CN103688015B - 用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 - Google Patents
用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103688015B CN103688015B CN201180067841.9A CN201180067841A CN103688015B CN 103688015 B CN103688015 B CN 103688015B CN 201180067841 A CN201180067841 A CN 201180067841A CN 103688015 B CN103688015 B CN 103688015B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- packer
- mechanical
- gravel
- assembly
- conduit
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 102
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 263
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 100
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 86
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 81
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 80
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 168
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 48
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 48
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 45
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 28
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 26
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 26
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 25
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 12
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 12
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 5
- 239000004744 fabric Substances 0.000 claims description 4
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims description 4
- 229920000431 shape-memory polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 61
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 45
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 33
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 27
- 239000000463 material Substances 0.000 description 24
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 23
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 14
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 11
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 8
- UJCHIZDEQZMODR-BYPYZUCNSA-N (2r)-2-acetamido-3-sulfanylpropanamide Chemical compound CC(=O)N[C@@H](CS)C(N)=O UJCHIZDEQZMODR-BYPYZUCNSA-N 0.000 description 7
- 241001669680 Dormitator maculatus Species 0.000 description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 5
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000006870 function Effects 0.000 description 3
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 3
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- -1 such as Substances 0.000 description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 2
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 2
- 230000006399 behavior Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N gold Chemical compound [Au] PCHJSUWPFVWCPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010931 gold Substances 0.000 description 2
- 229910052737 gold Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 2
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 2
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 208000009786 Anophthalmos Diseases 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000206601 Carnobacterium mobile Species 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 230000008485 antagonism Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000008602 contraction Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000011900 installation process Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004137 mechanical activation Methods 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000011295 pitch Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000007017 scission Effects 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009955 starching Methods 0.000 description 1
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 229920003051 synthetic elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000005061 synthetic rubber Substances 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004416 thermosoftening plastic Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000002834 transmittance Methods 0.000 description 1
- 210000005239 tubule Anatomy 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/063—Valve or closure with destructible element, e.g. frangible disc
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
- E21B43/045—Crossover tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/08—Screens or liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Separation Of Solids By Using Liquids Or Pneumatic Power (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
