[RU]

1. Переходное устройство для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока и второй скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте, содержащее переходное звено, включающее основной путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения основного пути потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.

2. Переходное звено по п.1, в котором основной путь потока в переходном звене является эксцентричным с переходным звеном на первом конце; и основной путь потока в переходном звене является концентричным с переходным звеном на втором конце.

3. Переходное звено по п.1, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

4. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене имеет профиль сигмоидальной функции.

5. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.

6. Переходное звено по п.5, в котором основной путь потока в переходном звене содержит по меньшей мере два линейных участка.

7. Переходное звено по п.5, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока переходного звена изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.

8. Скважинное устройство, содержащее первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и переходное звено для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, содержащее основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.

9. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

10. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.

11. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока второго скважинного инструмента является концентричным со вторым скважинным инструментом.

12. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.

13. Скважинное устройство по п.8, в котором скважинное устройство содержит устройство борьбы с поступлением песка; первый скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.

14. Скважинное устройство по п.8, в котором второй скважинный инструмент содержит пакер, содержащий удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевую зону, служащую альтернативным каналом потока, причем кольцевая зона выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины; внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера; и кольцевая зона служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.

15. Скважинное устройство по п.13, в котором второй скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая первый скважинный инструмент, является концентричной с песчаным фильтром; и удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая второй скважинный инструмент, является эксцентричной с песчаным фильтром.

16. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, содержащий создание первого скважинного инструмента, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; создание второго скважинного инструмента, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и создание переходного звена, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; гидравлическое соединение переходного звена с первым скважинным инструментом на первом конце и гидравлическое соединение переходного звена со вторым скважинным инструментом на втором конце, так что основной путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается с основным путем потока второго скважинного инструмента, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента; спуск переходного звена и соединенных первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины на выбранное место под землей и при этом образование кольцевого пространства в стволе скважины между переходным звеном и окружающим стволом скважины; нагнетание текучей среды в ствол скважины и дополнительное нагнетание текучей среды из ствола скважины и во вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходное звено и вспомогательные пути потока второго скважинного инструмента, причем по меньшей мере один вспомогательный путь потока в первом скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока с помощью звена манифольда.

17. Способ по п.16, в котором текучая среда является гравийной суспензией для образования гравийного фильтра; первый скважинный инструмент является песчаным фильтром, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.

18. Способ по п.16, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по текучей среде по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

19. Способ по п.16, дополнительно содержащий спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; вытягивание установочного инструмента для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, при этом высвобождение корпуса поршня для аксиального перемещения; и передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента, упирающегося в окружающий ствол скважины.

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

(57) Реферат / Формула:

1. Переходное устройство для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока и второй скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте, содержащее переходное звено, включающее основной путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения основного пути потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.

2. Переходное звено по п.1, в котором основной путь потока в переходном звене является эксцентричным с переходным звеном на первом конце; и основной путь потока в переходном звене является концентричным с переходным звеном на втором конце.

3. Переходное звено по п.1, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

4. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене имеет профиль сигмоидальной функции.

5. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.

6. Переходное звено по п.5, в котором основной путь потока в переходном звене содержит по меньшей мере два линейных участка.

7. Переходное звено по п.5, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока переходного звена изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.

8. Скважинное устройство, содержащее первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и переходное звено для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, содержащее основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.

9. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

10. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.

11. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока второго скважинного инструмента является концентричным со вторым скважинным инструментом.

12. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.

13. Скважинное устройство по п.8, в котором скважинное устройство содержит устройство борьбы с поступлением песка; первый скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.

14. Скважинное устройство по п.8, в котором второй скважинный инструмент содержит пакер, содержащий удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевую зону, служащую альтернативным каналом потока, причем кольцевая зона выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины; внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера; и кольцевая зона служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.

15. Скважинное устройство по п.13, в котором второй скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая первый скважинный инструмент, является концентричной с песчаным фильтром; и удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая второй скважинный инструмент, является эксцентричной с песчаным фильтром.

16. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, содержащий создание первого скважинного инструмента, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; создание второго скважинного инструмента, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и создание переходного звена, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока; гидравлическое соединение переходного звена с первым скважинным инструментом на первом конце и гидравлическое соединение переходного звена со вторым скважинным инструментом на втором конце, так что основной путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается с основным путем потока второго скважинного инструмента, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента; спуск переходного звена и соединенных первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины на выбранное место под землей и при этом образование кольцевого пространства в стволе скважины между переходным звеном и окружающим стволом скважины; нагнетание текучей среды в ствол скважины и дополнительное нагнетание текучей среды из ствола скважины и во вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходное звено и вспомогательные пути потока второго скважинного инструмента, причем по меньшей мере один вспомогательный путь потока в первом скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока с помощью звена манифольда.

17. Способ по п.16, в котором текучая среда является гравийной суспензией для образования гравийного фильтра; первый скважинный инструмент является песчаным фильтром, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины; основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.

18. Способ по п.16, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по текучей среде по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.

19. Способ по п.16, дополнительно содержащий спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера; вытягивание установочного инструмента для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, при этом высвобождение корпуса поршня для аксиального перемещения; и передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента, упирающегося в окружающий ствол скважины.

