке 1120. Трубное изделие может являться неперфорированной трубой или скважинным измерительным инструментом, оборудованным альтернативными каналами потока. Вместе с тем, предпочтительно трубное изделие является песчаным фильтром, оборудованным альтернативными каналами потока.
Предпочтительно пакер является одним из двух механически устанавливаемых пакеров с уплотняющими элементами манжетного типа. Компоновка пакера установлена в колонне песчаных фильтров или неперфорированных труб, оборудованных альтернативными каналами потока.
Вне зависимости от устройства способ 1100 также включает в себя спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины. Это показано в блоке 1130. Кроме того, способ 1100 включает в себя спуск установочного инструмента в ствол скважины. Это показано в блоке 1140. Предпочтительно пакер и соединенный с ним песчаный фильтр спускают первыми, следующим спускают установочный инструмент. Установочный инструмент может соответствовать примеру установочного инструмента 750 фиг. 7С. Предпочтительно установочный инструмент является частью промывочной трубы или спускается в скважину с ее помощью.
Способ 1100 следующим включает в себя перемещение установочного инструмента через внутренний шпиндель пакера. Это показано в блоке 1150. Установочный инструмент линейно перемещается в стволе скважины с помощью механической силы. Предпочтительно установочный инструмент расположен на конце рабочей колонны, такой как гибкая насосно-компрессорная труба.
Перемещение установочного инструмента через внутренний шпиндель обеспечивает сдвиг установочным инструментом муфты вдоль внутреннего шпинделя. В одном аспекте сдвигающаяся муфта должна срезать один или несколько срезных штифтов. В любом аспекте сдвигающаяся муфта высвобождает корпус поршня, обеспечивая сдвиг корпуса поршня или скольжение вдоль пакера относительно внутреннего шпинделя. Как отмечено выше, данное перемещение корпуса поршня обеспечивает приведение в действие уплотняющего элемента, встающего в распор к стенке окружающего необсаженного участка ствола скважины.
В соединении с этапом перемещений блока 1150, способ 1100 также включает в себя передачу гидростатического давления через окно. Это показано в блоке 1160. Передача гидростатического давления означает, что в стволе скважины имеется достаточная потенциальная энергия столба текучей среды для создания гидростатического давления, при этом гидростатическое давление действует на поверхность или упор на кожухе поршня. Гидростатическое давление включает в себя давление текучих сред в стволе скважины, как текучих сред заканчивания, так и текучих сред коллектора, и может также включать в себя давление, добавленное в зоне забоя из коллектора. Поскольку срезные штифты (включающие в себя установочные винты) срезаны, корпус поршня свободно перемещается.
На фиг. 10 показано, что способ 1000 для заканчивания необсаженного ствола скважины также включает в себя нагнетание суспензии макрочастиц в кольцевую зону. Это показано в блоке 1050. Суспензия макрочастиц состоит из текучей среды-носителя и песка (и/или других частиц). Один или несколько альтернативных каналов потока обеспечивают обход суспензией макрочастиц уплотняющих элементов механически устанавливаемых пакеров. При этом на необсаженном участке ствола скважины заполняется гравийный фильтр под или над и под (но не между) механически устанавливаемыми элементами пакера.
Отмечается, что последовательность герметизации кольцевого пространства можно менять. Например, если преждевременно образуется песчаная перемычка во время установки гравийного фильтра, кольцевое пространство над перемычкой должно продолжать заполняться гравийным фильтром благодаря проходу текучей среды через песчаный фильтр по альтернативным каналам потока. При этом некоторая часть суспензии должна проходить через альтернативные каналы потока для обхода преждевременно образовавшейся песчаной перемычки и осаждаться в гравийном фильтре. Когда кольцевое пространство над преждевременно образовавшейся песчаной перемычкой близко к заполнению, суспензия отводится в увеличивающемся объеме через альтернативные каналы потока. Здесь как преждевременно образовавшаяся песчаная перемычка, так и пакер должны обходиться так, что кольцевое пространство заполняется гравием фильтра под пакером.