用封隔器组合件在地下地层中进行井筒完井，所述封隔器组合件具有作为第一油层隔离工具的第一机械坐封封隔器，和第二油层隔离工具，其包括用于接收采出液的内部孔和备用流动通道。第一封隔器具有围绕内心轴的备用流动通道和内心轴外部的密封元件，并且包括可操作地连接封隔器组合件至砂筛管并且下入井筒。通过启动密封元件与井筒的周围裸眼井部分啮合坐封第一封隔器。此后，注入砾石砂浆和进一步注入砾石砂浆通过备用流动通道，以使其绕过密封元件，产生在砂筛管和封隔器组合件下方的周围地层之间的环形区域内的砾石充填的井筒。
Description
相关申请的交叉引用
本申请要求于2010年12月17日提交的美国临时申请61/424,427和2011年10月19日提交的美国临时申请61/549,056的权益。
背景技术
本部分旨在向读者介绍可能与本发明的实施方式相关的本领域各个方面。相信该讨论有助于给读者提供信息，以利于更好理解本发明的具体技术方面。因此，应当理解，应当从这一角度理解该部分，而不必理解是现有技术的承认。
技术领域
本公开涉及完井的领域。更具体地，本发明涉及与已经使用砾石充填完井的井筒相关的地层的隔离。本申请也涉及井下封隔器，其可坐封在下套管井或裸眼井筒中并且其结合备用流动通道技术。
技术讨论
在油井和气井的钻井中，利用在钻柱的下端向下推进的钻头形成井筒。在钻孔至预定深度后，移除钻柱和钻头并且将井筒用套管柱衬住。因此在套管柱和地层之间形成环形区。通常实施固井作业，以便用水泥填充或“挤压”环形区。水泥和套管的组合加固了井筒并且便于隔离套管后面的地层。
通常将数个具有逐渐变小的外径的套管柱放入井筒。将钻井和随后对逐渐变小的套管柱注水泥的过程重复数次，直到该井已经到达总深度。称为生产套管的最终套管柱被固结在合适的位置并且进行穿孔。在一些情况中，最终套管柱是衬管，即，不回接至地面的套管柱。
作为完井过程的一部分，在地面安装井口装置。井口装置控制采出液流动至地面或控制流体注入井筒。也提供流体聚集和处理设备诸如管、阀门和分离器。可随后开始生产作业。
有时希望将井筒孔的底部敞开。在裸眼井完井中，生产套管不延伸通过生产区域和穿孔；而是，生产区域是未下套管的，或“敞开的”。生产套管或“油管”接着放置在最后套管柱下方向下延伸的井筒内部并且穿过地下地层。
裸眼井完井相对下套管井完井具有某些优势。首先，以因为裸眼井完井没有射孔孔道，地层流体可井筒径向360度会聚。这有益于消除与会聚径向流并且接着线性流通过填充颗粒的射孔孔道相关的另外压降。降低的与裸眼井完井相关的压降事实上确保了将比未增产的、下套管井在相同地层中更多产的。
第二种裸眼井技术通常比下套管井完井便宜。例如，砾石充填的使用消除了对注水泥、射孔和射孔后清理作业的需要。
裸眼井完井中的常见问题是井筒直接暴露于周围地层。如果该地层是疏松的或大量含砂的，则采出液流入井筒可携带地层颗粒，例如，砂和细粒。这样的颗粒可对井下生产设备和地面的管子、阀门和分离设备有腐蚀性。
为了控制砂和其他颗粒的侵入，可使用防砂设备。防砂设备通常穿过地层安装在井下，以截留大于某一直径的固体物质，同时允许流体采出。防砂设备通常包括称为中心管的细长管状体，其具有很多割缝开口。中心管随后通常用过滤介质诸如筛网或金属丝网包裹。
为增加防砂设备，尤其在裸眼井完井中，通常安装砾石充填。砾石充填井涉及在防砂设备悬挂或以其他方式布置在井筒中之后，将砾石或其他颗粒物围绕防砂设备布置。为了安装砾石充填，颗粒材料通过携带液输送至井下。携带液与砾石一起形成砾石砂浆。泥浆在适当的位置干燥，留下圆周的砾石充填。砾石不仅帮助颗粒过滤而且也有助于保持地层完整。
在裸眼井砾石充填完井中，砾石被放置在包围穿孔的中心管的砂筛管和井筒的周围壁之间。在采油期间，地层流体从地下地层流动通过砾石、通过筛管并进入内部中心管。该中心管因此用作生产套管的一部分。
砾石充填在历史上遇到的问题是在传递过程期间携带液从浆中的无意损失可导致在沿裸眼井层段的不同位置上形成过早的砂桥或砾石桥。例如，在倾斜的生产层段或具有增大的或不规则的井筒的层段中，由于过早的携带液从砾石砂浆损失进入地层，可出现砾石的不良分布。过早的砂桥可阻断砾石砂浆的流动，造成沿着完井层段形成空隙。因此，不能实现从底部到顶部的完整的砾石充填，使得井筒暴露于砂和细粒渗入。
已经通过使用Alternate技术或“APT”解决了砂桥和绕过油层隔离的问题。Alternate技术使用分流管(或分流器)，其允许砾石砂浆沿井筒绕过选择区。例如，这种液流旁通技术描述在名称为“Tool for Blocking Axial Flow in Gravel-Packed Well Annulus”的美国专利号5,588,487和名称为“Wellbore Method and Apparatus for Completion,Production,and Injection”的PCT公开号WO2008/060479中，其每一篇通过引用以其整体并入本文。讨论备用流动通道技术的其他参考文献包括美国专利号4,945,991；美国专利号5,113,935；美国专利号7,661,476；和M.D.Barry等，“Open-hole Gravel Packing with ZonalIsolation,”SPE论文号110,460(2007年11月)。
砾石充填控制砂和细粒流入井筒的效果是熟知的。但是，对于裸眼井完井，有时也期望沿着井筒的裸眼井部分隔离所选的层段以控制流体的流入。例如，与可冷凝烃的采出相关，水有时可侵入层段。这可能是由于天然水层的存在、锥进(近井烃-水接触的出现)、高渗透夹层、天然裂缝或来自注入井的指进。取决于产生水的机制或原因，水可在井寿命期间的不同位置和时间产生。类似地，油储层上方的气顶可膨胀和破裂，造成气体与油一起产生。气窜减少气顶驱动并且抑制油生产。
在这些和其他情况下，期望隔离层段免于地层流体生产进入井筒。环形油层隔离也可期望用于生产分配、生产/注入流体剖面调整、选择性增产或者止水涌或气体控制。但是，裸眼井封隔器的设计和安装是非常有问题的，这是由于管下扩眼区域、冲蚀区域、较高的压差、频繁的压力循环和不规则的井眼大小。另外，油层隔离的寿命是一个考虑因素，因为水/气锥进的可能通常在油田寿命的后期增加，这是由于压降和压力递减。
所以，需要改进的防砂系统，其提供流体旁通技术以进行绕过封隔器的砾石布置。进一步需要封隔器组合件，其沿着裸眼井筒提供所选地下层段的隔离。进一步，需要封隔器，其使用备用流动通道并且其在将任何砾石围绕密封元件布置之前为裸眼井筒提供液压密封。
发明内容
本文首先提供井筒的砾石充填油层隔离装置。该油层隔离装置对于在井筒的裸眼井部分中布置砾石充填尤其有用。裸眼井部分延伸通过一个、两个或多个地下层段。
在一种实施方式中，油层隔离装置首先包括防砂设备。防砂设备包括中心管。中心管限定具有第一端和第二端的管状元件。优选地，油层隔离装置进一步包括沿着中心管的大部分围绕中心管的过滤介质。中心管和过滤介质一起形成砂筛管。
砂筛管布置为具有备用流动路径技术。在这方面，砂筛管包括至少一个备用流动通道以绕过中心管。该通道从第一端延伸至第二端。
油层隔离装置也包括至少一个和任选地至少两个封隔器组合件。每个封隔器组合件包括至少两个机械坐封封隔器。这些表示上封隔器元件和下封隔器元件。上封隔器元件和下封隔器元件长度可为约6英寸(15.2cm)至24英寸(61.0cm)。
在至少两个机械坐封封隔器中间的是至少一个可膨胀封隔器元件。可膨胀封隔器元件的长度优选地为约3英尺(0.91米)至40英尺(12.2米)。在一个方面中，可膨胀封隔器元件由弹性体材料制造。可膨胀封隔器元件在流体诸如水、气体、油或化学品存在的情况下随时间启动。例如，如果一个机械坐封封隔器元件出故障，可发生膨胀。可选地，膨胀可随着围绕可膨胀封隔器元件的地层中的流体接触可膨胀封隔器元件而随时间发生。
可膨胀封隔器元件优选地在水性流体存在的情况下膨胀。在一个方面，可膨胀封隔器元件可包括在烃液体或启动化学品存在的情况下膨胀的弹性体材料。这可以代替或附加于在水性流体存在的情况下膨胀的弹性体材料。
油层隔离装置也包括一个或多个备用流动通道。备用流动通道布置在中心管外面并且沿着每个封隔器组合件中的各个封隔器元件。在砾石充填操作期间，备用流动通道用于将砾石充填浆从上层段转移至一个或多个下层段。
在一种实施方式中，细长的中心管包括头尾相连的多根管以形成防砂设备的第一端和防砂设备的第二端。油层隔离装置则可包括布置在防砂设备的第一端的上封隔器组合件和布置在防砂设备的第二端的下封隔器组合件。上封隔器组合件和下封隔器组合件沿着所述多根管间隔开从而横跨井筒中所选的地下层段。
第一和第二机械坐封封隔器独特地设计为坐封在井筒的裸眼井部分中，然后开始砾石充填操作。为了该目的，本文提供具体设计的井下封隔器，其可与本文的封隔器组合件和方法一起使用。井下封隔器密封管状体和周围井筒之间的环形区域。井筒可以是下套管井，意思是生产套管柱已经被穿孔。可选地，井筒可完井为裸眼井。
在一种实施方式中，每个井下封隔器包括内心轴、沿着内心轴的至少一个备用流动通道和内心轴外部的密封元件。密封元件位于沿圆周地内心轴的周围。
每个井下封隔器可进一步包括可动活塞罩。活塞罩最初围绕内心轴固定。活塞罩具有在第一端的承压面，并且可操作地连接至密封元件。活塞罩可被释放并且造成沿着内心轴移动。活塞罩的移动启动密封元件与周围裸眼井筒啮合。
优选地，每个封隔器进一步包括活塞心轴。活塞心轴布置在内心轴和周围的活塞罩之间。环状空间保持在内心轴和活塞心轴之间。环状空间有益地用作至少一个备用流动通道。
每个封隔器也可包括一个或多个流动口。流动口提供备用流动通道和活塞罩的承压面之间的流体连通。流动口对井筒中的静水压力敏感。
在一种实施方式中，每个井下封隔器也包括释放套。释放套沿着内心轴的内表面存在。进一步，每个封隔器包括释放键(release key)。释放键连接至释放套。释放键在其中释放键啮合和保持可动活塞罩在适当位置的保持位置以及其中释放键脱离活塞罩的释放位置之间可移动。当脱离时，静水压力作用于活塞罩的承压面并且沿着内心轴移动活塞罩以启动密封元件。
在一个方面，每个封隔器也具有至少一个剪切销钉。至少一个剪切销钉可为一个或多个定位螺钉。一个或多个剪切销钉将释放套可释放地连接至释放键。当坐封工具拉动内心轴并且滑动释放套时，剪切一个或多个剪切销钉。因此，每个封隔器是机械坐封封隔器。
在一种实施方式中，每个井下封隔器也具有对中装置。对中装置具有可延伸的指状物。指状物响应活塞罩的移动径向延伸。对中装置围绕活塞罩和密封元件之间的内心轴布置。井下封隔器优选地配置为活塞罩向对中装置施加的力也启动密封元件靠着(against)周围井筒。
本文也提供了在地下地层中完井的方法。井筒优选地包括完井为裸眼井的下部分。在一个方面，方法包括提供封隔器。封隔器可根据上述的机械坐封封隔器。例如，封隔器将具有内心轴、围绕内心轴的备用流动通道和内心轴外部的密封元件。密封元件优选地为弹性体杯型元件。