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

---

(19)
Евразийское
патентное
ведомство
032493
(13) B1
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.06.28
(21) Номер заявки 201390899
(22) Дата подачи заявки 2011.11.17
(51) Int. Cl. E21B17/08 (2006.01)
(54)
ПЕРЕХОДНОЕ ЗВЕНО ДЛЯ СОЕДИНЕНИЯ ЭКСЦЕНТРИЧНЫХ ПУТЕЙ ПОТОКА С КОНЦЕНТРИЧНЫМИ ПУТЯМИ ПОТОКА
(31) 61/424,427; 61/499,865
(32) 2010.12.17; 2011.06.22
(33) US
(43) 2014.03.31
(86) PCT/US2011/061220
(87) WO 2012/082301 2012.06.21
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)
(72) Изобретатель:
Йех Чарльз С., Барри Майкл Д., Хекер Майкл Т., Моффетт Трейси Дж., Энтчев Павлин Б., Хайд Патрик (US)
(74) Представитель:
Медведев В.Н. (RU)
(56) US-B2-6752207 US-A-6003834 US-A1-20100155064 GB-A-2409692 US-A1-20090294128 US-B2-7661476 US-A1-20090308592 US-B2-6789623
(57) Скважинное устройство и способ, содержащее первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, и второй скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и вспомогательный путь потока. Радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте, который содержит переходное звено, соединяющее первый скважинный инструмент со вторым скважинным инструментом, имеющее основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента.
Ссылка на связанные заявки
Данная заявка имеет приоритет по предварительной заявке США 61/424427, зарегистрированной 17 декабря 2010 г., и предварительной заявке США 61/499865, зарегистрированной 22 июня 2011 г.
Предпосылки изобретения
Данный раздел дает представление о различных аспектах техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления изобретения. Данное рассмотрение содействует лучшему пониманию конкретных аспектов изобретения. Соответственно, следует понимать, что данный раздел следует читать с указанным подходом и не обязательно как признание фактов известной техники.
Область техники изобретения
Изобретение относится, в общем, к области заканчивания скважин. Конкретнее, изобретение относится к заканчиванию стволов скважин с использованием песчаных фильтров и гравийных фильтров. Заявка также относится к скважинному инструменту, который можно использовать для соединения эксцентричных путей потока с концентричными путями потока для установки гравийного фильтра.
Рассмотрение технологии
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 осадной 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 сред 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 ствол скважины проходит заканчивание в пласте, являющемся рыхлым или "неконсолидированным". Это означает, что при входе текучих сред добычи в ствол скважины частицы пласта, например песок и мелкодисперсные частицы, могут также вторгаться в ствол скважины. Такие частицы являются вредными для оборудования добычи. Конкретнее, частицы пласта могут вызывать эрозию в скважинных насосах, а также трубах, клапанах и оборудовании сепарирования текучих сред на поверхности.
Проблема неконсолидированных пластов может возникать применительно к заканчиваннию обсаженного ствола скважины. В таком случае частицы пласта могут вторгаться в перфорационные каналы, созданные в эксплуатационной обсадной колонне и окружающей цементной оболочке. Вместе с тем проблема неконсолидированных пластов становится значительно более серьезной в стволе скважины, где выполняют заканчивание с "необсаженной зоной забоя".
В заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя эксплуатационная обсадная колонна не проходит через зоны добычи 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, такую колонну спускают ниже последней обсадной колонной и поперек подземного пласта.
Существуют некоторые преимущества заканчивания с необсаженным забоем по сравнению с закан-чиванием с обсаженным забоем. Первое: поскольку в заканчивают с необсаженным забоем нет перфорационных каналов, пластовые текучие среды могут сливаться воедино в стволе скважины радиально окружности 360°. 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 не-обсаженным 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.
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 вторжения 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 фильтрующим средством, таким 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. Использование гравийных фильтров также исключает необходимость цементирования, перфорирования и промывки после перфорирования.
В заканчивании скважины с гравийным фильтром в необсаженном забое гравий укладывается между песчаным фильтром, окружающим перфорированную основную трубу, и окружающей стенкой 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 или гравийных 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. Преждевременное образование песчаных перемычек может вызывать образование пустот в интервале заканчивания. 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 обхода текучей среды Alternate Path(r) используют шунтирующие трубы (или шунты), обеспечивающие обход гравийной суспензией выбранных зон вдоль ствола скважины. Такая технология альтернативного пути описана, например, в патенте США № 5588487 под названием "Tool for Blocking Axial Flow in Gravel-Packed Well Annulus" и материале публикации РСТ № WO 2008/060479 под названием "Wellbore Method and Apparatus for Completion, Production, and Injection", которые полностью включены в данный документ в виде ссылки. Дополнительная ссылка дается на рассматривающие технику обхода текучей среды материалы, включающие в себя патенты США № 4945991; США № 5113935; США № 7661476 и документ M.D. Barry, et al., "Open-Hole Gravel-Packing with Zonal Isolation", SPE документ № 110460 (November 2007).
Известно использование прямоугольных шунтирующих труб, эксцентрично прикрепленных снаружи песчаного фильтра. Система OptiPac(tm) компании Schlumberger обхода текучей средой гравийного фильтра является примером песчаного фильтра, имеющего внешние шунтирующие трубы и одну или несколько внешних транспортирующих труб. См. также материал G. Hurst et al., S. Tocalino, "Alternate Path Completions: A Critical Review and Lessons Learned From Case Histories With Recommended Practices for Deepwater Applications", SPE документ № 86532 (2004). Эксцентричная схема уменьшает общий габарит инструмента в диаметральной плоскости в сравнении с вариантом, где эквивалентные шунтирующие трубы прикреплены концентрично.
Технический прогресс в последнее время привел к разработке двух новых скважинных инструментов для установки гравийного фильтра. Первым является песчаный фильтр Alternate Path(r), имеющий концентричные внутренние шунтирующие трубы. Варианты осуществления такого песчаного фильтра показаны и описаны в материале М.Т. Hecker et al., "Extending Openhole Gravel-Packing Capability: Initial Field Installation of Internal Shunt Alternate Path Technology", SPE документе № 135102 (2010) и патенте США № 2008/0142227, зарегистрированном в 2008 г., под названием "Wellbore Method and Apparatus for Completion, Production and Injection". Вторым является концентричный пакер с внутренним шунтом для необсаженного ствола. Варианты осуществления такого пакера показаны и описаны в предварительной заявке совместного рассмотрения на патент США № 61/424427, зарегистрированной 17 декабря 2010 г. Данная заявка имеет название "Packer for Alternate Path Gravel-Packing and Method for Completing Well
bore". Комбинация данных инструментов обеспечивает действительную изоляцию зон в заканчивании с установкой гравийных фильтров.
Необходимо получение возможности соединения первого скважинного инструмента (такого как песчаный фильтр OptiPac(tm)), создающего эксцентричные пути потока со вторым скважинным инструментом (таким как фильтр с внутренним шунтом или пакер для необсаженного ствола с внутренним шунтом), создающего концентричные пути потока. Альтернативно необходимо соединение первого скважинного инструмента (такого как песчаный фильтр Alternate Path(r) с концентричными внутренними шунтирующими трубами) с неперфорированной трубой или пакером, имеющим эксцентричные пути потока и шунтирующие трубы. Также альтернативно необходимо соединение со звеньями песчаного фильтра, где одно звено имеет концентричный основной путь потока и другое имеет эксцентричный основной путь потока.
Раскрыты различные соединительные устройства либо между концентричными путями потока, либо между эксцентричными путями потока. Такие соединительные устройства, по меньшей мере, упомянуты, например, в патентах США № 7497267, US 7886819, US 5390966, US 5868200, US 6409219, US 6520254, US 6752207, US 6789621, US 6789624, US 6814139, US 6923262, US 7048061, US 2008/0142227, US7661476, US7828056. Они создают гидравлическое сообщение между эксцентричными основными путями потока, между концентричными основными путями потока, между эксцентричными вспомогательными путями потока или между концентричными вспомогательными путями потока. Вместе с тем перепускной инструмент, соединяющий концентричные пути потока с эксцентричными путями потока (или наоборот) между двумя звеньями фильтра или между звеном фильтра и пакером, еще не разработан.
Поэтому существует необходимость создания улучшенной системы борьбы с поступлением песка с использованием переходного звена для соединения эксцентричного песчаного фильтра с концентричным пакером или наоборот. Дополнительно существует необходимость создания перепускного инструмента, гидравлически соединяющего первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, где радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте является смещенным от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте.
Сущность изобретения
Система борьбы с поступлением песка представлена первой в данном документе. Система борьбы с поступлением песка включает в себя первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Система борьбы с поступлением песка также включает в себя второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Радиальный центр основного пути потока в первом скважин-ном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте.
Система борьбы с поступлением песка также имеет переходное звено. Переходное звено соединяет первый скважинный инструмент со вторым скважинным инструментом. Переходное звено содержит основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента. Переходное звено также имеет по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента.
В одном предпочтительном варианте осуществления системы борьбы с поступлением песка первый скважинный инструмент является песчаным фильтром. Песчаный фильтр содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы. Шунтирующая труба служит альтернативным каналом потока. При этом шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента, когда преждевременно образовавшаяся песчаная перемычка возникает в окружающей кольцевой зоне между песчаным фильтром и стволом скважины во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины. В данном случае основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра и по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.
В песчаном фильтре удлиненная основная труба предпочтительно является эксцентричной с песчаным фильтром. Каждая по меньшей мере из одной шунтирующей трубы может при этом иметь круглый профиль, квадратный профиль или прямоугольный профиль.
В другом предпочтительном варианте осуществления системы борьбы с поступлением песка второй скважинный инструмент является пакером. Пакер содержит удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевое пространство, служащее альтернативным каналом потока. Кольцевое пространство выполнено с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравий
ного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины. В данном случае внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера, и кольцевое пространство служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.
В пакере внутренний шпиндель предпочтительно является концентричным с пакером. Дополнительно кольцевое пространство располагается между внутренним шпинделем и окружающим корпусом поршня. Пакер дополнительно имеет одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между кольцевым пространством и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня.
Переходное звено для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом также представлено в данном документе. Переходное звено имеет конфигурацию, аналогичную переходному звену, описанному выше. Переходное звено можно использовать как часть системы борьбы с поступлением песка. Вместе с тем переходное звено можно использовать для соединения любых двух трубных инструментов, имеющих основные пути потока и вспомогательные пути потока, где радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте.