Также возможно преждевременное образование песчаной перемычки под пакером. Любые пустоты сверху или снизу пакера должны постепенно заполняться с помощью альтернативных каналов потока до заполнения всего кольцевого пространства полностью гравием фильтра.
Во время перекачки, когда гравий закрывает фильтры над пакером, суспензия отводится в шунтирующие трубы, затем проходит через пакер, и продолжает заполнение фильтра под пакером через шунтирующие трубы (или альтернативные каналы потока), при этом боковые окна обеспечивают выход сус
пензии в кольцевое пространство ствола скважины. Оборудование дает возможность изолировать воду в забойной зоне, выполнять селективное заканчивание или установку гравийных фильтров в проектных интервалах, выполнять многоуровневое заканчивание скважины с необсаженной зоной забоя, или изолировать газо/водонасыщенный песок после начала эксплуатации. Оборудование дополнительно обеспечивает селективную обработку для интенсификации притока, селективное нагнетание воды или газа или селективную химическую обработку для устранения повреждений или консолидации песка.
Способ 1000 дополнительно включает в себя получение текучих сред добычи из интервалов вдоль необсаженного участка ствола скважины. Это показано в блоке 1060. Эксплуатация проходит в течение некоторого периода времени.
В одном варианте осуществления способа 1000 приток из выбранного интервала может быть изолирован от прохода в ствол скважины. Например, пробка может быть установлена в основной трубе песчаного фильтра над или вблизи верха выбранного подземного интервала. Это показано в блоке 1070. Такая пробка может использоваться на или под самой нижней компоновкой пакера, такой как вторая компоновка пакера этапа 1035.
В другом примере сдвоенный пакер устанавливают вдоль основной трубы вдоль выбранного для изоляции подземного интервала. Это показано в блоке 1075. Такая изоляция может включать в себя установку уплотняющих элементов смежно с верхней и нижней компоновками пакера (такими, как компоновки 210', 210" пакера фиг. 2 или фиг. 9А) вдоль шпинделя.
Другие варианты осуществления устройств 200 борьбы с поступлением песка 200 можно использовать с устройствами и способами, описанными в данном документе. Например, устройства борьбы с поступлением песка могут включать в себя автономные фильтры, фильтры предварительного заполнения или мембранные фильтры. Звенья могут представлять собой любую комбинацию фильтра, неперфориро-ванной трубы или устройства изоляции зоны.
Скважинный пакер можно использовать для изоляции в иных контекстах, чем добыча. Например, способ может дополнительно содержат нагнетание раствора с поверхности земли через внутренний шпиндель под пакер и в подземный пласт. Раствор может являться, например, раствором на водной основе, кислотным раствором, или химреагентом обработки. Способ может дополнительно содержать циркуляцию раствора на водной основе, кислотного раствора или химическую обработку для очистки приствольной зоны вдоль необсаженного участка ствола скважины. Это можно выполнять до или после начала эксплуатации. Альтернативно, раствор может являться раствором на водной основе и способ может дополнительно содержать продолжение нагнетания раствора на водной основе в подземный пласт, как часть операции по увеличению нефтеотдачи. Данное должно предпочтительно проводиться вместо добычи из ствола скважины.
Хотя должно быть ясно, что изобретения, описанные в данном документе, просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, также должно быть ясно, что изобретения могут претерпевать модификации, изменения и замены без отхода от их сущности. Улучшенные способы заканчи-вания ствола скважины с необсаженным забоем созданы для изоляции одного или нескольких выбранных подземных интервалов. Также создано усовершенствованное устройство изоляции зон. Изобретения обеспечивают оператору добычу текучих сред из или нагнетание текучих сред в выбранный подземный интервал.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Скважинная пакерная система для изоляции кольцевой зоны между трубным изделием и окружающим стволом скважины, содержащая
внутренний шпиндель;
альтернативный канал потока вдоль внутреннего шпинделя;
уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя;
перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя, причем перемещаемый корпус поршня выполнен с воспринимающей давление поверхностью на первом конце и функционально соединен с уплотняющим элементом, при этом корпус поршня действует на уплотняющий элемент под действием гидростатического давления;
одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины;
установочный инструмент, спускаемый во внутренний шпиндель пакера и выполненный с возможностью его манипулирования для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения.