方法也包括将封隔器连接至砂筛管，然后将封隔器和连接的砂筛管下入井筒中。封隔器和连接的砂筛管沿着井筒的裸眼井部分(或其他生产层段)布置。
砂筛管包括中心管和周围过滤介质。中心管可由多个单根构成。封隔器可连接在中心管的多个单根的两个之间。可选地，封隔器可放置在砂筛管单根和可膨胀封隔器元件之间。
方法也包括坐封封隔器。这通过启动封隔器的密封元件与井筒的周围裸眼井部分啮合完成。此后，方法包括将砾石砂浆注入砂筛管和井筒的周围裸眼井部分之间形成的环形区域，然后进一步将砾石砂浆注入通过备用流动通道，以允许砾石砂浆绕过封隔器。这样，在封隔器已经坐封在井筒中之后，井筒的裸眼井部分在封隔器的上方和下方砾石充填。
在该方法中，优选的是，封隔器是第一机械坐封封隔器，其是封隔器组合件的一部分。在这种情况下，第一机械坐封封隔器是第一油层隔离工具，并且是包括第二油层隔离工具的封隔器组合件的一部分。第二油层隔离工具可以是第二机械坐封封隔器，其按照第一机械坐封封隔器构建。可选地，第二油层隔离工具可以是基于砾石的油层隔离工具。可选地或另外地，第二油层隔离工具可包括在第一和第二机械坐封封隔器中间的可膨胀封隔器。可膨胀封隔器具有备用流动通道，其与第一和第二机械坐封封隔器的备用流动通道对齐。
进一步注入砾石砂浆通过备用流动通道的步骤使得砾石砂浆绕过封隔器组合件，从而在第一和第二机械坐封封隔器已经坐封在井筒中之后，井筒的裸眼井部分在封隔器组合件的上方和下方被砾石充填。
方法可进一步包括将坐封工具下入封隔器的内心轴，并且从其固定位置释放每个封隔器中的可动活塞罩。然后方法包括通过一个或多个流动口施加静水压力至活塞罩。施加静水压力使得释放的活塞罩移动并且启动密封元件靠向周围井筒。
优选的是，坐封工具是用于砾石充填的冲洗管的一部分。在这种情况下，将坐封工具下入包括将冲洗管下入封隔器的内心轴中的孔，冲洗管上具有坐封工具。从其固定位置释放可动活塞罩的步骤则包括用坐封工具沿着内心轴牵引每个封隔器的冲洗管。这用于剪切至少一个剪切销钉并且移动各自封隔器中的释放套。
方法可也包括从至少一个层段沿着井筒的裸眼井部分采出烃流体。
本文也提供了用于完井的可选方法。井筒同样具有限定裸眼井部分的下端。在一个方面，该方法包括将砾石充填油层隔离装置下入井筒。油层隔离装置通常根据上述的在其各种实施方式中的油层隔离装置。油层隔离装置将包括中间的可膨胀封隔器元件。
接下来，将油层隔离装置悬挂在井筒中。装置被放置为至少一个封隔器组合件的一个被放置在所选的地下层段的上方或其顶部附近。可选地，至少一个封隔器组合件接近两个相邻地下层段的界面放置。接着，坐封至少一个封隔器组合件的每一个中的机械坐封封隔器。这意味着机械坐封封隔器元件中的密封元件被启动与周围井筒的裸眼井部分啮合。
方法也包括将颗粒浆注入砂筛管和周围地下地层之间形成的环形区域。颗粒浆通常由携带液和砂(和/或其他)颗粒组成。油层隔离装置的一个或多个备用流动通道允许颗粒浆行进穿过或围绕机械坐封封隔器元件和中间可膨胀封隔器元件。这样，井筒的裸眼井部分在机械坐封封隔器元件的上方和下方(但不是其间)砾石充填。进一步，在已经坐封机械坐封封隔器之后，砾石可沿着井筒的裸眼井部分放置。
在一种实施方式中，方法包括将坐封工具下入第一和第二机械坐封封隔器的内心轴，并且沿着内心轴移动坐封工具。这释放所述第一和第二机械坐封封隔器的每一个上的可动活塞罩。方法接着包括通过一个或多个流动口施加静水压力至活塞罩。这用于移动各自活塞罩并且启动各自上和下密封元件与周围井筒啮合。
方法也包括从沿着井筒的裸眼井部分的一个或多个生产层段生产采出液。生产进行一段时间。在该段时间内，上封隔器、下封隔器或二者可能出故障，允许流体沿着可膨胀封隔器元件流入封隔器的中间部分。可选地，中间可膨胀封隔器可与地层流体或启动化学品接触。在每种情况下，与流体接触将使得可膨胀封隔器元件膨胀，从而提供超过机械坐封封隔器寿命的长时间密封。
可进行另外的步骤以沿着井筒的裸眼井部分隔离地下层段。例如，跨式封隔器可沿着中间层段布置在砂筛管单根的中心管中。跨式封隔器横跨在上和下地层界面附近布置的封隔器组合件，用于中间层段。这样，中间层段的地层流体被密封以免进入井筒。
可选地，塞子可布置在下层段上方的砂筛管单根的中心管中。该塞子布置在与接近下层段的顶部的封隔器组合件相同的深度。这样，下层段中的地层流体被密封以免进入井筒。
附图说明
将某些图解、图表和/或流程图附于此，以便可以更好理解本发明。但是，应当注意，附图仅仅图解所选的本发明的实施方式，所以不应认为限制范围，因为本发明可承认其他等价有效实施方式和应用。
图1是说明性井筒的横截面视图。该井筒已经钻过三个不同的地下层段，每个层段处于地层压力下并且含有流体。
图2是图1井筒的裸眼井完井的放大横截面视图。在三个说明性层段深度处的裸眼井完井更清楚地可见。
图3A是在一种实施方式中封隔器组合件的横截面侧视图。这里，显示具有周围封隔器元件的中心管。与中间可膨胀封隔器元件一起，显示两个机械坐封的封隔器。
图3B是沿着图3A的线3B-3B截取的图3A的封隔器组合件的横截面视图。在可膨胀封隔器元件中可看见分流管。
图3C是在可选的实施方式中图3A的封隔器组合件的横截面视图。代替分流管，可见输送管在中心管周围集束(manifold)。
图4A是图3A的封隔器组合件的横截面侧视图。这里，防砂设备或砂筛管已经放置在封隔器组合件的相对端。防砂设备使用外部分流管。
图4B提供沿着图4A的线4B-4B截取的图4A的封隔器组合件的横截面视图。可看见分流管在砂筛管之外以提供颗粒浆的可选的流动路径。
图5A是图3A的封隔器组合件的另一横截面侧视图。这里，防砂设备或砂筛管已经再次放置在封隔器组合件的相对端。但是，防砂设备使用内部分流管。
图5B提供沿着图5A的线5B-5B截取的图5A封隔器组合件的横截面视图。可见分流管在砂筛管中，以提供颗粒浆的可选的流动路径。
图6A是图3A的一个机械坐封的封隔器的横截面侧视图。机械坐封的封隔器处于其下入位置。
图6B是图3A的机械坐封的封隔器的横截面侧视图。这里，机械坐封的封隔器元件处于其坐封位置。
图6C是图6A的机械坐封的封隔器的横截面视图。该视图沿着图6A的线6C-6C截取。
图6D是图6A的机械坐封封隔器的横截面视图。该视图沿着图6B的线6D-6D。
图6E是图6A的机械坐封封隔器的横截面视图。该视图沿着图6A的线6E-6E。
图6F是图6A的机械坐封的封隔器的横截面视图。该视图沿着图6B的线6F-6F截取。
图7A是图6A的释放键的放大视图。释放键处于沿着内心轴的其下入位置。剪切销钉还未剪切。
图7B是图6B的释放键的放大视图。剪切销钉已经被剪切，并且释放键已经从内心轴落下。
图7C是可用于闭锁在释放套上并且从而剪切释放键中的剪切销钉的坐封工具的透视图。
图8A至8N表示在一种实施方式中使用本发明的一个封隔器组合件的砾石充填程序的阶段。穿过封隔器组合件的封隔器元件和穿过防砂设备提供备用流动路径通道。
图8O显示图8A至8N的砾石充填程序完成后已经设置在裸眼井筒中的封隔器组合件和砾石充填。
图9A是图2的裸眼井完井的中间层段的横截面视图。这里，跨式封隔器已经横跨中间层段放置在防砂设备中，以防止地层流体的流入。
图9B是图2的裸眼井完井的中间和下层段的横截面视图。这里，塞子已经放置在中间和下层段之间的封隔器组合件中，以防止地层流体从下层段沿井筒向上流动。
图10A至10D表示砂筛管，其可用作具有备用流动通道的井筒完井系统的一部分。该筛管使用MazeFloTM技术。
图10A提供沿着井筒的裸眼井部分布置的砂筛管一部分的侧视图。
图10B是沿着图10A的线10B-10B截取的图10A砂筛管的横截面视图。可见备用流动通道在筛管的内部。
图10C是图10A砂筛管的另一横截面视图。该视图沿着图10A的线10C-10C截取。
图10D是图10A砂筛管的第三横截面视图。该视图沿着图10A的线10D-10D截取。
图11A至11G表示防砂设备，其可用作具有备用流动通道的井筒完井系统的一部分。该设备利用具有流入控制设备的筛管。
图11A提供防砂设备一部分的侧视图，其可沿着井筒的裸眼井部分放置。说明性流入控制设备是在筛管一端的节流口。可膨胀封隔器设置在筛管的另一端用于流体控制。
图11B是沿着图11A线B-B截取的图11A防砂设备的横截面视图。可见备用流动通道在筛管内部。
图11C是沿着线C-C截取的图11A防砂设备的另一横截面视图。
图11D是沿着图11A的线D-D截取的防砂设备的第三横截面视图。
图11E是沿着图11A的线E-E截取的图11A防砂设备的又一横截面视图。
图11F是图11A防砂设备的另一侧视图。这里，可膨胀封隔器已经被启动并且在砂筛管一端阻挡环形流动。
图11G是沿着图11F的线G-G截取的图11F防砂设备的横截面视图。可见可膨胀封隔器填满中心管和周围筛管之间的环形区域。
图12是在一种实施方式中完井方法的流程图。该方法涉及在井筒中坐封封隔器和安装砾石充填。
图13是显示在可选实施方式中关于裸眼井筒的完井方法可进行的步骤的流程图。方法涉及油层隔离装置的安装。
图14A是用于提供备用油层隔离的砾石充填组合件的侧视图。该组合件限定在其周围具有分流管的中心管。
图14B是沿着图14A的线B-B截取的图14A砾石充填组合件的横截面视图。
某些实施方式详述
定义
如本文所用，术语“烃”是指有机化合物，其主要包括——如果不排它地——元素氢和碳。烃一般分成两类：脂族烃或直链烃，以及环烃或闭合环烃，包括环萜烯。含烃材料的例子包括任何形式的天然气、油、煤和沥青，其可用作燃料或升级成燃料。
如本文所用，术语“烃流体”是指为气体或液体的烃或烃混合物。例如，烃流体可包括在地层条件下、在处理条件下或在环境条件下(15℃和1大气压压力)为气体或液体的烃或烃混合物。烃流体可包括例如油、天然气、煤床甲烷、页岩油、热解油、热解气、煤热解产物及其他处于气态或液态的烃。
如本文所用，术语“流体”是指气体、液体及气体和液体组合，以及气体和固体组合、及液体和固体组合。
如本文所用，术语“地下(subsurface)”是指出现在地球表面以下的地质地层。
术语“地下层段”是指地层或地层的一部分，地层流体可位于其中。流体可以是例如烃液、烃气、水性流体或者其组合。
如本文所用，术语“井筒”是指通过钻入地下或在地下插入管道而在地下形成的孔眼。井筒可具有基本上圆形的横截面或其他横截面形状。如本文所用，术语“井”在指地层中的开口时可与术语“井筒”交换使用
术语“管状元件”是指任何管子，诸如一节套管、衬管一部分或短管。
术语“防砂设备”意思是任何细长的管状体，其允许流体流入内孔或中心管，同时过滤掉来自周围地层的预定尺寸的砂、细粒和粒状碎屑。砂筛管是防砂设备的一个例子。
术语“备用流动通道”意思是这样的总管和/或分流管的任何集合，其提供通过或围绕管状井筒工具的流体连通以允许砾石砂浆绕过井筒工具或环形区域中的任何过早的砂桥并且在进一步下游继续砾石充填。这种井筒工具的例子包括(i)具有密封元件的封隔器，(ii)砂筛管或割缝管子，和(iii)有或没有外防护罩的不带眼的管子。