В одном варианте осуществления основной путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом, а основной путь потока второго скважинного инструмента является концентричным со вторым скважинным инструментом. Первый скважинный инструмент предпочтительно является песчаным фильтром, а второй скважинный инструмент предпочтительно является механически устанавливаемым пакером.
Основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра, а удлиненный внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера. Вспомогательный путь потока для песчаного фильтра выполнен из скрепленных шунтирующих труб, которые служат альтернативными каналами потока. Вспомогательный путь потока для пакера может являться шунтирующими трубами или кольцевым пространством, образованным между внутренним шпинделем и окружающим перемещаемым корпусом поршня. Альтернативные каналы потока обеспечивают гравийной суспензии обход звена песчаного фильтра, переходного звена и пакера даже после установки пакера в стволе скважины.
По меньшей мере один вспомогательный путь потока переходного звена изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз. В одном аспекте внутренний диаметр основного пути потока переходного звена больше внутреннего диаметра (I) основного пути потока первого скважинного инструмента, (II) основного пути потока второго скважинного инструмента или (III) обоих путей.
Переходное звено может, если необходимо, включать в себя наружный защитный кожух.
Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте также представлен в данном документе. В одном аспекте способ содержит создание первого скважинного инструмента. Первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Способ также включает в себя создание второго скважинного инструмента. Второй скважинный инструмент также имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Радиальный центр основного пути потока первого скважинного инструмента смещен от радиального центра основного пути потока для второго скважинного инструмента.
Способ также включает в себя создание переходного звена. Переходное звено также содержит основной путь потока и вспомогательный путь потока. Способ затем включает в себя гидравлическое соединение переходного звена с первым скважинным инструментом на первом конце и гидравлическое соединение переходного звена со вторым скважинным инструментом на втором конце. Таким способом основной путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается с основным путем потока второго скважинного инструмента. Дополнительно по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента.
Способ дополнительно включает в себя спуск переходного звена и соединенных первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины на выбранное место под землей. Текучая среда затем нагнетается в кольцевую зону между переходным звеном и окружающим стволом скважины. Способ затем включает в себя дополнительное нагнетание текучей среды из кольцевого пространства и через вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходное звено и вспомогательные пути потока второго скважинного инструмента.
Переходное звено можно использовать для соединения любых двух трубных инструментов, имеющих основные пути потока и вспомогательные пути потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте. Вместе с тем предпочтительно переходное звено используют как часть системы борьбы с поступлением песка. В данном случае первый скважинный инструмент предпочтительно является песчаным фильтром, а второй скважинный инструмент предпочтительно является устанавливаемым пакером.
В одном варианте осуществления основной путь потока первого скважинного инструмента (такого как песчаный фильтр) является эксцентричным с первым скважинным инструментом, а основной путь
потока второго скважинного инструмента (такого как пакер) является концентричным со вторым сква-жинным инструментом.
Основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра, а удлиненный внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера. Вспомогательный путь потока для песчаного фильтра составлен из скрепленных шунтирующих труб, которые служат альтернативными каналами потока. Вспомогательный путь потока для пакера может являться шунтирующими трубами или может являться кольцевой областью, образованной между внутренним шпинделем и окружающим перемещаемым корпусом поршня.
В любом случае, альтернативные каналы потока обеспечивают гравийной суспензии обход звена песчаного фильтра, переходного звена и пакера даже после установки пакера в стволе скважины.
В одном аспекте способ дополнительно содержит установку пакера в стволе скважины. В данном случае этап дополнительного нагнетания текучей среды через вспомогательные пути потока выполняют после установки пакера.
В другом аспекте способ дополнительно содержит спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера и затем вытягивание установочного инструмента для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера. Это служит для высвобождения корпуса поршня для аксиального перемещения. Способ затем включает в себя передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента, упирающегося в окружающий ствол скважины.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания настоящих изобретений к документу 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 равноэффективные варианты осуществления и применения.
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 - с увеличением сечение заканчивания с необсаженным забоем ствола скважины фиг. 1. Заканчивание с необсаженным забоем на глубинах трех подземных интервалов показано более подробно;
на фиг. 3А - продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров в одном варианте осуществления. Здесь основная труба показана с окружающими элементами пакера. Два механически устанавливаемых пакера показаны схематично, вместе с расположенным между ними набухающим элементом пакера;
на фиг. 3В - поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 3А по линии 3В-3В фиг. 3А. Шунтирующие трубы показаны в набухающем элементе пакера;
на фиг. 3С - поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. Вместо шунтирующих труб показаны транспортирующие трубы, соединенные в манифольд вокруг основной трубы;
на фиг. 4А - продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров фиг. 3А. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры установлены на противоположных концах компоновки пакеров. В устройствах борьбы с поступлением песка использованы внешние шунтирующие трубы;
на фиг. 4В - поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 4А по линии 4В-4В фиг. 4А. Шунтирующие трубы показаны снаружи песчаного фильтра создающими альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц;
на фиг. 5А - другое продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров фиг. 3А. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры также установлены на противоположных концах компоновки пакеров. Вместе с тем в устройствах борьбы с поступлением песка использованы внутренние шунтирующие трубы;
на фиг. 5В - поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 5А по линии 5В-5В фиг. 5А. Шунтирующие трубы показаны в песчаном фильтре создающими альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц;
на фиг. 6А - продольное сечение на виде сбоку одного из механически устанавливаемых пакеров фиг. 3А. Механически устанавливаемый пакер находится в положении спуска в скважину;
на фиг. 6В - продольное сечение на виде сбоку механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Здесь механически устанавливаемый элемент пакера находится в положении установки;
на фиг. 6С - поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6С-6С фиг. 6А;
на фиг. 6D - поперечное сечение пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6D-6D фиг. 6В;
на фиг. 6Е - поперечное сечение пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6Е-6Е фиг. 6А;
на фиг. 6F - поперечное сечение механически устанавливаемого пакера фиг. 6А. Сечение показано по линии 6F-6F фиг. 6В;
на фиг. 7А - с увеличением высвобождающая шпонка фиг. 6А. Высвобождающая шпонка находится в положении спуска в скважину вдоль внутреннего шпинделя. Срезной штифт еще не срезан;
на фиг. 7В - с увеличением высвобождающая шпонка фиг. 6В. Срезной штифт срезан, и высвобождающая шпонка отошла от внутреннего шпинделя;
на фиг. 7С - изометрический вид установочного инструмента, который можно использовать для фиксации на высвобождающей муфте, и при этом среза срезного штифта в высвобождающей шпонке;
на фиг. 8А-8С - различные примеры эксцентричного конструктивного исполнения для скважинного инструмента. Здесь скважинными инструментами являются песчаные фильтры или неперфорированные трубы. Каждый пример песчаных фильтров или неперфорированных труб содержит основную трубу с одним или несколькими эксцентричными альтернативными каналами потока вокруг нее, создающими вспомогательные пути потока;
на фиг. 9А-9С - различные примеры концентричного конструктивного исполнения для скважинного инструмента. Здесь скважинными инструментами являются пакеры. Каждый являющий примером пакер содержит основную трубу с концентричными альтернативными каналами потока вокруг нее, создающими вспомогательные пути потока;
на фиг. 10А - продольное сечение переходного звена для соединения внутренних основных труб двух трубных изделий и для создания гидравлического сообщения между эксцентричными и концентричными вспомогательными путями потока. Переходное звено работает, гидравлически соединяя первый скважинный инструмент со вторым скважинным инструментом;
на фиг. 10В - первое поперечное сечение по линии В-В фиг. 10А. Линия проходит через первый конец переходного звена;
на фиг. 10С - второе поперечное сечение по линии С-С фиг. 10А. Линия проходит через второй противоположный конец переходного звена;
на фиг. 11А на графике в прямоугольных координатах показаны смещение оси (первая ось y) на симметричном отрезке длины переходного звена (ось x) для 16-футового (4,9 м) переходного звена. На фиг. 11А также показана на графике кривизна (вторая ось y) на симметричном отрезке длины переходного звена (ось x) для 16-футового (4,9 м) переходного звена;
на фиг. 11 на графике в прямоугольных координатах показано смещение оси (первая ось y) на симметричном отрезке длины переходного звена (ось x) для 8-футового (2,4 м) переходного звена. На фиг. 11В также показана на графике кривизна (вторая ось y) на симметричном отрезке длины переходного звена (ось x) для 8-футового (2,4 м) переходного звена;
на фиг. 11С на графике в прямоугольных координатах показано смещение оси (ось y) на симметричном отрезке длины переходного звена (ось x) для 8-футового (2,4 м) переходного звена. Здесь на графике выполнено сравнение переходного звена, имеющего искривленный профиль с переходным звеном, имеющим прямолинейные части;
на фиг. 12 показана блок-схема последовательности этапов способа заканчивания ствола скважины в подземном пласте в одном варианте осуществления;
на фиг. 13 - другая блок-схема последовательности этапов способа. На фиг. 13 показаны этапы способа установки пакера в стволе скважины в одном варианте осуществления.
Подробное описание некоторых вариантов осуществления изобретения
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 элемента пакера или любой преждевременно образовавшейся песчаной перемычки в кольцевой зоне и продолжения заполнения гравийного фильтра дополнительно ниже по потоку. Термин "альтернативные каналы потока" может также означать любое объединение манифоль-дов и/или шунтирующих труб, создающих гидравлическое сообщение через или вокруг песчаного фильтра или неперфорированной трубы (с наружным защитным кожухом или без него) для обеспечения обхода гравийной суспензией любой преждевременно образовавшейся песчаной перемычки в кольцевой зоне и продолжения заполнения гравийного фильтра под или над и под скважинным инструментом.
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 необсаженным участком 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. Как известно, трубная колонна, не доходящая до поверхности (такая как обсадная колонна 106), 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 прохо
дит от поверхности 101 до глубины "L" на нижнем конце обсадной колонны 106. При этом некоторые промежуточные обсадные колонны можно полностью не цементировать.
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.
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. Альтернативно фильтрующее средство песчаного фильтра содержит мембранный фильтр, раздвижной фильтр, металлокерамический фильтр, пористый материал из полимера с памятью формы, пористый материал с набивкой из волокнистого материала или слой заранее уложенных твердых зернистых частиц. 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 пакеров можно использовать. Компоновки 210', 210" пакеров специально 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.