2. Система по п.1, дополнительно содержащая
одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными
каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня;
высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя;
высвобождающую шпонку, соединенную с высвобождающей муфтой, причем высвобождающая шпонка выполнена с возможностью перемещения между положением удержания, где высвобождающая шпонка входит в контакт с перемещаемым корпусом поршня и удерживает его на месте, и положением высвобождения, где высвобождающая шпонка отсоединяется от корпуса поршня, при этом обеспечивается действие гидростатического давления на воспринимающую давление поверхность корпуса поршня и перемещение корпуса поршня вдоль внутреннего шпинделя для приведения в действие уплотняющего элемента.
3. Система по п.2, дополнительно содержащая по меньшей мере один срезной штифт, соединяющий с возможностью высвобождения высвобождающую муфту с высвобождающей шпонкой.
4. Система по п.1, в которой уплотняющий элемент является эластомерным элементом манжетного
типа.
5. Система по п.4, дополнительно содержащая центратор с выдвижными пальцами, причем пальцы выдвигаются в ответ на перемещение корпуса поршня.
6. Система по п.5, в которой
центратор расположен вокруг внутреннего шпинделя между корпусом поршня и уплотняющим элементом;
скважинный пакер выполнен в такой конфигурации, что сила, приложенная корпусом поршня к центратору, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.
7. Система по п.2, дополнительно содержащая
шпиндель поршня, расположенный по периметру вокруг внутреннего шпинделя; кольцевое пространство, образованное между внутренним шпинделем и окружающим шпинделем поршня, при этом кольцевое пространство образует альтернативный канал потока; при этом одно или несколько окон потока расположены в шпинделе поршня.
8. Система по п.7, в которой корпус поршня и уплотняющий элемент расположены по периметру вокруг шпинделя поршня.
9. Система по п.7, дополнительно содержащая измерительный дроссель, выполненный с возможностью регулирования скорости линейного перемещения корпуса поршня вдоль шпинделя поршня, таким образом замедляя перемещение корпуса поршня и регулируя скорость установки пакера.
10. Система по п.7, дополнительно содержащая несущий нагрузку упор, расположенный вокруг шпинделя поршня на верхнем конце и выполненный с возможностью несения пакера во время скрепления с рабочей колонной.
11. Система по п.7, дополнительно содержащая соединительную муфту, соединенную со шпинделем поршня на верхнем конце, причем соединительная муфта образует трубное изделие, выполненное с возможностью приема внутреннего шпинделя и образования части альтернативного канала потока между внутренним шпинделем и окружающей соединительной муфтой.
12. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, включающий использование пакер-ной системы по п.1, в котором
соединяют пакер с трубным изделием;
осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины;
устанавливают пакер с приведением в действие уплотняющего элемента, входящего в контакт с окружающим подземным пластом;
осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера;
осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения;
передают гидростатическое давление на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденный корпус поршня и приводя в действие уплотняющий элемент, упирающийся в окружающий ствол скважины;
нагнетают гравийную суспензию в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим пластом;
нагнетают гравийную суспензию через альтернативные каналы потока для обеспечения, по меньшей мере, частичного обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при этом ствол скважины заполняется гравием в кольцевой зоне под пакером.
13. Способ по п.12, в котором
ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок;
пакер и трубное изделие спускают в ствол скважины вдоль необсаженного участка;
пакер устанавливают в необсаженном участке ствола скважины;
трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированной трубой, имеющей альтернативные каналы потока;
основная труба или неперфорированная труба состоит из множества скрепленных звеньев.
14. Способ по п.12, в котором этап нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.
15. Способ по п.12, в котором
пакер дополнительно содержит высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя;
при этом манипулирование установочным инструментом включает вытягивание установочного инструмента через внутренний шпиндель для сдвига высвобождающей муфты.
16. Способ по п.15, в котором сдвиг высвобождающей муфты срезает по меньшей мере один срезной штифт.