具体实施方式描述
本文结合某些具体的实施方式描述本发明。但是，就下列详细描述具体针对具体实施方式或具体应用的程度而言，这意欲仅仅是说明性的而不认为限制本发明的范围。
也结合各图描述本发明的某些方面。在某些图中，附图页的顶部意欲朝着地面，并且附图页的底部朝着井底。尽管井通常以基本上竖直的方向完井，但是应当理解井也可以是倾斜的和或甚至水平地完井。当说明性术语“上和下”或“上部”和“下部”或类似术语用于指附图或在权利要求中使用时，它们旨在表示附图页上或关于权利要求项的相对位置，而不必是在地面上的定向，因为无论井筒如何定向，本发明都具有效用。
图1是说明性井筒100的横截面视图。井筒100限定孔105，其从地面101延伸并且进入地球的地下110。完井井筒100，以在井筒100的下端具有裸眼井部分120。已经为了商业规模生产烃的目的形成了井筒100。生产油管130柱设置在孔105中，以从裸眼井部分120输送采出液到达地面101。
井筒100包括示意性在124显示的井采油树(well tree)。井采油树124包括关闭阀(shut-in valve)126。关闭阀126控制来自井筒100的采出液的流动。另外，提供地下安全阀132以在地下安全阀132上方发生破裂或灾难性事件的情况下阻止来自生产油管130的流体的流动。井筒100可任选地在裸眼井部分120中或就在其上方具有泵(未显示)，以从裸眼井部分120人工提升采出液到达井采油树124。
已经通过设置一系列管进入地下110对井筒100完井。这些管包括第一套管柱102，有时称为表面套管或导管。这些管也包括至少第二套管柱104和第三套管柱106。这些套管柱104、106是中间套管柱，其为井筒100的壁提供支撑。中间套管柱104、106可从地面悬挂，或它们可使用可膨胀的衬管或衬管吊钩从邻近的较高套管柱悬挂。应当理解，不延伸返回地面的管柱(比如套管柱106)通常称为“衬管”。
在图1的说明性井筒布置中，中间套管柱104从地面101悬挂，而套管柱106从套管柱104的下端悬挂。可采用另外的中间套管柱(未显示)。本发明不限于使用的套管布置类型。
每个套管柱102、104、106通过水泥108设置在适当的位置。水泥108将地下110的不同地层与井筒100彼此隔离。水泥108从地面101延伸至在套管柱106下端的深度“L”。应当理解，一些中间套管柱可能未充分用水泥胶结。
在生产油管130和套管柱106之间形成环形区域204。生产封隔器206在套管柱106的下端“L”附近密封环形区域204。
在许多井筒中，称为生产套管的最终套管柱用水泥胶结在存在地下生产层段的深度处的位置。但是，说明性井筒100完井为裸眼井筒。因此，井筒100不包括沿着裸眼井部分120的最终套管柱。
说明性井筒100中，裸眼井部分120横跨三个不同的地下层段。这些表示为上层段112、中间层段114和下层段116。上层段112和下层段116可以例如含有寻求生产的有价值的油藏，而中间层段114可在其孔容积中主要含有水或其他水性流体。这可能是由于天然水层、高渗透薄夹层或含水层中的天然裂缝的存在，或来自注入井的指进。在这种情况下，水可能将侵入井筒100。
可选地，上层段112和中间层段114可含有寻求生产、加工和售卖的烃流体，而下层段116可含有一些油连同不断增加量的水。这可能是由于锥进，其是近井烃水接触的上升。在这种情况下，水再次有可能将侵入井筒100。
仍可选地，上层段112和下层段116可以是来自砂或其他透水的岩石基体的采出的烃流体，而中间层段114可表示非透水的页岩或以其他方式对流体基本上不渗透。
在任何这些情况下，期望操作人员隔离所选的层段。在第一种情况下，操作人员希望将中间层段114与生产套管130以及与上层段112和下层段116隔离，从而可通过井筒100主要地生产烃流体并且至地面101。在第二种情况下，操作人员最终希望将下层段116与生产套管130以及上层段112和中间层段114隔离，从而可通过井筒100主要地生产烃流体并且至地面101。在第三种情况下，操作人员希望将上层段112与下层段116隔离，但是不需要隔离中间层段114。本文提供了在裸眼井完井背景下这些需要的方案，并且结合下述附图更充分说明。
结合从具有裸眼井完井的井筒中生产烃流体，不仅仅期望隔离所选的层段，而且也期望限制砂颗粒和其他细粒的流入。为了防止在操作期间地层颗粒移动进入生产套管130，防砂设备200已经下入井筒100。下面结合图2和图8A至8N更充分描述这些。
现参考图2，防砂设备200含有称为中心管205的细长的管状体。中心管205通常由多个管节构成。中心管205(或构成中心管205的每个管节)通常具有小的穿孔或狭缝以允许采出液的流入。
防砂设备200也含有过滤介质207，其缠绕或以其他方式围绕中心管205径向放置。过滤介质207可为适合围绕中心管205的金属丝网筛或绕丝。可选地，砂筛管的过滤介质包括薄膜筛管、可膨胀筛管、烧结金属筛管、由形状记忆聚合物制造的多孔介质(比如在美国专利7,926,565中描述的)、纤维性材料填充的多孔介质，或预填充的固体颗粒床。过滤介质207放置大于预定尺寸的砂或其他颗粒流入中心管205和生产油管130。
除了防砂设备200，井筒100还包括一个或多个封隔器组合件210。在图1和2的说明性布置中，井筒100具有上封隔器组合件210’和下封隔器组合件210’’。但是，可使用另外的封隔器组合件210或仅仅一个封隔器组合件210。封隔器组合件210’、210’’独特地配置为密封各防砂设备200和井筒100的裸眼井部分120的周围壁201之间的环形区域(见图2的202)。
图2是图1井筒100的裸眼井部分120的放大横截面视图。裸眼井部分120和三个层段112、114、116更清楚地可见。上封隔器组合件210’和下封隔器组合件210’’也更清楚可见地分别接近中间层段114的上和下边界。最后，显示沿着每个层段112、114、116的防砂设备200。
关注封隔器组合件本身，每个封隔器组合件210’、210’’可具有至少两个封隔器。封隔器优选地通过机械操作和液压力的组合坐封。封隔器组合件210表示上封隔器212和下封隔器214。每个封隔器212、214具有可膨胀部分或元件，其由能够提供对周围井筒壁201的至少临时流体密封的弹性或热塑性材料制造。
上封隔器212和下封隔器214的元件应当能够经受住与砾石充填过程相关的压力和负荷。典型地，这种压力从约2,000psi至3,000psi。封隔器212、214的元件应当也经受住由天然断层、枯竭、生产或注入引起的井筒和/或储层压差产生的压力负荷。生产作业可涉及选择性生产或生产分配以符合规章要求。注入作业可涉及选择性流体注入用于战略性储层压力维持。注入作业也可涉及酸压裂、基岩酸化或地层损害移除的选择性增产措施。
机械坐封的封隔器212、214的密封面或密封元件仅仅需要为英寸级别以实现合适的液封。在一个方面中，每个元件的长度为约6英寸(15.2cm)至约24英寸(61.0cm)。
封隔器212、214的元件优选地为杯型元件。已知杯型元件用于下套管井完井。但是，通常不知道它们用于裸眼井完井，因为它们未设计为膨胀至与裸眼井直径啮合。而且，这种可膨胀的杯型元件可能未保持生产作业寿命期间遇到的所需的压差，导致降低的功能。
优选地封隔器元件212、214能够膨胀至至少11英寸(约28cm)的外直径表面，椭圆度比不大于1.1。元件212、214的元件应当优选地能够处理8-1/2英寸(约21.6cm)或9-7/8英寸(约25.1cm)裸眼井部分120中的冲洗。封隔器元件212、214可膨胀部分优选的杯型性质将帮助随着砾石充填操作期间压力增加，维持对中间层段114(或其他层段)的壁201的至少临时密封。
在一种实施方式中，杯型元件不需要是不透液体的，它们也不必定级为处理多压力和温度循环。杯型元件仅仅需要设计为使用一次，即，在裸眼井筒完井的砾石充填过程期间。这是因为中间可膨胀封隔器元件216也优选地提供长期密封。
在砾石充填安装过程之前，坐封上封隔器212和下封隔器214。如下面更充分描述，优选地可通过机械剪切剪切销钉和滑动释放套坐封封隔器212、214。这又释放释放键，其接着允许静水压力向下作用于活塞罩。活塞罩沿着内心轴(未显示)向下移动。活塞罩接着作用在对中装置和/或杯型封隔元件上。封隔器212、214的对中装置和可膨胀部分向井筒壁201膨胀。上封隔器212和下封隔器214的元件被膨胀与周围壁201接触，从而使环形区域202沿着裸眼井完井120在选择的深度上骑跨(straddle)。
图2在215显示心轴。这可以是下面更充分描述的活塞心轴和用于封隔器212、214的其他心轴的代表。
作为上封隔器元件212和下封隔器元件214中杯型封隔器元件的“备用件”，封隔器组合件210’、210’’每个也包括中间封隔器元件216。中间封隔器元件216限定由合成橡胶化合物制造的膨胀弹性体材料。可膨胀材料的合适例子可见Easy Well Solutions’ConstrictorTM或SwellpackerTM，和Swellfix’s E-ZIPTM。可膨胀封隔器216可包括可膨胀聚合物或可膨胀聚合物材料，其是本领域技术人员熟知的并且其可通过调节的钻井液、完井液、采出液、注入流体、增产流体或其任意组合的一种坐封。
可膨胀封隔器元件216优选地结合至心轴215的外表面。当接触烃流体、地层水或可用作驱动流体的上述任何化学制品时，可膨胀封隔器元件216允许随着时间膨胀。随着封隔器元件216膨胀，其与周围区域如层段114地层流体密封。在一个方面中，可膨胀封隔器元件216的密封面的长度从约5英尺(1.5米)至50英尺(15.2米)；更优选地，长度约3英尺(0.9米)至40英尺(12.2米)。
可膨胀封隔器元件216必须能够膨胀至井筒壁201并且以该膨胀率提供需要的压力完整性。因为可膨胀封隔器通常坐封在可能不产生烃流体的页岩部分，其优选具有可在地层水或水性流体存在的情况下膨胀的膨胀弹性体或其他材料。在地层水或水性流体存在的情况下膨胀的材料的例子是膨润土和结合吸收水的颗粒的腈基聚合物。
可选地，可膨胀封隔器元件216可由分别在水和油存在的情况下膨胀的材料的组合制造。换句话说，可膨胀封隔器元件216可包括两种类型的膨胀弹性体，一种用于水和一种用于油。在该情况下，当暴露于水基砾石充填流体或接触地层水时，水可膨胀元件将膨胀，并且当暴露于烃产品时，油基元件将膨胀。在烃液体存在的情况下将膨胀的弹性体材料的例子是吸收烃进入其基体的亲脂聚合物。从烃的吸收发生膨胀，随着其膨胀这也润滑和降低聚合物链的机械强度。乙烯丙烯二烯单体(M级)橡胶或EPDM是这种材料的一个例子。
可膨胀封隔器216可由其他可膨胀的材料制造。一个例子是形状记忆聚合物。美国专利7,243,732和美国专利7,392,852公开了使用这种材料用于油层隔离。