Компоновки 210', 210" пакеров обеспечивают оператору изоляцию выбранных интервалов вдоль необсаженного участка ствола 100 скважины для борьбы с миграцией пластовых текучих сред. Например, при добыче конденсирующихся углеводородов вода может в некоторых случаях вторгаться в интервал. Это может происходить вследствие присутствия зон природной воды, 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 газ шапки над нефтяным коллектором может расширяться и прорываться через коллектор, обуславливая добычу нефти с газом. Прорыв газа уменьшает вклад газовой шапки в пластовое давление и снижает добычу нефти. Кольцевая изоляция зон может также являться необходимой для планирования дебитов добычи, регулирования дебита добычи/приемистости нагнетания текучей среды, селективной интенсификации притока или борьбы с водо- или газопроявлениями.
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" пакеров 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 201 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 должны занимать отрезок длины порядка нескольких дюймов для выполнения подходящего гидравлического уплотнения. В одном аспекте каждый из элементов имеет длину от около 6 дюймов (15,2 см) до около 24 дюймов (61,0 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. Кроме того, такие расширяемые элементы манжетного типа могут не выдерживать требуемого перепада давления, с которым встречаются в течение срока эксплуатации, что приводит к пониженной функциональности.
Элементы для пакеров 212, 214 предпочтительно выполнены с возможностью расширения до наружной поверхности с диаметром по меньшей мере 11 дюймов (около 28 см) с коэффициентом овальности не более 1,1. Предпочтительно элементы пакеров 212, 214 должны выдерживать вымоины участка 120 необсаженного ствола с диаметром 8-1/2 дюйма (около 21,6 см) или 9-7/8 дюйма (около 25,1 см). Расширяющиеся участки пакеров 212, 214 должны содействовать поддержанию, по меньшей мере, временного уплотнения на стенке 201 промежуточного интервала 114 (или другого интервала) при увеличении давления во время заполнения гравийного фильтра.
В одном варианте осуществления элементам манжетного типа нет необходимости быть непроницаемыми для жидкости, также они не должны быть рассчитаны на выдерживание многократных циклов изменения давления и температуры. Элементы манжетного типа должны иметь конструктивное исполнение только для однократного использования, конкретно во время процесса заполнения гравийного фильтра при заканчивании ствола скважины с необсаженным забоем. Данное является следствием того, что промежуточный набухающий элемент пакера 216 предпочтительно создан для долгосрочного уплотнения.
Верхний и нижний пакеры 212, 214 устанавливают до начала заполнения гравийного фильтра. Как описано более подробно ниже, пакеры 212, 214 можно устанавливать с помощью механического срезания срезного штифта и смещения высвобождающих муфт. Смещение, в свою очередь, высвобождает высвобождающую шпонку, что затем обеспечивает действие гидростатического давления в направлении
вниз на корпус поршня. Корпус поршня перемещается вниз вдоль внутреннего шпинделя (не показано) и затем действует вниз как на центратор, так и/или на элементы пакера вдоль внутреннего шпинделя. Центратор и элементы пакера расширяются, входя в контакт с окружающей стенкой 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 заканчи-вания скважины с необсаженным участком 120.
В качестве "дублирования" расширяемых элементов пакера в верхнем и нижнем пакере 212, 214 компоновки 210', 210" пакеров также каждая включает в себя промежуточный элемент пакера 216. Промежуточный элемент пакера 216 образует набухающий эластомерный материал, изготовленный из синтетического каучука. Подходящие примеры набухающих материалов можно найти среди следующего: Constrictor(tm) или SwellPacker(tm), компания Easy Well Solutions и E-ZIP(tm), компания SwellFix. Набухающий пакер 216 может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал, известные специалистам в данной области техники, такой пакер можно устанавливать с помощью одного из следующего: доведенный до кондиции буровой раствор, текучая среда заканчивания, текучая среда добычи, текучая среда нагнетания, текучая среда обработки для интенсификации притока или любых их комбинаций.
Набухающий элемент пакера 216 предпочтительно соединяется с наружной поверхностью шпинделя 215. Набухающему элементу пакера 216 дают возможность расширения в течение некоторого времени при контакте с углеводородными текучими средами, пластовой водой или любым химреагентом, описанным выше, который можно использовать в качестве текучей среды приведения в действие. При расширении элемента пакера 216 он образует гидравлическое уплотнение с окружающей зоной, например интервалом 114. В одном аспекте поверхность уплотнения набухающего элемента пакера 216 имеет длину от около 5 футов (1,5 м) до 50 футов (15,2 м) и более предпочтительно от около 3 футов (0,9 м) до 40 футов (12,2 м).
Набухающий элемент пакера 216 должен быть способен к расширению к стенке 201 ствола скважины и обеспечения требуемой герметичности конструкции при таком относительном расширении. Поскольку набухающие пакеры обычно устанавливают в сланцевой секции, где могут не получать углеводородные текучие среды, предпочтительно иметь набухающий эластомер или другой материал, который может набухать в присутствии пластовой воды или текучей среды на водной основе. Примерами материалов, которые должны набухать в присутствии текучей среды на водной основе, являются бентонитовая глина и полимер на основе нитрила с включенными в состав абсорбирующими воду частицами.
Альтернативно набухающий элемент пакера 216 может быть изготовлен из комбинации материалов, набухающих в присутствии воды и нефти соответственно. Другими словами, набухающий элемент пакера 216 может включать в себя два типа набухающих эластомеров: один для воды и один для нефти. В данной ситуации водонабухающий элемент должен набухать под воздействием текучей среды заполнения гравийного фильтра на водной основе или в контакте с пластовой водой, и элемент на нефтяной основе должен расширяться под воздействием добываемого углеводорода. Примером эластомерного материала, который должен набухать в присутствии углеводородной жидкости, является олеофильный полимер, абсорбирующий углеводороды в свою матрицу. Набухание происходит от абсорбции углеводородов, при которой также происходит смазка и уменьшение механической прочности цепочки полимера при его расширении. Каучук на основе сополимера этилена, пропилена и диенового мономера (М-класс) или EPDM является одним примером такого материала.
Набухающий пакер 216 может быть изготовлен из другого расширяемого материала. Примером является полимер с памятью формы. В патентах США № 7243732 и 7392852 раскрыто использование такого материала для изоляции зон.
Механически устанавливаемые элементы пакеров 212, 214 предпочтительно устанавливаются в текучей среде заполнения гравийного фильтра на водной основе, которая должна отводиться для прохода вокруг набухающего элемента пакера 216, например, через шунтирующие трубы (не показано на фиг. 2). Если используют только набухающий в углеводороде эластомер, расширение элемента может происходить только после отказа какого-либо механически устанавливаемого элемента пакеров 212, 214.
Верхний и нижний пакеры 212, 214, в общем, являются зеркальными друг другу, за исключением высвобождающих муфт, срезающих соответствующие срезные штифты, или других механизмов ввода в контакт. Одностороннее перемещение толкателя (показано на и рассмотрено ниже на фиг. 7А и 7В) должно обеспечивать последовательное или одновременное активирование пакеров 212, 214. Нижний пакер 214 активируется первым, следующим активируется верхний пакер 212 при вытягивании толкателя вверх через внутренний шпиндель (показано на фиг. 6А и 6В и рассмотрено ниже). Короткий интервал предпочтительно создается между верхним и нижним пакером 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 прекращение 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 формирования сплошного гравийного фильтра выше и ниже паке-ра. Например, см. патентные заявки под названием "Wellbore Method and Apparatus for Completion, Production and Injection". Заявки опубликованы 16 августа 2007 г. как WO 2007/092082 и WO 2007/092083 соответственно. Заявки раскрывают устройство и способы установки гравийного фильтра на необсажен-ном забое ствола скважины. Публикации WO 2007/092082 и WO 2007/0 92 083 каждая полностью включена в данный документ в виде ссылки.
Некоторые технические проблемы остаются нерешенными применительно к способам, раскрытым в публикациях заявок PCT конкретно для пакера. В заявках предложен пакер с гидравлическим приведением в действие расширяющегося элемента. 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 паке-ра 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 30 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 пакеров, создающая альтернативный путь потока для гравийной суспензии. Компоновка 300 пакеров показана с продольным сечением на виде сбоку. Компоновка 300 пакеров включает в себя различные компоненты, которые можно использовать для уплотнения кольцевого пространства на необсаженном участке 120.
Компоновка 300 пакеров включает в себя основную корпусную секцию 302. Основная корпусная секция 302 предпочтительно изготовлена из стали или из стальных сплавов.
Основную корпусную секцию 302 выполняют заданной длины 316, например около 40 футов (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 пакеров 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 фута (0,3 м). Как описано дополнительно ниже, пакеры 304 имеют альтернативные каналы потока, что специально обеспечивает установку пакеров 304 до нагнетания гравийной суспензии в ствол скважины.
Компоновка 300 пакеров также, если необходимо, включает в себя набухающий пакер 308. Набухающий пакер 308 соответствует набухающему элементу пакера 216 фиг. 2. Набухающий пакер 308 предпочтительно имеет длину от около 3 футов (0,9 м) до 40 футов (12,2 м). Вместе механически устанавливаемые пакеры 304 и промежуточный набухающий пакер 308 окружают основную корпусную секцию 302. Альтернативно короткий интервал может быть создан между механически устанавливаемыми пакерами 304 вместо набухающего пакера 308.
Компоновка 300 пакеров 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 не-перфорированными секциями трубы, проходящими по всей длине 316 механически устанавливаемых пакеров 304 и набухающего пакера 308. Шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакеров выполнены с возможностью герметичного соединения с шунтирующими трубами на соединяющихся с компоновкой песчаных фильтрах, как рассмотрено дополнительно ниже.
Шунтирующие трубы 318 создают альтернативный путь потока через механически устанавливаемые пакеры 304 и промежуточный набухающий пакер 308 (или интервал). Это обеспечивает транспортировку шунтирующими трубами 318 текучей среды-носителя вместе с гравием в различные интервалы 112, 114 и 116 необсаженного участка 120 ствола 100 скважины.
Компоновка 300 пакеров также включает в себя соединительные элементы. Элементы могут представлять собой традиционные резьбовые замковые детали. Замковый ниппель 306 создан на первом конце компоновки 300 пакеров. Замковый ниппель 306 имеет внешнюю резьбу для свинчивания 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 пакеров и устройствами борьбы с поступлением песка или другими трубными частями.
Поперечное сечение компоновки 300 пакеров показано на фиг. 3В. Сечение фиг. 3В проходит по линии 3В-3В фиг. 3А. На фиг. 3В набухающий пакер 308 показан расположенным по периметру вокруг основной трубы 302. Различные шунтирующие трубы 318 установлены радиально и 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 пакеров 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 пакеров показаны соединенными с шунтирующими трубами 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка. Селективные шунтирующие трубы 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка включают в себя окна или сопла или дроссельные отверстия 209, такие шунтирующие трубы называют трубами заполнения фильтра, для обеспечения прохода гравийной суспензии между кольцевым пространством ствола скважины и трубами заполнения фильтра. Шунтирующие трубы 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка могут, если необходимо, включать в себя клапаны 209 для регулирования расхода гравийной суспензии, например в трубы 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. Сечение проходит 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, и служит фильтром. Кроме того, шунтирующие трубы 218 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг наружной сетки 205. Это означает, что в устройствах 200 борьбы с поступлением песка создан 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 конструктивно исполнить эксцентричными. Например, на фиг. 2В в патенте США № 7661476 представлено устройство "известной техники" борьбы с поступлением песка, в котором трубы 208а заполнения фильтра и транспортирующие трубы 208b установлены снаружи основной трубы 202 и окружающего фильтрующего средства 204.