17. Способ по п.16, в котором
спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом;
высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающей муфты и срез по меньшей мере одного срезного штифта.
18. Способ по п.17, в котором
пакер дополнительно содержит центратор;
при этом высвобождение корпуса поршня дополнительно приводит в действие центратор, входящий в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины.
19. Способ по п.18, в котором при воздействии гидростатического давления на корпус поршня корпус поршня перемещается, приводя в действие центратор, который, в свою очередь, приводит в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.
20. Способ по п.14, в котором пакерная система содержит первый механически устанавливаемый пакер;
второй механически устанавливаемый пакер, разнесенный с первым механически устанавливаемым пакером, причем второй механически устанавливаемый пакер является, по существу, зеркальным отражением или, по существу, идентичным первому механически устанавливаемому пакеру.
21. Способ по п.20, в котором каждый из первого и второго пакеров дополнительно содержит перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя;
одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня.
22. Способ по п.21, в котором дополнительно осуществляют
спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель каждого из пакеров;
манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения вдоль каждого из соответствующих первого и второго пакеров;
передачу гидростатического давления на корпуса поршней через одно или несколько окон потока, таким образом перемещая высвобожденные корпуса поршней и приводя в действие уплотняющие элементы, прижимающиеся к окружающему стволу скважины, каждого из первого и второго пакеров.
23. Способ по п.22, в котором
спуск установочного инструмента содержит спуск промывочной трубы в каналы во внутренних шпинделях соответствующих первого и второго пакеров, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом;
высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутренних шпинделей соответствующих первого и второго пакеров, таким образом осуществляя сдвиг высвобождающих муфт в каждом из первого и второго пакеров, и срез соответствующих срезных штифтов.
24. Способ по п.14, в котором дополнительно осуществляют добычу углеводородных текучих сред
по меньшей мере из одного интервала вдоль необсаженного участка ствола скважины.
25. Способ установки пакерной системы по п.1 в стволе скважины, в котором
соединяют пакер с трубным изделием;
осуществляют спуск пакера и соединенного с ним трубного изделия в ствол скважины;
осуществляют спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера;
осуществляют манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения;
вытягивают установочный инструмент для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, таким образом высвобождая корпус поршня для аксиального перемещения;
осуществляют передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, таким образом обеспечивая аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и
приводя в действие уплотняющий элемент, прижимающийся к окружающему стволу скважины.
26. Способ по п.25, в котором
ствол скважины имеет нижний конец, образующий необсаженный участок;
спуск пакера в ствол скважины включает спуск пакера в необсаженный участок ствола скважины;
трубное изделие является (I) песчаным фильтром, содержащим основную трубу, альтернативные каналы потока и окружающее фильтрующее средство, или (II) неперфорированную трубу, содержащую альтернативные каналы потока;
при этом дополнительно осуществляют
нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между трубным изделием и окружающим необсаженным участком ствола скважины;
нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока для обеспечения обхода гравийной суспензией уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием под пакером после установки пакера в стволе скважины.
27. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока содержит обход уплотняющего элемента, при котором необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.
28. Способ по п.25, в котором
при сдвиге высвобождающей муфты срезается по меньшей мере один срезной штифт;
спуск установочного инструмента включает спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом;
высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения включает вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, вызывающее сдвиг высвобождающей муфты и срезание по меньшей мере одного срезного штифта.
29. Способ по п.25, в котором этап дополнительного нагнетания гравийной суспензии через альтернативные каналы потока включает обход уплотняющего элемента, при этом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.
29.
29.
29.
29.
29.
29.
Фиг. 6С
Фиг. 6D
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
025810
025810
- 1 -
- 1 -
(1)
025810
025810
- 1 -
- 1 -
(19)
025810
025810
- 1 -
- 1 -
(19)
025810
025810
- 4 -
- 3 -
025810
025810
- 24 -
- 24 -
602
025810
025810
- 29 -
- 28 -
602
025810
025810
- 29 -
- 28 -
025810
025810
- 31 -
- 31 -
025810
025810
- 38 -
- 38 -
025810
025810
- 39 -
- 39 -