机械坐封的封隔器元件212、214优选地坐封在围绕可膨胀封隔器元件216转向——比如通过分流管(图2中未显示)——的水基砾石充填流体中。如果仅仅使用烃膨胀弹性体，直到机械坐封的封隔器元件212、214之一破坏之后，才可能发生元件的膨胀。
上封隔器212和下封隔器214可大体上彼此为镜像，除了剪切各自剪切销钉或其他啮合机构的释放套以外。移动工具(结合图7A和7B显示和讨论)的单向运动将允许封隔器212、214顺序或同时启动。首先启动下封隔器214，随后当向上拉移动工具通过内心轴(结合图6A和6B显示和讨论)时启动上封隔器212。优选地在上封隔器212和下封隔器214之间提供短的间隔。
封隔器组合件210’、210’’帮助控制和操纵从不同区域产生的流体。在这方面，取决于井功能，封隔器组合件210’、210’’允许操作人员堵塞层段免于生产或注入。在最初完井中安装封隔器组合件210’、210’’允许操作人员在井寿命期间关闭从一个或多个区域的生产，以限制生产水，或在一些情况中，限制生产不期望的不可冷凝流体比如硫化氢。
因为在封隔器上方和下方形成完整砾石充填的困难，当使用裸眼井砾石充填时，历史上还未安装封隔器。相关的专利申请，美国公开号2009/0294128和2010/0032158公开了再封隔器已经坐封在完井层段之后用于砾石充填裸眼井筒的装置’和方法。
关于美国公开号2009/0294128和2010/0032158中公开的、尤其关于封隔器的方法，仍存在某些技术挑战。这些申请描述，封隔器可以是液压促动的可膨胀元件。这种可膨胀元件可由弹性体材料或热塑性材料制造。但是，从这种材料设计封隔器元件需要封隔器元件满足特别高的性能水平。在这方面，封隔器元件需要能够在存在高压和/或高温度和/或酸性流体的情况下，保持油层隔离数年时间。作为一种选择，这些申请描述封隔器可以是膨胀橡胶元件，其在烃、水或其他刺激存在的情况下膨胀。但是，已知的膨胀弹性体通常需要约30天或更长时间以充分膨胀与周围岩石地层成为密封的流体啮合。因此，本文提供了改进的封隔器和油层隔离装置。
图3A表示说明性封隔器组合件300，其为砾石砂浆提供备用流动路径。以横截面侧视图观察封隔器组合件300。封隔器组合件300包括多个组件，其可用于沿着裸眼井部分120密封环状空间。
封隔器组合件300首先包括主体部分302。主体部分302优选地由钢或由钢合金制造。主体部分302配置为具体的长度316，比如约40英尺(12.2米)。主体部分302包括长度将在约10英尺(3.0米)和50英尺(15.2米)之间的各个管节。根据长度316，管节通常螺纹头尾相连连接以形成主体部分302。
封隔器组合件300也包括相对的机械坐封的封隔器304。示意性显示机械坐封的封隔器304，并且大体与图2的机械坐封的封隔器元件212和214一致。封隔器304优选地包括长度小于1英尺(0.3米)的杯型弹性体元件。如下面进一步描述，封隔器304具有备用流动通道，其唯一地允许封隔器304在砾石砂浆循环进入井筒之前坐封。
封隔器组合件300也任选地包括可膨胀封隔器308。可膨胀封隔器308与图2的可膨胀封隔器元件216一致。优选地，可膨胀封隔器308长度为约3英尺(0.9米)至40英尺(12.2米)。机械坐封的封隔器304和中间可膨胀封隔器308一起围绕主体部分302。可选地，代替可膨胀封隔器308，可在机械坐封的封隔器304之间提供短的间隔。
封隔器组合件300也包括多个分流管。分流管在318处以虚线可见。分流管318也可称为输送管或跨接管。分流管318是具有沿着机械坐封的封隔器304和可膨胀封隔器308的长度316延伸的长度的管的不带眼的部分。封隔器组合件300上的分流管318配置为连接至所连接的砂筛管上的分流管并且与其形成密封，如下面进一步讨论的。
分流管318提供通过机械坐封的封隔器304和中间可膨胀封隔器308(或间隔)的备用流动路径。这使得分流管318能够输送携带液以及砾石至井筒100裸眼井部分120的不同层段112、114和116。
封隔器组合件300也包括连接元件。这些可表示传统的螺纹连接。首先，颈部306设置在封隔器组合件300的第一端。颈部306具有用于连接砂筛管或其他管的螺纹连接母接头的外螺纹。接着，锯齿状或外螺纹部分310设置在相对的第二端。螺纹部分310用作接收砂筛管或其他管状元件的外螺纹端的连接母接头。
颈部306和螺纹部分310可由钢或钢合金制造。颈部306和螺纹部分310每个配置为具体的长度314，比如4英寸(10.2cm)至4英尺(1.2米)(或其他合适的距离)。颈部306和螺纹部分310也具有具体的内径和外径。颈部306具有外螺纹307，而螺纹部分310具有内螺纹311。这些螺纹307和311可用于在封隔器组合件300和防砂设备或其他管段之间形成密封。
封隔器组合件300的横截面视图显示在图3B中。图3B沿着图3A的线3B-3B截取。图3B中，可见可膨胀封隔器308沿圆周布置在中心管302周围。径向和等距围绕中心管302放置各分流管318。中心孔305显示在中心管302中。中心孔305在生产作业期间接收采出液并且将它们输送至生产油管130。
图4A呈现在一种实施方式中油层隔离装置400的横截面侧视图。油层隔离装置400包括图3A的封隔器组合件300。另外，防砂设备200已经在相对端分别连接至颈部306和锯齿部分310。可见封隔器组合件300的分流管318连接至防砂设备200上的分流管218。分流管218代表允许砾石砂浆在井筒环状空间和管218之间流动的充填管。防砂设备200上的分流管218任选地包括阀门209，以控制砾石砂浆流动比如至充填管(未显示)。
图4B提供油层隔离装置400的横截面侧视图。图4B沿着图4A的线4B-4B截取。这穿过一个砂筛管200切出。图4B中，可见割缝的或穿孔的中心管205。这与图1和2的中心管205一致。中心孔105显示在中心管205中，用于在生产作业期间接收采出液。
外网丝220紧紧围绕中心管205放置。外网丝220优选地包括金属丝网或围绕中心管205螺旋缠绕的金属丝，并且用作滤网。另外，径向和等距围绕外网丝220放置分流管218。这意味着防砂设备200提供分流管218(或备用流动通道)的外部实施方式。
分流管218的构造优选地是同心的。这在图3B的横截面视图中可见。但是，分流管218可偏心地设计。例如，美国专利7,661,476中的图2B呈现了防砂设备的“现有技术”布置，其中充填管208a和输送管208b放置在中心管202的外部并且围绕过滤介质204。
在图4A和4B的布置中，分流管218在过滤器介质或外网丝220的外部。但是，可改变防砂设备200的构造。在这方面，分流管218可移动至过滤器介质220的内部。
图5A呈现在可选的实施方式中油层隔离装置500的横截面侧视图。该实施方式中，防砂设备200再次分别在相对端连接至封隔器组合件300的颈部306和锯齿部分310。另外，可见封隔器组合件300上的分流管318连接至防砂组合件200上的分流管218。但是，图5A中，防砂组合件200使用内部分流管218，意味着分流管218布置在中心管205和周围过滤介质220之间。
图5B提供油层隔离装置500的横截面侧视图。图5B沿着图5A的线B-B截取。这穿过一个砂筛管200切割。图5B中，再次可见割缝的或穿孔的中心管205。这与图1和2的中心管205一致。中心孔105显示在中心管205中用于在生产作业期间接收采出液。
径向和等距围绕中心管205放置分流管218。紧紧围绕中心管205放置分流管218，并且在周围过滤介质220之内。这意味着图5A和5B的防砂设备200提供分流管218的内部实施方式。
在中心管205和周围外网丝或过滤介质220之间形成环形区域225。环形区域225容许井筒中采出液的流入。外绕丝220由多个径向延伸的支撑肋222支撑。肋222延伸通过环形区域225。
图4A和5A呈现用于将防砂单根连接至封隔器组合件的布置。封隔器中的分流管318(或备用流动通道)流体连接至沿着砂筛管200的分流管218。但是，图4A-4B和5A-5B的油层隔离装置布置400、500仅仅是示意性的。在可选的布置中，歧管系统可用于提供分流管218和分流管318之间的流体连通。
图3C是在可选的实施方式中图3A封隔器组合件300的横截面视图。在该布置中，分流管218围绕中心管302集束。支撑环315设置在分流管318周围。应当再次理解，本装置和方法不受限于分流管318的具体设计和布置，只要为封隔器组合件210提供浆的旁路。但是，优选地使用同心布置。
也应当注意，防砂设备200与封隔器组合件300的连接机构可包括密封机构(未显示)。密封机构防止由分流管形成的备用流动路径中浆的渗漏。这种密封机构的例子描述在下述中：美国专利号6,464,261；国际专利申请号WO 2004/094769；国际专利申请号WO 2005/031105；美国专利公开号2004/0140089；美国专利公开号2005/0028977；美国专利公开号2005/0061501；和美国专利公开号2005/0082060。
连接防砂设备200与封隔器组合件300需要封隔器组合件300中的分流管318与沿着防砂设备200的分流管218对准。在这方面，当啮合封隔器时防砂设备中分流管218的流动路径应当是未中断的。图4A(上述)显示防砂设备200连接至中间封隔器组合件300，分流管218、318对准。但是，形成该连接通常需要专用接头或跨接管，以联合型连接、同步连接对准多个管，或将圆筒形盖板置于连接的管上。这些连接是昂贵的、耗时的和/或难以在钻台上操纵。
名称为“Gravel Packing Methods”的美国专利号7,661,476公开了使用一个或多个砂筛管单根的生产套管(称为单根组合件)。砂筛管单根放置在“负荷套组合件(load sleeve assembly)”和“扭矩套组合件(torquesleeve assembly)”之间。负荷套组合件限定细长的主体，其包括外壁(用作外径)和内壁(提供内径)。内壁形成穿过负荷套组合件的孔。类似地，扭矩套组合件限定细长的主体，其包括外壁(用作外径)和内壁(提供内径)。内壁也形成穿过扭矩套组合件的孔。
负荷套组合件包括至少一个输送导管和至少一个充填导管。至少一个输送导管和至少一个充填导管放置在内径之外和外径以内。类似地，扭矩套组合件包括至少一个导管。至少一个导管也布置在内径之外且外径以内。
生产套管包括“主体部分”。这本质上是穿过砂筛管的中心管。也提供具有歧管区域的连接组合件。歧管区域配置为在至少部分砾石充填操作期间与负荷套组合件的至少一个输送导管和至少一个充填导管流体流动连通。连接组合件可操作地连接至至少一个接头组合件的至少一部分。负荷套组合件和扭矩套组合件以输送和充填导管流体连通的方式与中心管拼接(make up)或联接，从而提供砾石砂浆的备用流动通道。负荷套组合件、扭矩套组合件和连接组合件的好处是它们能够实现连接一系列砂筛管单根并且以更快和较便宜的方式下入井筒。
如所叙述，封隔器组合件300包括一对机械坐封的封隔器304。当使用封隔器组合件300时，有利地使封隔器304在浆注入和形成砾石充填之前坐封。这需要独特的封隔器布置，其中为备用流动通道提供分流管。