Песчаный фильтр с концентричным каналом потока содержит центральный канал, принимающий текучие среды добычи, и фильтрующее средство, концентрично расположенное вокруг центрального канала. Дополнительно две или больше шунтирующие трубы установлены радиально вокруг центрального канала. Эксцентричный фильтр канала потока также содержит центральный канал, принимающий текучие среды добычи, но с фильтрующим средством, расположенным эксцентрично вокруг центрального канала. Две или более шунтирующие трубы установлены смежно с центральным каналом, обычно снаружи как центрального канала, так и фильтрующего средства. Наружный кожух может быть установлен вокруг шунтирующих труб, представляющих трубы заполнения фильтра и транспортирующие трубы.
В устройстве фиг. 4А и 4В шунтирующие трубы 218 расположены снаружи фильтрующего средства или наружной сетки 220. Вместе с тем 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 секции 310, соответственно, компоновки 300 пакеров. Кроме того, шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакеров 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 фильтрующим средством 220.
На фиг. 5В показано поперечное сечение устройства 500 изоляции зон. Сечение на фиг. 5В проходит по линии В-В фиг. 5А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 5В щелевая или перфорированная основная труба 205 также показана. Труба соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105, показанный в основной трубе 205, служит для приема текучих сред добы
чи во время эксплуатации.
Шунтирующие трубы 218 установлены радиально и 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 созданы в варианте осуществления с внутренними шунтирующими трубами 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 поддерживается множеством проходящих, радиально поддерживающих ребер 222. Ребра 222 проходят через кольцевую зону 225.
На фиг. 4А и 5А представлены устройства для соединения звеньев борьбы с поступлением песка с компоновкой пакеров. 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 систему манифольда можно использовать для создания гидравлического сообщения между шунтирующими трубами 218 и шунтирующими трубами 318.
На фиг. 3С показано поперечное сечение компоновки 300 пакеров фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. В данном устройстве шунтирующие трубы 218 соединены в манифольд вокруг основной трубы 302. Поддерживающее кольцо 315 создано вокруг шунтирующих труб 318. Стенки 222 разделяют шунтирующие трубы 318 в набухающем элементе пакера 308. Также понятно, что настоящее устройство и способы не ограничены конкретным конструктивным исполнением и устройством шунтирующих труб 318 при создании байпаса суспензии для компоновки 210 пакеров. Вместе с тем предпочтительным является использование концентричного устройства.
Следует также отметить, что механизм соединения устройств 200 борьбы с поступлением песка с компоновкой 300 пакеров может включать в себя уплотняющий механизм (не показано). Уплотняющий механизм предотвращает утечку суспензии, находящейся в альтернативном пути потока, образованном шунтирующими трубами. Примеры таких уплотняющих механизмов описаны в патентах США № 6464261; Intl. Pat. Application Publ. № WO 2004/094769; Intl. Pat. Application Publ. № WO 2005/031105; U.S. Pat. Publ. № 2004/0140089; U.S. Pat. Publ. № 2005/0028977; U.S. Pat. Publ. № 2005/0061501 и U.S. Pat.
Publ. № 2005/0082060.
Как отмечается, компоновка 300 пакеров включает в себя пару механически устанавливаемых паке-ров 304. При использовании компоновки 300 пакеров пакеры 304 предпочтительно устанавливают до нагнетания суспензии и формирования гравийного фильтра. Это требует своеобразного устройства паке-ра, 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 показано продольное сечение. На фиг. 6А пакер 600 находится в положении спуска в скважину, а на фиг. 6В пакер 600 находится в положении установки.
Другие варианты осуществления устройств 200 борьбы с поступлением песка можно использовать с устройствами и способами данного документа. Например, устройства борьбы с поступлением песка могут включать в себя автономные фильтры (SAS), фильтры предварительного заполнения или мембранные фильтры. Звенья могут являться любой комбинацией фильтра, неперфорированной трубы или устройства изоляции зон.
Пакер 600 первым 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 (показано на фиг. 4А и 4В) и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб (показано на 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, набухающим паке-ром изоляции зоны, таким как пакер 308 фиг. 3А, 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) с 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, (b) 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 установлен 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 окружающий шпиндель 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 отдельные шпонки 715, расположенные радиально, показаны в поперечном сечении фиг. 6Е, как 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 показанным.
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 корпусе 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 640 поршня.
Также, 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 заявке в WO 2009/071874, под названием "Improved Centraliser". Данная заявка зарегистрирована от имени и попоручению Petrowell Ltd. и имеет дату международной регистрации 28 ноября 2008 г. Заявка полностью включена в данный документ.
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 заявке WO 2007/107773, под названием "Improved Packer", имеющей дату международной регистрации 22 марта 2007 г. Заявка полностью включена в данный документ в виде ссылки.
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 заявке WO 2010/084353, можно использовать для предотвращения отхода назад корпуса 640 поршня. Это предотвращает сокращение манжетного элемента 655.
Как отмечается, перемещение корпуса 640 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 фиксируются в профиле 724, выполненном вдоль высвобождающей муфты 710. Пальцы 760 фиксатора в виде разрезной втулки включают в себя поднятые поверхности 762, стыкующиеся с или фиксирующиеся в профиле 724 высвобождающей шпонки 710. После фиксации 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 инструмент 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 расстопоривания 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-Е 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. 6F 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.
Соединение устройств 200 борьбы с поступлением песка с компоновкой 300 пакеров требует стыковки труб 318 в компоновке 300 пакеров с шунтирующими трубами 218 вдоль устройств 200 борьбы с поступлением песка. При этом путь потока шунтирующих труб 218 в устройствах борьбы с поступлением песка должен не прерываться при входе в контакт с пакером. На фиг. 4А (описано выше) показаны устройства 200 борьбы с поступлением песка, соединенные с промежуточной компоновкой 300 пакеров, с состыкованными шунтирующими трубами 218, 318. Вместе с тем выполнение данного соединения обычно требует специального патрубка или соединителя с быстроразъемным соединением, синхронизированным соединением с выставлением по оси нескольких труб или цилиндрической крышкой над соединяющимися трубами. Данные соединения являются дорогостоящими, затратными по времени, и/или сложными для работы с ними на буровом полу.
В патенте США № 7661476 под названием "Gravel packing methods" раскрыта эксплуатационная колонна (именуется компоновкой звеньев) с использованием одного или нескольких звеньев песчаного фильтра. Звенья песчаного фильтра установлены между "компоновкой муфты нагрузки" и "компоновкой муфты крутящего момента". Компоновка муфты нагрузки образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка образует канал, проходящий через компоновку муфты нагрузки. Аналогично компоновка муфты крутящего момента образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка также образует канал, проходящий через компоновку муфты крутящего момента.
Компоновка муфты нагрузки включает в себя по меньшей мере одну транспортирующую трубу и по меньшей мере одну заполняющую трубу. По меньшей мере одна транспортирующая труба и по меньшей мере одна заполняющая труба расположены снаружи внутреннего диаметра и внутри наружного диаметра. Аналогично компоновка муфты крутящего момента включает в себя по меньшей мере одну трубу. По меньшей мере одна труба также расположена снаружи внутреннего диаметра и внутри наружного диаметра.
Компоновку муфты нагрузки и компоновку муфты крутящего момента можно использовать для соединения эксплуатационной колонны со звеном песчаного фильтра. Эксплуатационная колонна включает в себя "участок основного корпуса", установленный гидравлически сообщающимся с основной трубой песчаного фильтра через компоновку муфты нагрузки и компоновку муфты крутящего момента. Компоновка муфты нагрузки и компоновка муфты крутящего момента скреплены или соединены с основной трубой таким способом, что транспортирующие и заполняющие трубы являются гидравлически сообщающимися, при этом создаются альтернативные каналы потока для гравийной суспензии.
Соединительную компоновку можно также использовать для соединения компоновки муфты нагрузки со звеном песчаного фильтра. Соединительная компоновка имеет зону манифольда, при этом зона манифольда выполнена с возможностью гидравлического сообщения по меньшей мере с одной транспортной трубой и по меньшей мере с одной заполняющей трубой компоновки муфты нагрузки по меньшей мере части времени заполнения гравийного фильтра. Преимуществами компоновки муфты нагрузки, компоновки муфты крутящего момента, и соединительной компоновки является то, что они обеспечивают соединение последовательности звеньев песчаного фильтра и спуск в ствол скважины быстрее и с меньшими затратами.
Для муфты нагрузки и муфты крутящего момента патента США № 7661476 принято, что соединяющиеся песчаный фильтр и пакер имеют совпадающий радиальный центр. Это означает, что каждый из скважинных инструментов, спускаемых в ствол скважины, имеет концентричные пути потока или каждый из них имеет эксцентричные пути потока, и пути потока совпадают. Вместе с тем необходимо иметь возможность гидравлического соединения скважинных инструментов, имеющих различные радиальные центральные линии. Дополнительно необходимо иметь возможность гидравлического соединения первого скважинного инструмента, имеющего основной путь потока, концентричный относительно первого инструмента, со вторым скважинным инструментом, имеющим основной путь потока, эксцентричный относительно второго инструмента. Соответственно, в документе представлено переходное звено.
На фиг. 8А-8С показаны различные примеры эксцентричного конструктивного исполнения сква-жинного инструмента. Здесь примером скважинных инструментов являются устройства борьбы с поступлением песка. Устройства борьбы с поступлением песка могут являться песчаными фильтрами или не-перфорированными трубами. Каждый из скважинных инструментов 800А, 800В, 800С содержит основную трубу 810 с каналом 805 в ней. Канал 805 представляет основной путь потока. Кроме того, каждый из скважинных инструментов 800А и 800С содержит фильтрующее средство 820 вокруг основной трубы 810. Наконец, каждый из скважинных инструментов 800А, 800В, 800С включает в себя альтернативный канал потока для гравийной суспензии. Альтернативные каналы потока в примерах песчаных фильтров 800А, 800С являются прямоугольными или круглыми шунтирующими трубами, альтернативный канал потока в примере неперфорированной трубы 800В является эксцентричным кольцевым пространством между основной трубой 810 и наружным кожухом 850.
На фиг. 8А показано первое устройство 800А борьбы с поступлением песка. Устройство 800А борьбы с поступлением песка включает в себя основную трубу 810. Фильтрующее средство 820 концен-трично расположено вокруг основной трубы 810. Наружный защитный кожух 840 эксцентрично установлен вокруг основной трубы 810 и фильтрующего средства 820. Кожух 840 является перфорированным, а значит, пропускает гравийную суспензию и скважинные текучие среды.
Кольцевая область 835 образована между фильтрующим средством 820 и окружающим кожухом 840. В кольцевой области 835 имеется множество альтернативных каналов потока. В устройстве фиг. 8А каналы представлены транспортирующими трубами 830А и трубами 832А заполнения фильтра. Использование транспортирующих труб и труб заполнения фильтра в качестве альтернативных каналов потока для гравийной суспензии является хорошо известным в технике. Транспортирующие трубы 830А и трубы 832А заполнения фильтра размещены вокруг фильтрующего средства 820.