示意性显示图3A的封隔器304。但是，在一个实施方式中，图6A和6B提供可用于图3A的封隔器组合件的机械坐封的封隔器600的更详细视图。图6A和6B的视图提供横截面侧视图。图6A中，封隔器600处于其下入位置，而图6B中封隔器600处于其坐封位置。
防砂设备200的其他实施方式可与本文的装置和方法一起使用。例如，防砂设备可包括独立筛管(SAS)、预制滤砂管或薄膜筛管。单根可为筛管、不带眼的管子或油层隔离装置的任何组合。
封隔器600首先包括内心轴610。内心轴610限定形成中心孔605的细长的管状体。中心孔605提供了采出液通过封隔器600的主流动路径。在安装和开始生产后，中心孔605输送采出液至砂筛管200的孔105(见图4A和4B)和生产油管130(见图1和2)。
封隔器600也包括第一端602。螺纹604沿内心轴610位于第一端602上。说明性的螺纹604为外螺纹。在两个端上具有内螺纹的母连接器614被连接或拧到第一端602上的螺纹604上。具有母连接器614的内心轴610的第一端602被称为母接头端。内心轴610的第二端(未显示)具有外螺纹并被称为公接头端。内心轴610的公接头端(未显示)允许封隔器600连接至砂筛管或其他管状体诸如独立筛管、传感模块、生产油管或不带眼的管子的母接头端。
母接头端602上的母连接器614允许封隔器600连接至砂筛管或其他管状体诸如独立筛管、传感模块、生产油管或不带眼的管子的公接头端。
内心轴610沿封隔器600的长度延伸。内心轴610可由多个相连的段或节组成。内心轴610在接近第一端602处具有略微更小的内径。这是由于加工进入内心轴的坐封肩606。如将在下面更充分地说明的，响应由坐封工具施加的机械力，坐封肩606抓住释放套710。
封隔器600也包括活塞心轴620。活塞心轴620大体从封隔器600的第一端602延伸。活塞心轴620可由多个相连的段或节组成。活塞心轴620限定细长的管状体，其沿圆周位于内心轴610周围并基本上与其同心。在内心轴610和周围活塞心轴620之间形成环状空间625。环状空间625有益地为流体提供副流动路径或备用流动通道。
在图6A和6B的布置中，由环状空间625限定的备用流动通道位于内心轴610的外部。但是，封隔器可被重新设置，以便备用流动通道位于内心轴610的孔605内。在任一情况下，备用流动通道“沿着”内心轴610。
环状空间625与另一个井下工具(在图6A和6B中未显示)的副流动路径流体连通。这种单独的工具可为例如图4A和5A的砂筛管200，或不带眼的管子，可膨胀油层隔离封隔器，比如图3A的封隔器308，或其他管状体。管状体可以是或可以不是备用流动通道。
封隔器600也包括连接器630。连接器630在第一端602上连接和密封(例如，经弹性“o”环)至活塞心轴620。连接器630随后被拧到和销入(pin)母连接器614，其被螺纹连接至内心轴610，以防止内心轴610和连接器630之间的相对旋转移动。第一扭矩螺栓在632处显示，用于将连接器销入母连接器614。
在一方面，也使用NACA(国家航空咨询委员会)键(key)634。NACA键634被放置在连接器630内部，并在有螺纹的母连接器614外部。在632处提供第一扭矩螺栓，将连接器630连接至NACA键634并且随后连接至母连接器614。在636处提供第二扭矩螺栓，将连接器630连接至NACA键634。NACA形的键可(a)经母连接器614固定连接器630至内心轴610，(b)防止连接器630绕内心轴610旋转，和(c)使浆沿环状空间612的流动成流线型，以降低摩擦。
在封隔器600内，在内心轴610周围的环状空间625与主孔605隔离。另外，环状空间625与周围井筒环状空间(未显示)隔离。环状空间625能够实现砾石砂浆从备用流动通道(诸如分流管218)通过封隔器600的转移。因此，环状空间625成为封隔器600的备用流动通道(一个或多个)。
在操作中，环形空间612位于封隔器600的第一端602。环形空间612被放置在母连接器614和连接器630之间。环形空间612容纳来自相连的管状体的备用流动通道的浆，并传输浆至环状空间625。管状体可为例如邻近的砂筛管、不带眼的管子或油层隔离设备。
封隔器600也包括负载肩626。负载肩626放置在接近活塞心轴620的末端，在此连接和密封连接器630。活塞心轴620末端上的实心截面具有内径和外径。负载肩626沿外径放置。内径具有螺纹并螺纹连接至内心轴610。在内径和外径之间形成至少一个备用流动通道，以连接环形空间612和环状空间625之间的流动。
负载肩626提供了承载点。在钻机操作期间，负载环或装置(未显示)被放置在负载肩626周围，以允许封隔器600被抬起并用常规吊卡支持。随后，当被放置在钻机的旋转底板中时，负载肩626暂时用于支持封隔器600(和已经下入井的任何连接的完井设备，比如砂筛管单根)的重量。然后负载可从负载肩626转移至管螺纹连接器诸如母连接器614，随后转移至内心轴610或中心管205，其是被拧到母连接器614上的管子。
封隔器600也包括活塞罩640。活塞罩640位于活塞心轴620周围并基本上与活塞心轴620同心。封隔器600配置为使活塞罩640沿着活塞心轴620和相对于活塞心轴620轴向移动。具体地，活塞罩640由井下静水压力驱动。活塞罩640可由多个相连的段或节组成。
活塞罩640在下入期间沿着活塞心轴620保持在合适的位置上。活塞罩640利用释放套710和释放键715固定。释放套710和释放键715防止活塞罩640和活塞心轴620之间的相对平移运动。释放键715穿过活塞心轴620和内心轴610两者。
图7A和7B提供了封隔器600的释放套710和释放键715的放大视图。释放套710和释放键715通过剪切销钉720保持在合适的位置上。在图7A中，剪切销钉720没有被剪切，并且释放套710和释放键715沿内心轴610保持在合适的位置上。但是，在图7B中，剪切销钉720已经被剪切，并且释放套710已经沿内心轴610的内表面608平移。
在图7A和7B的每一个中，可见内心轴610和周围活塞心轴620。另外，活塞罩640在活塞心轴620的外部可见。代表内心轴610、活塞心轴620和活塞罩640的三个管状体通过四个释放键715固定在一起对抗相对平移或旋转移动。仅仅一个释放键715在图7A中可见；但是，四个单独的键715在下面描述的图6E的横截面视图中径向可见。
释放键715位于键孔615内。键孔615延伸通过内心轴610和活塞心轴620。释放键715包括肩734。肩734位于活塞心轴620中的肩凹处624内。肩凹处624足够大，以允许肩734径向向内移动。但是，这种运动在图7A中通过释放套710的存在被约束。
注意到内心轴610和活塞心轴620之间的环状空间625未见于图7A或7B中。这是因为环状空间625不延伸通过该横截面，或非常小。相反，环状空间625使用保持释放键715的支持的独立的径向隔开的通道，如图6E中最佳可见。换言之，组成环状空间625的大通道位于远离围绕键孔615的内心轴610材料的位置。
在每个释放键位置，键孔615被加工穿过内心轴610。键孔615被钻出以容纳各自的释放键715。如果有四个释放键715，将具有四个沿圆周隔开的分立的隆起，以显著减少环状空间625。邻近隆起之间的环状空间625的剩余面积允许在备用流动通道625中流动绕过释放键715。
隆起可被加工为内心轴610的主体的一部分。更具体地，构成内心轴610的材料可被加工以形成隆起。可选地，隆起可被加工为独立的短释放心轴(未显示)，其随后被拧到内心轴610上。仍然可选地，隆起可为通过焊接或其他手段固定在内心轴610和活塞心轴620之间的独立的间隔块。
这里也注意，在图6A中，活塞心轴620显示为一体主体。但是，放置键孔615的活塞心轴620的部分可为独立的短释放罩。该独立的罩随后被连接至主活塞心轴620。
每个释放键715都具有开口732。类似地，释放套710具有开口722。释放键715中的开口732和释放套710中的开口722的大小和构造适于接收剪切销钉。剪切销钉见720。在图7A中，剪切销钉720由释放套710保持在开口732、722内。但是，在图7B中，剪切销钉720已经被剪切，并且销钉720的仅一小部分保持可见。
释放键715的外缘具有凹凸不平的表面或齿。释放键715的齿在736处显示。释放键715的齿736的角度和构造适于匹配活塞罩640内的互补的凹凸不平的表面。活塞罩640的匹配的凹凸不平的表面(或齿)在646处显示。齿646位于活塞罩640的内表面上。当被啮合时，齿736、646防止活塞罩640相对于活塞心轴620或内心轴610移动。优选地，匹配的凹凸不平的表面或齿646位于独立的短外释放套的内表面上，其随后被拧到活塞罩640上。
现返回图6A和6B，封隔器600包括对中元件650。对中元件650由活塞罩640的移动启动。对中元件650可为例如名称为“ImprovedCentraliser”、国际申请日为2008年11月28日的WO2009/071874中描述。
封隔器600进一步包括密封元件655。当对中元件650启动并使封隔器600在周围井筒内居中时，活塞罩640继续启动密封元件655，如在名称为“Improved Packer”、国际申请日为2007年3月22日的WO/2007/107773中描述。
在图6A中，对中元件650和密封元件655处于它们的下入位置。在图6B中，对中元件650和连接的密封元件655已经被启动。这表示活塞罩640已经沿着活塞心轴620移动，使对中元件650和密封元件655两者与周围井筒壁啮合。
如WO 2010/084353所述的锚系统可用于防止活塞罩640后退。这防止了杯型元件655的收缩。
如所述，响应来自包括砾石砂浆的井筒流体的静水压力，发生活塞罩640的移动。在封隔器600的下入位置(图6A所示)，活塞罩640由释放套710和相关联的活塞键715保持在合适的位置上。该位置在图7A中显示。为了坐封封隔器600(根据图6B)，释放套710必须移出释放键715的路线，以便释放键715的齿736不再与活塞罩640的齿646啮合。该位置在图7B中显示。
为了移动释放套710，使用坐封工具。示意性坐封工具在图7C中的750处显示。坐封工具750限定了短圆筒体755。优选地，坐封工具750与冲洗管柱(未显示)一起下入井筒中。可在地面上控制冲洗管柱沿着井筒的移动。
坐封工具750的上端752由数个径向弹性爪指760组成。当遭受足够的向内力时，弹性爪指760回缩。在操作中，弹性爪指760闭锁入沿释放套710形成的轮廓724。弹性爪指760包括凸起的表面762，其与释放键710的轮廓724匹配或闭锁入释放键710的轮廓724。在闭锁后，坐封工具750在井筒内被拉动或抬起。坐封工具750随后用足够的力拉动释放套710，以使剪切销钉720剪切。一旦剪切销钉720被剪切，释放套710沿着内心轴610的内表面608自由向上平移。