На фиг. 8В показана неперфорированная труба 800В. Неперфорированная труба 800В также включает в себя основную трубу 810. В данном устройстве наружный кожух 850 эксцентрично расположен вокруг основной трубы 810. Эксцентричная кольцевая область 835 образована между основной трубой 810 и окружающим кожухом 850 и служит альтернативным каналом 830В потока. Шунтированная не-перфорированная труба 800В устанавливается над верхним звеном фильтра или поперек изолированной секции между пакерами, как известно в технике.
На фиг. 8С показано второе устройство 800С борьбы с поступлением песка. Устройство 800С борьбы с поступлением песка также включает в себя основную трубу 810. В данном устройстве фильтрующее средство 820 концентрично расположено вокруг основной трубы 810. Наружный защитный кожух 840 эксцентрично установлен вокруг основной трубы 810 и фильтрующего средства 820. Кожух 840 является перфорированным, а значит пропускает гравийую суспензию и скважинные текучие среды. Кольцевая область 835 также образована между фильтрующим средством 820 и окружающим кожухом 840.
На фиг. 8С шунтирующие трубы 830С оборудованы в кольцевой области 835. Шунтирующие трубы 830С служат альтернативными каналами потока.
На каждой из фиг. 8А, 8В и 8С соответствующие альтернативные каналы 830А, 830В, 830С потока
представляют вспомогательные пути потока. Данные вспомогательные пути потока являются эксцентричными относительно радиального центра скважинных инструментов 800А, 800В, 800С. В одном варианте осуществления эксцентричное фильтрующее устройство дает пониженное трение во вспомогательных путях потока в сравнении с шунтирующими трубами в концентричном фильтре. Считается, что использование эксцентричных фильтров на подошве заканчивания в горизонтальном стволе должно уменьшать общее трение или увеличивать максимальную длину гравийного фильтра при заканчивании.
На фиг. 9А-9С показаны различные примеры концентричного конструктивного исполнения для скважинного инструмента. Здесь примерами скважинных инструментов являются пакеры. Каждый из пакеров 900А, 900В, 900С содержит основную трубу 910, образующую канал 905 внутри. Канал 905 представляет основной путь потока. Кроме того, каждый из пакеров 900А, 900В, 900С содержит наружный кожух 920 вокруг основной трубы 910.
На фиг. 9А показан первый пакер 900А. Пакер 900А включает в себя основную трубу 910. Кожух 920 концентрично расположен вокруг основной трубы 910. Кольцевая область 935 образована между основной трубой 910 и окружающим кожухом 920. Кольцевая область 935, если необходимо, содержит ребра 937 для несения и дистанцирования кожуха 920 вокруг основной трубы 910.
Кольцевая область 935 также содержит множество альтернативных каналов потока. В устройстве фиг. 9А каналы представлены транспортирующими трубами 930А и трубами 932А заполнения фильтра. Использование транспортирующих труб и труб заполнения фильтра, как альтернативных каналов потока для гравийной суспензии, хорошо известно в технике.
На фиг. 9В показан второй пакер 900В. Пакер 900В также включает в себя основную трубу 910. Кожух 920 концентрично расположен вокруг основной трубы 910. Кольцевая область 935 образована между основной трубой 910 и окружающим кожухом 920. В данном устройстве не используются транспортирующие трубы или трубы заполнения фильтра, вместо этого кольцевая область 935 сама служит альтернативным каналом 930В потока.
На фиг. 9С показан третий пакер 900С. Пакер 900С также включает в себя основную трубу 910 и окружающий кожух 920. В данном устройстве шунтирующие трубы 930С эксцентрично расположены смежно с основной трубой 910. Шунтирующие трубы 830С расположены в кольцевой области 935 и служат альтернативными каналами потока.
На каждой из фиг. 9А, 9В и 9С соответствующие альтернативные каналы 930А, 930В, 930С потока представляют вспомогательные пути потока.
На фиг. 8 показаны и описаны выше устройства борьбы с поступлением песка и неперфорирован-ные трубы как пример эксцентричных скважинных инструментов, а на фиг. 9 показаны пакеры как пример концентричных скважинных инструментов. Вместе с тем понятно, что в любых из ряда приведенных примеров можно показать неперфорированные трубы основного пути потока и по меньшей мере одного вспомогательного пути потока.
Дополнительно понятно, что пакеры могут иметь эксцентричное конструктивное исполнение, и устройства борьбы с поступлением песка могут иметь концентричное конструктивное исполнение. В любом из таких случаев требуется переходное звено, устанавливающее гидравлическое сообщение основных путей потока и гидравлическое сообщение вспомогательных путей потока.
На фиг. 10А-10С показаны сечения переходного звена 1000. Переходное звено 1000 работает, гидравлически соединяя первый скважинный инструмент со вторым скважинным инструментом. На фиг. 10А показано продольное сечение переходного звена 1000.
Можно видеть, что переходное звено 1000 образует удлиненное трубное изделие. Переходное звено 1000 имеет стенку 1010. Стенка 1010 образует канал 1005. Канал 1005 служит искривленным основным путем потока.
Стенка 1010 имеет первый конец 1012 и второй противоположный конец 1014. Канал 1005 проходит по длине переходного звена 1000 от первого конца 1012 ко второму концу 1014. Переходное звено 1000 также имеет по меньшей мере один вспомогательный путь 1020 потока. Вспомогательный путь 1020 потока проходит через корпус 1010 переходного звена 1000 и также проходит от первого конца 1012 ко второму концу 1014.
На фиг. 10В показано первое поперечное сечение переходного звена 1000. Сечение проходит по линии В-В фиг. 10А. Линия В-В расположена на первом конце 1012 переходного звена 1000, являющемся ниппельным концом. На фиг. 10В показано, что канал 1005 переходного звена 1000 является эксцентричным относительно звена 1000 на первом конце 1012. Выступающий соединительный элемент 1030 может быть создан для гидравлического соединения вспомогательного пути 1020 потока с альтернативными каналами потока в песчаном фильтре или другом смежном скважинном инструменте.
На фиг. 10С показано второе поперечное сечение переходного звена 1000. Данное сечение показано по линии С-С фиг. 10А. Линия С-С проходит через второй конец 1014 переходного звена 1000, который является муфтовым концом на фиг. 10А, хотя также может являться ниппельным концом. На фиг. 10С показано, что канал 1005 переходного звена 1000 является концентричным относительно звена 1000 на втором конце 1014.
В устройстве фиг. 10А и 10В первый конец 1012 переходного звена 1000 выполнен с возможностью
свинчивания или создания гидравлического сообщения со скважинным инструментом, являющимся эксцентричным. Такой скважинный инструмент может иметь профиль, например, устройства 800А борьбы с поступлением песка фиг. 8А. Таким образом, первый конец 1012 имеет эксцентричный вспомогательный путь 1020 потока, стыкующийся со сквозными прямоугольными окнами (такими как эксцентричные шунтирующие трубы 830А, 832А фиг. 8А) в песчаном фильтре.
Соответственно, в устройстве фиг. 10А и 10С второй конец 1014 переходного звена 1000 выполнен с возможностью свинчивания или создания гидравлического сообщения со скважинным инструментом, являющимся концентричным. Такой скважинный инструмент может иметь профиль, например, пакера 900С фиг. 9С. Таким образом, на втором конце 1014 создается концентричный основной путь 1005 потока, соединяющийся с пакером, и вспомогательный путь 1020 потока, соединяющийся с круглыми окнами (такими как шунтирующие трубы 930С фиг. 9С) в пакере.
Отмечается, что эксцентричный скважинный инструмент можно соединять с первым концом 1012 переходного звена 1000 либо напрямую свинчиванием, либо не напрямую с использованием звена, создающего манифольд. Аналогично концентричный скважинный инструмент можно соединять со вторым концом 1014 переходного звена 1000 либо напрямую свинчиванием, либо не напрямую с использованием соединительной муфты и муфты крутящего момента или муфты нагрузки. Примеры соединительной муфты и муфты крутящего момента или муфты нагрузки приведены в патентах США № 7661476 и
7938184.
Дополнительно отмечается, что либо эксцентричный скважинный инструмент, либо концентричный скважинный инструмент может являться песчаным фильтром, пакером или неперфорированной трубой. Каждый скважинный инструмент должен иметь основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте.
Само переходное звено 1000 также имеет основной путь 1005 потока и вспомогательный путь 1020 потока. Вспомогательный путь 1020 потока также является искривленным. Предпочтительно, вспомогательный путь 1020 потока содержит множество шунтирующих труб или шунтирующее кольцевое пространство для транспортировки гравийной суспензии. Вместе с тем вспомогательный путь 1020 потока может иметь любой профиль.
В устройстве фиг. 10В вспомогательный путь 1030 потока выполнен с возможностью гидравлического сообщения на первом конце 1012 с полигональными трубами 830А заполнения фильтра и транспортирующими трубами 832А, фиг. 8А. Аналогично в устройстве фиг. 10С вспомогательный путь 1020 потока выполнен с возможностью гидравлического сообщения на втором конце 1014 с шунтирующими трубами 930С фиг. 9С. Вместе с тем другие схемы гидравлического сообщения можно использовать как на первом конце 1012, так и на втором конце 1014.
Как показано в устройстве фиг. 10А, переходное звено 1000 может содержать по меньшей мере одну точку перегиба по своей длине, с созданием S-образного контура. S-образный контур компенсирует смещение оси от эксцентричных путей потока к концентричным путям потока. Непрерывный профиль или контур с минимальным искривлением (или "изломом") может упрощать сквозной проход скважин-ного инструмента, уменьшать крутящий момент и силы трения, минимизировать эрозию от потока частиц и минимизировать трение потока. Обычно S-образный контур математически описывают сигмои-дальной функцией. Примеры сигмоидальных функций включают в себя, без ограничения этим, гиперболические функции тангенса, функции арктангенса, логистические функции, функции Розина-Раммлера и функции ошибок. Хотя переход в переходном звене 1000 может представлять собой простую последовательность прямолинейных частей (без точки перегиба), лишенный непрерывности профиль на точках поворота может устанавливать высокое локальное искривление.
На фиг. 11А показан график 1100А в прямоугольных координатах, отображающий смещение оси (первая ось у) по симметричному отрезку длины (ось x) примера переходного звена. График относится к 16-футовому (4,9 м) переходному звену. Переходное звено, показанное на графике 1100А фиг. 11А, имеет профиль со смещением оси 0,54-дюйма (14 мм) между концентричным и эксцентричным скважинны-ми инструментами. Смещение оси является индикатором кривизны. Таким образом, линия 1110А показывает профиль переходника и показывает, как центр канала переходного звена смещается относительно продольной осевой линии инструмента. Как можно видеть, предложен искривленный или S-образный профиль.
На фиг. 11А также отображена кривизна (вторая ось у) по симметричному отрезку длины (ось x) для 16-футового (4,9 м) переходного звена. Кривизна является индикатором резкости поворотов канала переходного звена в любой заданной точке вдоль центральной осевой линии канала. В математических терминах кривизна связана с производными кривой, поскольку отражает скорость изменения направления вдоль кривой 1110А. Данная скорость изменения направления показана линией 1120А. Отмечается, что на отметке 0-дюймов вдоль оси х канал имеет точку перегиба.
Кривизна 1120А, или профиль, основана на гиперболической функции тангенса. Кривизна 1120А выражается в общепринятых нефтепромыслах единицах в градусах на 100 футов (30,5 м). В примере на фиг. 11А показана максимальная кривизна в 9°/100 футов на отрезке длины 192-дюймового (16 футов
(4,9 м) переводника. Кривизна 1120А является нулевой на середине переводника или в точке перегиба.
Длина переводника может быть уменьшена вдвое, до 96 дюймов (2,4 м). Это показано на фиг. 11В.
На фиг. 11В показан график 1100В в прямоугольных координатах, отображающий смещение оси (первая ось у) по симметричному отрезку длины (ось x) примера переходного звена. График относится к 8-футовому (2,4 м) переходному звену. Линия 1110В показывает профиль переходника для 96-дюймового (2,4 м) звена и как центр канала переходного звена смещается относительно продольной осевой линии инструмента. Как можно видеть, также предложен искривленный профиль.
На фиг. 11В также на графике показана кривизна (вторая ось у) продольной осевой линии переходного звена (ось x) для 8-футового (2,4 м) переходного звена. Линия 1120В показывает кривизну канала переходного звена. Здесь максимальная кривизна увеличена вчетверо до 36°/100 футов (30,5 м).