如所述，坐封工具750可与冲洗管一起下入井筒中。坐封工具750可简单地是冲洗管主体的有形部分。但是，优选地，坐封工具750为螺纹连接至冲洗管的独立的管状体755。在图7C中，连接工具提供在770处。连接工具770包括外螺纹775，用于连接至钻柱或其他下入管。连接工具770延伸入坐封工具750的主体755。连接工具770可一直延伸通过主体755，以连接至冲洗管或其他设备，或它可连接至坐封工具750的主体755内的内螺纹(未显示)。
返回图7A和7B，释放套710的行进受限。在这方面，释放套710的第一端或顶端726沿着内心轴610的内表面608停靠在肩606。释放套710的长度足够短，以允许释放套710脱离(clear)释放键715中的开口732。当完全移位后，释放键71径向向内移动，当存在静水压力时，其由活塞罩640中凹凸不平的轮廓推动。
销钉720的剪切和释放套710的移动也允许释放键715从活塞罩640上脱离。肩凹处624被制成一定尺寸，以便一旦释放套710脱离，其允许释放键715的肩734从活塞罩640的齿646脱落或脱离。静水压力随后作用在活塞罩640上，以将它相对于活塞心轴620向下平移。
在剪切销钉720已经被剪切后，活塞罩640沿着活塞心轴620的外表面自由滑动。为此，来自环状空间625的静水压力作用在活塞罩640中的肩642上。这在图6B最佳可见。肩642用作承压面。流体端口628穿过活塞心轴620提供，以允许流体进入肩642。有益地，流体端口628允许在砾石充填操作期间施加高于静水压力的压力。该压力被施加至活塞罩640，以确保封隔器元件655与周围井筒啮合。
封隔器600也包括计量设备。当活塞罩640沿活塞心轴620平移时，计量口664调节活塞罩沿活塞心轴平移的速率，因此减缓活塞罩的移动和调节封隔器600的坐封速度。
为了进一步理解说明性机械坐封的封隔器600的特征，提供了数个额外的横截面视图。这些见于图6C、6D、6E和6F。
首先，图6C为图6A的机械坐封的封隔器的横截面视图。该视图沿着图6A的线6C-6C截取。线6C-6C穿过扭矩螺栓636中的一个截取。扭矩螺栓636将连接器630连接至NACA键634。
图6D为图6A的机械坐封的封隔器的横截面视图。该视图沿着图6B的线6D-6D截取。线6D-6D穿过扭矩螺栓632中的另一个截取。扭矩螺栓632将连接器630连接至母连接器614，其被拧到内心轴610上。
图6E为图6A的机械坐封的封隔器600的横截面视图。该视图沿着图6A的线6E-6E截取。线6E-E穿过释放键715截取。可见释放键715穿过活塞心轴620并进入内心轴610。也可见备用流动通道625位于释放键715之间。
图6F为图6A的机械坐封的封隔器600的横截面视图。该视图沿着图6B的线6F-6F截取。线6F-6F穿过活塞心轴620内的流体端口628截取。当流体移动通过流体端口628并推动活塞罩640的肩642远离端口628时，环形间隙672在活塞心轴620和活塞罩640之间形成并延伸。
一旦坐封流体旁通封隔器600，可开始砾石充填操作。图8A至8N表示在一种实施方式中砾石充填程序的阶段。砾石充填程序使用具有备用流动通道的封隔器组合件。封隔器组合件可以根据图3A的封隔器组合件300。封隔器组合件300将具有机械坐封封隔器304。这些机械坐封封隔器可以根据图6A和6B的封隔器600。
在图8A至8N中，防砂设备用于在处理的钻井泥浆中的说明性砾石充填程序。处理的钻井泥浆可以是非水性流体(NAF)，比如负载固体的油基流体。任选地，也使用负载固体的水基流体。为双流体方法的该方法可包括类似于国际专利申请WO/2004/079145和相关的美国专利7,373,978中所讨论方法的技术，其每一篇通过引用并入本文。但是，应理解，该实例仅用于说明性目的，因为可使用其他合适的方法和流体。
图8A中，显示井筒800。说明性井筒800是水平的裸眼井筒。井筒800包括壁805。沿着水平的井筒800示出两个不同的生产层段。这些显示在810和820。两个防砂设备850已经下入井筒800。单独的防砂设备850设置在每个生产层段810、820中。
每个防砂设备850由中心管854和周围砂筛管856组成。中心管854具有狭缝或穿孔，以允许流体流入中心管854。防砂设备850每个也包括备用流动路径。这些可根据图4B或图5B的分流管218。优选地，分流管是布置在中心管854和砂筛管856之间的在852显示的环形区域中的内部分流管。
防砂设备850经中间封隔器组合件300连接。在图8A的布置中，封隔器组合件300安装在生产层段810和820之间的界面处。可结合多于一个的封隔器组合件300。防砂设备850和封隔器组合件300之间的连接可按照上述的美国专利7,661,476。
除了防砂设备850，冲洗管840已经降入井筒800。冲洗管840下入井筒800，在连接至钻杆835或其他工作管柱末端的转换工具或砾石充填施工工具(未显示)的下方。冲洗管840是细长的管状元件，其延伸进入砂筛管850。冲洗管840在砾石充填操作期间帮助砾石砂浆的循环，并且随后移去冲洗管840。连接至冲洗管840的是移动工具，比如图7C中呈现的移动工具750。移动工具750放置在封隔器300下方。
图8A中，转换工具845放置在钻杆835的末端。转换工具845用于引导砾石砂浆的注入和循环，如下面进一步详细讨论。
单独的封隔器815连接至转换工具845。封隔器815和连接的转换工具845临时放置在生产套管柱830中。封隔器815、转换工具845、细长的冲洗管840、移动工具750和砾石充填筛管850一起下入井筒800的下端。然后封隔器815坐封在生产套管830中。转换工具845接着从封隔器815释放并且自由移动，如图8B中显示。
返回图8A，处理的NAF(或其他钻井泥浆)814被放置在井筒800中。优选地，将钻井泥浆814沉积入井筒800并且输送至裸眼井部分，然后钻杆835和连接的砂筛管850和冲洗管840下入井筒800。钻井泥浆814可在网状振荡器(未显示)上处理，然后防砂设备850下入井筒800，以降低防砂设备850的任何潜在的堵塞。
图8B中，封隔器815坐封在生产套管柱830中。这意思是启动封隔器815以延伸卡瓦(slip)和弹性体密封元件靠向周围套管柱830。封隔器815坐封在将被砾石充填的层段810和820上方。封隔器815将层段810和820与封隔器815上方的井筒800部分密封。
在坐封封隔器815之后，如图8C中显示，转换工具845向上移动至倒转位置。可在该位置采用循环压力。在大部分实施方式中，携带液812沿钻杆835向下泵送，并且放置入钻杆835和封隔器815上方的周围生产套管830之间。携带液是砾石携带液，其是砾石充填浆的液体组分。(本领域技术人员将认识到在一些实施方式中不同于携带液的驱替液可用于驱替或帮助驱替钻井液，然后将携带液引入井筒，这又驱替了驱替液。驱替液可包括携带液和/或另一流体组合物。这种方法和实施方式也在本发明的范围内。)驱替液或携带液812驱替封隔器815上方的处理的钻井液814，其再次可以是油基流体比如处理的NAF。携带液812在箭头“C”指示的方向上驱替钻井液814。
接下来，图8D中，转换工具845移动返回循环位置。这是用于循环砾石充填浆的位置，并且有时称为砾石充填位置。较早布置的携带液812在钻杆835和生产套管830之间的环状空间向下泵送。携带液812进一步沿冲洗管840向下泵送。这推动处理的NAF814沿着冲洗管840向下，离开砂筛管856，掠过(sweeping)砂筛管856和井筒800的裸眼井部分的周围壁805之间的裸眼井环状空间，穿过转换工具845，并且进入钻杆835。携带液812的流动路径再次由箭头“C”指示。
图8E至8G中，准备生产层段810、820进行砾石充填。
图8E中，一旦砂筛管856和周围壁805之间裸眼井环状空间已经被携带液812掠过，转换工具845移动回逆转位置。处理的钻井液814在钻杆835和生产套管830之间的环状空间中向下泵送，以迫使携带液812离开钻杆835，如箭头“D”显示。这些流体可从钻杆835去除。
接下来，如图8F中显示，通过牵引位于在冲洗管840上的封隔器组合件300下方的移动工具并且向上经过封隔器组合件300，坐封封隔器304。更具体地，坐封封隔器组合件300的机械坐封封隔器304。封隔器304可以是例如图6A和6B的封隔器600。封隔器600用于隔离砂筛管856和井筒800的周围壁805之间的环状空间。冲洗管840被下降至逆转位置。
当在逆转位置时，如图8G中所示，具有砾石的携带液816可布置在钻杆835中并且用于迫使携带液812沿在钻杆835和封隔器815上方的生产套管830之间形成的环状空间向上，如箭头“C”所显示。
图8H至8J中，转换工具845可移动至循环位置以砾石充填第一地下层段810。
图8H中，具有砾石的携带液816开始在砂筛管856和裸眼井筒800的壁805之间的环状空间中封隔器300上方的生产层段810中形成砾石充填。流体流到砂筛管856的外面并且通过冲洗管840返回，如箭头“D”指示。井筒环状空间中的携带液812迫使进入筛管，通过冲洗管840，并且沿在钻杆835和封隔器815上方的生产套管830之间的环状空间向上。
图8I中，第一砾石充填860开始在封隔器300上方形成。砾石充填860围绕砂筛管856并且朝着封隔器815形成。携带液812在封隔器300下方循环并且至井筒800的底部。没有砾石的携带液812沿冲洗管840向上流动，如箭头“C”指示。
图8J中，砾石充填过程继续朝着封隔器815形成砾石充填860。砂筛管856现在完全被封隔器300上方的砾石充填860覆盖。携带液812继续在封隔器300下方循环并且至井筒800的底部。没有砾石的携带液812沿冲洗管840向上流动，再次如箭头“C”指示。
一旦砾石充填860在第一层段810中形成并且封隔器300上方的砂筛管被砾石覆盖，具有砾石的携带液816被迫使通过分流管(在图3B中318显示)。在图8K至8N中，具有砾石的携带液816形成砾石充填860。
图8K中，具有砾石的携带液816现在在封隔器300下方的生产层段820中流动。携带液816流过分流管和封隔器300，接着流出砂筛管856。携带液816随即在砂筛管856和井筒800的壁805之间的环状空间中流动，并且通过冲洗管840返回。具有砾石的携带液816的流动由箭头“D”指示，而携带液在没有砾石的冲洗管840中的流动在812示出，由箭头“C”显示。
这里注意，浆仅仅沿着封隔器部分通过旁路通道流动。其后，浆进入下一个相邻筛管单根中的备用流动通道。备用流动通道具有在筛管单根每端集束在一起的输送和充填管。沿着砂筛管单根提供充填管。充填管表示侧喷嘴，其允许浆充满环状空间中的任何空隙。输送管将携带浆进一步向下游。