Как отмечено выше, последовательность прямолинейных частей можно использовать вместо искривленного профиля. При использовании упрощенной геометрии прямолинейных частей длину переводника можно дополнительно уменьшить, но кривизна на точке (точках) поворота (лишения непрерывности) становится высокой. Таким образом, в конструктивном исполнении переводника должен соблюдаться баланс между длиной и кривизной.
На фиг. 11С на графике 1100С в прямоугольных координатах показано смещение оси (ось у) по симметричному отрезку длины переходного звена (ось x). График также выполнен для 8-футового (2,4 м) переходного звена. Здесь график 1100С показывает смещение центра канала переходного звена относительно продольной осевой линии инструмента для двух различных профилей канала. Линия 1110В является одинаковой с линией 1110В фиг. 11В. Линия также выполнена для искривленного профиля. Линия 1115 показывает профиль с прямолинейными частями.
Смещение оси и кривизна переходного звена 1000 являются важными параметрами. Основной путь потока переходного звена 1000 должен обеспечивать перемещение такого инструмента, как установочный инструмент 750 фиг. 7С через канал 1005. Можно видеть, что пределы изменения кривизны, показанные линией 1120А на фиг. 11А, уже пределов изменения кривизны, показанных линией 1120В на фиг. 11В. Это естественно, поскольку переходное звено фиг. 11А, имеет длину в два раза больше длины переходного звена фиг. 11В, при этом уменьшается "скорость изменения направления" для кривизны.
Другим способом уменьшения воздействия кривизны на основной путь потока является увеличение внутреннего диаметра переходного звена. Увеличенный диаметр упрощает спуск других скважинных инструментов через искривленное переходное звено.
При использовании переходного звена другие предложения по конструктивному исполнению можно рассматривать. Например, когда вспомогательные пути потока служат альтернативными каналами потока для установки гравийного фильтра, высокий перепад давления может возникать между вспомогательными путями потока и основным путем потока. Дополнительно высокий перепад давления может возникать между вспомогательными путями потока и кольцевым пространством между переходным звеном и окружающим стволом скважины, т.е. кольцевым пространством ствола скважины. Например, перепад давления в 6500 фунтов/дюйм2 (45 МПа) прогнозируют вблизи подошвы при установке гравийного фильтра на интервале 5000 футов (1500 м) горизонтального заканчивания. Для поддержания механической целостности (т.е. нахождения в пределах расчетных нагрузок разрыва, изгиба и разрушения) вспомогательных путей потока требуется некоторая толщина окружающей стенки. Это, в свою очередь, ограничивает внутренний диаметр переходного звена.
Другие соображения включают в себя минимизацию длины, создание полного наружного диаметра, меньше или равного диаметрам смежных скважинных инструментов, максимизацию внутреннего диаметра основного пути потока и обеспечение общей механической целостности, т.е. равной или больше, чем у смежных инструментов.
На фиг. 12 показана блок-схема последовательности этапов способа 1200 для заканчивания ствола скважины в подземном пласте в одном варианте осуществления. Способ 1200 является применимым для установки скважинных инструментов с путями потока, не проходящими по одной линии.
В одном аспекте способ 1200 первым содержит создание первого скважинного инструмента. Это показано в блоке 1210. Первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Первый скважинный инструмент может являться песчаным фильтром, пакером или неперфорированной трубой.
Способ 1200 также включает в себя создание второго скважинного инструмента. Это показано в блоке 1220. Второй скважинный инструмент также имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Второй скважинный инструмент может являться песчаным фильтром, пакером или неперфорированной трубой. Вместе с тем радиальный центр основного пути потока первого скважинного инструмента смещен от радиального центра основного пути потока для второго скважинно-го инструмента.
Способ 1200 также включает в себя создание переходного звена. Это показано в блоке 1230. Переходное звено также содержит основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока. Способ 1200 затем включает в себя гидравлическое соединение переходного звена с первым сква-жинным инструментом на первом конце и гидравлическое соединение переходного звена со вторым
скважинным инструментом на втором конце. Данные этапы показаны в блоках 1240 и 1250 соответственно. Таким способом основной путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается с основным путем потока второго скважинного инструмента. Дополнительно по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента.
Способ 1200 дополнительно включает в себя спуск переходного звена и соединенного первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины. Это показано в блоке 1260. Переходное звено спускают на выбранное место в подземном пласте в стволе скважины. Текучую среду затем нагнетают в ствол скважины. Это показано в блоке 1270.
Способ 1200 затем включает в себя дополнительное нагнетание текучей среды из ствола скважины и через вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходное звено и вспомогательные пути потока для второго скважинного инструмента. Это показано в блоке 1280.
Переходное звено можно использовать для соединения любых двух трубных инструментов, имеющих основные пути потока и вспомогательные пути потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте. Вместе с тем предпочтительно использование переходного звена как части системы борьбы с поступлением песка. В данном случае первый скважинный инструмент является предпочтительно песчаным фильтром, а второй скважинный инструмент является предпочтительно механически устанавливаемым пакером, таким как пакер 600 фиг. 6А и 6В.
В одном варианте осуществления основной путь потока первого скважинного инструмента (такого как песчаный фильтр) является эксцентричным с первым скважинным инструментом, а основной путь потока второго скважинного инструмента (такого как пакер) является концентричным со вторым сква-жинным инструментом. В данном случае основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра, а удлиненный внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера. Вспомогательный путь потока для песчаного фильтра скреплен из шунтирующих труб, которые служат альтернативными каналами потока. Вспомогательный путь потока для пакера могут образовывать шунтирующие трубы или кольцевая область между внутренним шпинделем и окружающим перемещаемым корпусом поршня. В любом случае, альтернативные каналы потока обеспечивают обход гравийной суспензией звена песчаного фильтра, переходного звена и пакера даже после установки пакера в стволе скважины.
В одном аспекте способ 1200 дополнительно содержит установку пакера в стволе скважины. В данном случае этап дополнительного нагнетания текучей среды через вспомогательные пути потока выполняют после установки пакера.
На фиг. 13 показана блок-схема последовательности этапов способа 1300 установки пакера в стволе скважины в одном варианте осуществления. Пакер конструктивно исполнен аналогично пакеру 600 фиг. 6А и 6В. Способ 1300 первым включает в себя спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера. Это показано в блоке 1310.
Установочный инструмент продвигается вглубь от пакера. Способ 1300 затем включает в себя вытягивание установочного инструмента назад вверх в ствол скважины. Это показано в блоке 1320. Установочный инструмент имеет пальцы фиксатора в виде разрезной втулки или другие поднятые поверхности, захватывающие высвобождающую муфту. При вытягивании установочного инструмента вверх в ствол скважины пальцы фиксатора в виде разрезной втулки фиксируются в высвобождающей муфте. Вытягивание установочного инструмента механически сдвигает высвобождающую муфту из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера. При этом, в свою очередь, высвобождается корпус поршня в пакере для аксиального перемещения.
Способ 1300 затем включает в себя передачу гидростатического давления на корпус поршня. Это показано в блоке 1330. Передача гидростатического давления проводится через одно или несколько окон потока. Окна потока открываются воздействию скважинных текучих сред, когда высвобождающая муфта линейно перемещается. Корпус поршня имеет воспринимающую давление поверхность, на которую действует гидростатическое давление. Это обеспечивает аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и в свою очередь приводит в действие уплотняющий элемент, встающий в распор с окружающим стволом скважины.
Предпочтительный вариант осуществления для использования переходного звена предлагает следующую последовательность инструментов:
эксцентричный фильтр перепускной инструмент концентричный пакер.
Вариант данной последовательности является следующим:
эксцентричный фильтр - перепускной инструмент - концентричный пакер - перепускной инструмент - эксцентричный фильтр.
Вместе с тем порядок соединений инструмента не ограничен использованием эксцентричного песчаного фильтра и концентричного пакера. Если концентричного пакера нет в наличии, оператор может выбрать использование следующей последовательности инструментов:
концентричный фильтр - перепускной инструмент - эксцентричный пакер - перепускной инст
румент - концентричный фильтр.
Таким образом, переходное звено обеспечивает изменение ориентации основных труб и эксцентричных шунтирующих труб вдоль последовательности песчаных фильтров. В данном случае необходимы два переходных звена. Первое переходное звено предпочтительно имеет концентричный муфтовый конец и эксцентричный ниппельный конец. Второе переходное звено предпочтительно имеет эксцентричный муфтовый конец и концентричный ниппельный конец.
Некоторый тип пакера может фактически являться необходимым в некоторых обстоятельствах. Если, например, конкретный тип пакера обеспечивает работу с более высоким гидростатическим давлением или более высоким расчетным давлением в потоках шунтирующего пути, то такой пакер можно выбрать.
Другой последовательностью инструментов для использования с переходным звеном является: концентричный фильтр - перепускной инструмент - эксцентричный фильтр.
Использование концентричных фильтров может являться предпочтительным при установке гравийного фильтра на больших интервалах. Концентричные песчаные фильтры могут быть более прочными и подходящими для установки гравийного фильтра на больших интервалах. Например, известные концентричные фильтры подходят для установки гравийного фильтра в 5000 футов (1525 м), а серийно производящиеся и имеющиеся в продаже эксцентричные фильтры для 3000 футов (915 м). Новый перепускной инструмент дает оператору возможность использования более дешевых эксцентричных фильтров на подошве или стороне пониженного давления интервала во время заполнения гравийных фильтров и использования концентричных фильтров сверху или на стороне более высокого давления интервала во время заполнения гравийных фильтров. При этом уменьшается общая стоимость заканчивания при достижении целей установки гравийного фильтра.
Приобретение более сложных концентричных песчаных фильтров в количествах, необходимых для горизонтального заканчивания большой протяженности, может представлять определенные трудности. При этом переходное звено обеспечивает продолжение горизонтального заканчивания без задержек, благодаря комбинированию концентричных фильтров с более доступными эксцентричными фильтрами. Таким образом, использование переходных звеньев создает гибкость в поддержании и управлении хранимыми запасами песчаных фильтров.
Переходное звено также дает оператору гибкость в использовании наилучших фильтров для конкретного интервала или пакера с наилучшими показателями работы для изоляции зоны. У оператора нет ограничений по согласованию путей потока фильтров и пакеров, и оператор может использовать преимущества имеющихся скважинных инструментов для выполнения работы.
Переходное звено также обеспечивает оператору возможность выбора при использовании неперфо-рированных труб. Например, переходное звено допускает использование концентричных круглых шунтирующих труб на неперфорированных трубных звеньях над эксцентричными фильтрами в вариантах применения гидроразрыва пласта в нескольких зонах с установкой гравийного фильтра. Концентричные круглые шунтирующие трубы рассчитаны на более высокие давления нагнетания текучей среды. Переходное звено обеспечивает возможность гидравлического сообщения между эксцентричным звеном песчаного фильтра и концентричной неперфорированной трубой.
Как можно видеть, скважинное устройство представлено в данном документе. Скважинное устройство может, в общем, быть заявлено в следующих подпунктах:
1. Скважинное устройство, содержащее
первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока;
второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и переходное звено для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, содержащее
основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и,
по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента.
2. Скважинное устройство по подпункту 1, в котором
основной путь потока в переходном звене является эксцентричным с переходным звеном на первом конце; и
основной путь потока в переходном звене является концентричным с переходным звеном на втором противоположном конце.
3. Скважинное устройство по подпункту 2, в котором основной путь потока в переходном звене имеет профиль сигмоидальной функции.
3.
4. Скважинное устройство по подпункту 2, в котором основной путь потока в переходном звене со-
держит, по меньшей мере, два линейных участка.
5. Скважинное устройство по подпункту 1 или 2, в котором
скважинное устройство является устройством борьбы с поступлением песка;
первый скважинный инструмент является песчаным фильтром, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и
по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.
6. Скважинное устройство по подпункту 5, в котором по меньшей мере одна шунтирующая труба расположена внутри фильтрующего средства или расположена снаружи фильтрующего средства.
7. Скважинное устройство по подпункту 6, в котором
каждая по меньшей мере из одной шунтирующей трубы имеет круглый профиль, квадратный профиль или прямоугольный профиль; и
удлиненная основная труба является эксцентричной с песчаным фильтром.
8. Скважинное устройство по подпункту 7, в котором первый скважинный инструмент дополнительно содержит перфорированный наружный защитный кожух вокруг по меньшей мере одной шунтирующей трубы.
9. Скважинное устройство по подпункту 1 или 2, в котором
второй скважинный инструмент является пакером, содержащим удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевую зону, служащую альтернативным каналом потока, причем кольцевая зона выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины;
внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера; и
кольцевая зона служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.
10. Скважинное устройство по подпункту 9, в котором внутренний шпиндель является концентричным с пакером.
11. Скважинное устройство по подпункту 9, в котором основной путь потока имеет профиль сиг-моидальной функции.
12. Скважинное устройство по подпункту 1 или 2, в котором
первый скважинный инструмент является неперфорированной трубой, которая содержит удлиненную основную трубу и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинно-го инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
основная труба служит основным путем потока неперфорированной трубы; и
по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока неперфорированной трубы.
13. Скважинное устройство по подпункту 5, в котором
второй скважинный инструмент является пакером, содержащим удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевую зону, служащую альтернативным каналом потока, причем кольцевая зона выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины;
внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера; и
кольцевая зона служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.
14. Скважинное устройство по подпункту 13, в котором
удлиненная основная труба песчаного фильтра является эксцентричной с песчаным фильтром; и внутренний шпиндель пакера является концентричным с пакером.
15. Скважинное устройство по подпункту 5, в котором
второй скважинный инструмент является также песчаным фильтром, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая первый скважинный инструмент,
является концентричной с песчаным фильтром; и
удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая второй скважинный инструмент, является эксцентричной с песчаным фильтром.
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. Созданы улучшенные способы заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем с использованием перепускного инструмента для гидравлического соединения эксцентричного пути потока с концентричным путем потока.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Переходное устройство для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважин-ным инструментом, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока и второй скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте, содержащее переходное звено, включающее
основной путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения основного пути потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и
по меньшей мере один вспомогательный путь потока, выполненный с возможностью гидравлического соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и
звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.
2. Переходное звено по п.1, в котором
основной путь потока в переходном звене является эксцентричным с переходным звеном на первом конце; и
основной путь потока в переходном звене является концентричным с переходным звеном на втором конце.
3. Переходное звено по п.1, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.
4. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене имеет профиль сигмоидальной функции.
5. Переходное звено по п.2, в котором основной путь потока в переходном звене изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.
6. Переходное звено по п.5, в котором основной путь потока в переходном звене содержит по меньшей мере два линейных участка.
7. Переходное звено по п.5, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока переходного звена изменяет направление вдоль продольной оси переходного звена по меньшей мере один раз.
8. Скважинное устройство, содержащее
первый скважинный инструмент, имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока;
второй скважинный инструмент, также имеющий основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважинном инструменте; и
переходное звено для соединения первого скважинного инструмента со вторым скважинным инструментом, содержащее
основной путь потока, гидравлически соединяющий основной путь потока первого скважинного инструмента с основным путем потока второго скважинного инструмента; и
по меньшей мере один вспомогательный путь потока, гидравлически соединяющий по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента, и
звено манифольда, предназначенное для соединения по меньшей мере одного вспомогательного пути потока в первом скважинном инструменте по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене.
9. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.
9.
10. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.
11. Скважинное устройство по п.8, в котором основной путь потока второго скважинного инструмента является концентричным со вторым скважинным инструментом.
12. Скважинное устройство по п.8, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента является эксцентричным с первым скважинным инструментом.
13. Скважинное устройство по п.8, в котором
скважинное устройство содержит устройство борьбы с поступлением песка;
первый скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и
по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.
14. Скважинное устройство по п.8, в котором
второй скважинный инструмент содержит пакер, содержащий удлиненный внутренний шпиндель, уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя и кольцевую зону, служащую альтернативным каналом потока, причем кольцевая зона выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины после установки пакера в стволе скважины;
внутренний шпиндель служит основным путем потока пакера; и
кольцевая зона служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока пакера.
15. Скважинное устройство по п.13, в котором
второй скважинный инструмент содержит песчаный фильтр, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход второго скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая первый скважинный инструмент, является концентричной с песчаным фильтром; и
удлиненная основная труба песчаного фильтра, представляющая второй скважинный инструмент, является эксцентричной с песчаным фильтром.
16. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, содержащий
создание первого скважинного инструмента, причем первый скважинный инструмент имеет основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока;
создание второго скважинного инструмента, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока, при этом радиальный центр основного пути потока в первом скважинном инструменте смещен от радиального центра основного пути потока во втором скважин-ном инструменте; и
создание переходного звена, также содержащего основной путь потока и по меньшей мере один вспомогательный путь потока;
гидравлическое соединение переходного звена с первым скважинным инструментом на первом конце и гидравлическое соединение переходного звена со вторым скважинным инструментом на втором конце, так что основной путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается с основным путем потока второго скважинного инструмента, и по меньшей мере один вспомогательный путь потока первого скважинного инструмента гидравлически сообщается по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока второго скважинного инструмента;
спуск переходного звена и соединенных первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины на выбранное место под землей и при этом образование кольцевого пространства в стволе скважины между переходным звеном и окружающим стволом скважины;
нагнетание текучей среды в ствол скважины и
дополнительное нагнетание текучей среды из ствола скважины и во вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходное звено и вспомогательные пути потока второго скважин-ного инструмента,
причем по меньшей мере один вспомогательный путь потока в первом скважинном инструменте соединен по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока с помощью звена манифольда.
17. Способ по п.16, в котором
текучая среда является гравийной суспензией для образования гравийного фильтра;
первый скважинный инструмент является песчаным фильтром, который содержит удлиненную основную трубу, фильтрующее средство по периметру вокруг основной трубы и по меньшей мере одну шунтирующую трубу вдоль основной трубы, служащую альтернативным каналом потока, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба выполнена с возможностью обеспечивать гравийной суспензии, по меньшей мере, частичный обход первого скважинного инструмента во время заполнения гравийного фильтра в стволе скважины;
основная труба служит основным путем потока песчаного фильтра; и
по меньшей мере одна шунтирующая труба служит по меньшей мере одним вспомогательным путем потока песчаного фильтра.
18. Способ по п.16, в котором по меньшей мере один вспомогательный путь потока во втором скважинном инструменте соединен по текучей среде по меньшей мере с одним вспомогательным путем потока в переходном звене с помощью манифольда.
19. Способ по п.16, дополнительно содержащий
спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакера;
вытягивание установочного инструмента для механического сдвига высвобождающей муфты из застопоренного положения вдоль внутреннего шпинделя пакера, при этом высвобождение корпуса поршня для аксиального перемещения; и
передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом аксиальное перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента, упирающегося в окружающий ствол скважины.
20. Способ по п.16, в котором
спуск установочного инструмента содержит спуск промывочной трубы в канал во внутреннем шпинделе пакера, причем промывочная труба оснащена установочным инструментом; и
высвобождение перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя, при этом сдвиг высвобождающей муфты и срез по меньшей мере одного срезного штифта и при этом высвобождение корпуса поршня для аксиального перемещения вдоль внутреннего шпинделя.
создание первого скважинного инструмента,
имеющего основной путь потока и, по меньшей мере, один вспомогательный путь потока
создание второго скважинного инструмента, также имеющего основной путь потока и, по меньшей мере, один вспомогательный путь потока
создание переходного звена, также имеющего основной путь потока и, по меньшей мере, один вспомогательный путь потока
гидравлическое соединение переходного звена с первым скважинным инструментом на первом конце
гидравлическое соединение переходного звена со вторым скважинным инструментом на втором конце
спуск переходного звена и соединенного первого и второго скважинных инструментов в ствол скважины на выбранное место под землей
нагнетание текучей среды в ствол скважины
дополнительное нагнетание текучей среды из кольцевого пространства и во вспомогательные пути потока первого скважинного инструмента, переходного звена и второго скважинного инструмента
Фиг. 12
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032493
- 1 -
032493
- 1 -
032493
- 1 -
032493
- 1 -
032493
- 1 -
032493
- 9 -
032493
- 28 -
032493
- 29 -
032493
- 31 -
032493
- 35 -
032493
- 36 -