图8L中，开始在封隔器300下方和砂筛管856周围形成砾石充填860。图8M中，砾石充填继续从井筒800底部向上朝封隔器300生长砾石充填860。图8N中，砾石充填860已经从井筒800底部向上至封隔器300形成。封隔器300下方的砂筛管856已经被砾石充填860覆盖。表面处理压力增加以指示砂筛管856和井筒800的壁805之间的环形空间完全被砾石充填。
图8O显示图8A至8N的钻杆835和冲洗管840已经从井筒800移出。套管830、中心管854和砂筛管856沿着上生产层段810和下生产层段820生产层段保持在井筒800中。在图8A至8N的砾石充填程序完成之后，封隔器300和砾石充填860保持设置在裸眼井筒800中。井筒800现在准备用于生产作业。
如上面提到的，一旦井筒已经历砾石充填，操作人员可选择隔离井筒中所选的层段，并且停止从层段生产。为说明可如何隔离井筒层段，提供图9A和9B。
首先，图9A是井筒900A的横截面视图。井筒900A通常根据图2的井筒100构建。图9A中，显示井筒900A交叉通过地下层段114。层段114表示中间层段。这意思是也有上层段112和下层段116(图2中可见，但是图9A中未示出)。
地下层段114可以是曾经以商业上可行的量生产烃但是现在遭受明显的水或烃气体侵入的地下地层的一部分。可选地，地下层段114可以是初始为水层或弱透水层或以其他方式基本上水性流体饱和的地层。在任一情况下，操作人员已经决定封锁地层流体从层段114流入井筒900A。
防砂设备200已经布置在井筒900A中。防砂设备200根据图2的防砂设备200。另外，可见中心管205延伸通过中间层段114。中心管205是防砂设备200的一部分。防砂设备200也包括网筛、绕丝筛管或其他径向过滤介质207。中心管205和周围的过滤介质207优选地包括一系列头尾相连的单根。单根的长度理想地为约5至45英尺。
这里注意，图9A和9B中的防砂设备200可为各种形式。在一些实施方式中，防砂设备200是比如美国专利7,464,752中描述的砂筛管。
在一种实施方式中图10A图解MazeFloTM筛管1000。说明性筛管1000使用三个同心导管以实现烃流动，同时过滤出地层细粒。在图10A的布置中，第一导管是中心管1010；第二导管是金属丝网或筛管1020；第三导管是周围的外金属丝网或筛管1030。
每个导管1010、1020、1030包括可渗透部分和不渗透部分。可渗透部分含有过滤介质，其设计来保持颗粒大于预定尺寸，同时允许流体通过。对于第一导管1010，可渗透部分由狭缝1012表示，而不渗透部分由不带眼的管子1014表示。对于第二导管1020，可渗透部分由金属线网或金属网1022表示，而不渗透部分由不带眼的管子1024表示。对于第三导管1030，可渗透部分由金属线网或金属网1032表示，而不渗透部分由不带眼的管子1034表示。可渗透部分1022、1032优选地为绕丝筛管，其中两个金属丝之间的间隙足以保持产生的大部分地层砂进入井筒1050。不渗透部分1024、1034也可以是绕丝筛管，但是金属丝的间距小至有效地隔绝任何流体流动穿过其中。
砂筛管1000的横截面视图提供在图10B、10C和10D中。图10B是沿着图10A的线10B-10B截取的横截面视图；图10C是沿着图10A的线10C-10C截取的横截面视图；和图10D是沿着图10A的线10D-10D截取的横截面视图。
在图10B、10C和10D的横截面视图中可见，一系列小管径向围绕砂筛管1000布置。这些是分流管1040。分流管1040连接备用流动通道以沿着井筒的一部分携带砾石砂浆，进行砾石充填操作。喷嘴1042用作砾石砂浆的出口从而绕过井筒环状空间中的任何砂桥(未显示)或封隔器。
在图10B、10C和10D的横截面视图中也可见提供了一系列任选的壁1059。壁1059基本上是不渗透的并且用于形成导管1020、1030中的隔间或流动节(flow joint)1051、1053。在三维角度，隔间或流动节1051、1053可通过渗透的、不渗透的、部分渗透的或部分不渗透的截面隔离器1069纵向结合，如图10A中所显示。
每个隔间1051、1053(或流动节)具有至少一个入口和至少一个出口。隔间1051围绕第二导管1020存在，而隔间1053围绕第一导管1010存在。隔间1051、1053适于在导管的可渗透部分被破坏并且允许地层颗粒侵入的情况下积累颗粒以逐渐增加对流体流动通过隔间1051、1053的阻力。
在图10A的布置中，烃流动的主装置是第一导管1010。中心孔1005在第一导管1010中形成以将烃流体输送至地面。中心孔1005可认为是另外的隔间。在操作中，如果最外的导管1030(例如，过滤介质1032)出故障并且颗粒进入隔间1051，然而沿着第二导管1020的不渗透部分1024和可渗透部分1022将防止砂渗入，同时仍允许流体穿过。继续的砂侵入增加了围绕第二导管1020的隔间1051中的砂浓度并且因此增加摩擦压力损失，导致通过第二导管1020的可渗透部分1022的流体/砂流逐渐消失。流体生产则转向至没有过滤介质故障的其他可渗透部分1032。
就第一导管1010而言，该同样的“备用系统”也起作用。如果在第二导管1020中出现故障，以致地层颗粒穿过第二导管1020，那么第一导管1010的可渗透部分1012的狭缝将至少部分滤出地层颗粒。
沿着第二导管1020和第三导管1030各自周长的隔间1053、1051的数量可取决于使用的井筒1000的井眼尺寸和可渗透介质的类型。如果砂渗入最外的隔间1051，则较少的隔间可实现较大的隔间尺寸并且导致较少的冗余流动路径。较大数量的隔间1053、1051将减小隔间大小，增加摩擦压力损失，并且降低井生产力。操作人员可选择调整隔间1053、1051的相对大小。
如图10A中显示，优选地，流动节的至少一个不渗透和可渗透部分是相邻的。更优选地，在MazeFloTM筛管的任何横截面位置，流动节的至少一个壁应当是不渗透的。所以，在该优选的实施方式中，在MazeFloTM筛管的任何横截面位置，有至少一个不渗透的流动节邻近至少一个可渗透的流动节。该优选的实施方式图解在图10B、10C和10D中，其中在任何给定的横截面位置，有至少一个不渗透的壁和至少一个可渗透的壁。
涉及砂筛管1000的另外细节提供在上面引用的美国专利7,464,752中。图4A至4D和图5A至5D以及见于7至9栏的相应描述文本通过引用并入本文。
作为图10A至10D中MazeFloTM砂筛管1000的替代，可采用使用流入控制设备或“ICD”的单独的砂筛管设计。ICD有时与防砂设备一起使用以调整来自井下不同生产层段的流动。已知ICD的例子包括Reslink′s RESFLOWTM、Baker Hughes′EQUALIZERTM和Weatherford′sFLOREGTM。这些设备通常用于长的、水平的裸眼井完井，以平衡进入横跨生产层段或区的完井的流入。平衡的流入增强了储层操纵并且降低来自高渗透性储层夹层或来自井跟部的早期水窜或气窜的风险。另外，通过流入控制技术的应用，更多的烃可从水平完成的井的趾部捕获。
因为砾石充填操作通常涉及使大量的流体比如携带液穿过砂筛管，所以用典型ICD的砾石充填不可行，因为ICD表示携带液的流体流动中的显著限制。在这方面，砾石砂浆和采出液使用相同的流动路径。由于ICD造成的局部化的和减少的携带液的流入可在砾石充填泵送期间造成早期桥接、松散充填、空隙和/或增加的压力要求。美国专利7,984,760公开了三种不同的方法用于采用具有砾石充填操作的流入控制技术。
图11A至11G呈现可用作井筒完井系统的一部分的防砂设备1100，其具有备用流动通道。防砂设备1100设计为连接至转换工具(未显示)，并且提供一个或多个流动路径1114用于携带液在砾石充填操作期间通过砂筛管1104并且进入中心管1102。携带液或砾石充填流体可包括XC胶(野油菜黄单胞菌胶或黄原胶)、具有非牛顿流变性能的粘弹性流体、用羟乙基纤维素(HEC)聚合物稠化的流体、用精炼的黄原胶聚合物稠化的流体(例如Kelco的XANVIS)、用粘弹性表面活性剂稠化的流体、和/或具有良好流变学和用于砾石充填井筒的砂携带能力的流体。
砂筛管1104使用如‘092出版物中公开的流入控制设备。说明性流入控制设备是在筛管1100一端的节流口1108。可膨胀封隔器1112设置在筛管1100的另一端以在砾石充填之后和采油期间容纳采出液。
图11A提供说明性防砂设备1100的侧视图。防砂设备1100包括管状元件或中心管1102。中心管1102包括在砾石充填操作期间用于接收携带液和在稍后的采油期间接收采出液的开口1110。中心管1102被具有肋1105的砂筛管1104围绕。砂筛管1104包括可渗透部分，比如绕丝筛管或过滤介质，和不渗透部分，比如不带眼的管子的部分。为了简化未显示在图11A中但在图11C中可见的肋1105用于保持砂筛管1104与中心管1102的特定距离。中心管1102和砂筛管1104之间的空间形成环形腔室，防砂设备1100外部的流体通过可渗透部分可进入其中。
防砂设备1100具有密封元件1112。密封元件1112配置为在砾石充填操作期间提供一个或多个至开口1110和/或流入控制设备1108的流动路径，并且在生产作业之后或期间阻挡至开口1110的流动路径。这样，防砂设备1100可用于增强井内的操作。
图11A中，防砂设备1100包括用于操纵流体的流动和固体进入井的各种组件。例如，防砂设备1100包括主体部分1120、流入控制部分1122、第一连接部分1124、穿孔部分1126和第二连接部分1128，其可由钢、金属合金或其他合适的材料制造。主体部分1120可以是由一部分砂筛管1104围绕的一部分中心管1102。主体部分1120可配置为特定长度，比如在10和50英尺之间，并且具有特定内径和外径。流入控制部分1122和穿孔部分1126可以是由砂筛管1104的其他部分围绕的中心管1102的其他部分。流入控制部分1122和穿孔部分1126可配置为长度在0.5英尺和4英尺之间。
第一连接部分1124和第二连接部分1128可用于将防砂设备1100连接至其他防砂设备或管子，并且可以是由中心管1102和砂筛管1104末端形成的腔室的位置。第一连接部分1124和第二连接部分1128可配置为特定长度，比如2英寸至4英尺或其他合适的距离，具有特定内径和外径。
在一些实施方式中，连接机构可在第一连接部分1124和第二连接部分1128中使用，以形成稳固和密封的连接。例如，第一连接1130可放置在第一连接部分1124中，并且第二连接1132可放置在第二连接部分1128中。这些连接1130和1132可包括用于形成与其他设备连接的各种方法。例如，第一连接1130可具有内螺纹并且第二连接1132可具有外螺纹，其与其他防砂设备或另一管部分形成密封。也应注意，在其他实施方式中，例如，防砂设备1100的连接机构可包括如美国专利6,464,261和美国专利7,661,476中描述的连接机构。
如所述，防砂设备1100也包括流入控制设备1108。流入控制设备1108可包括一个或多个喷嘴、孔、管子、阀门、弯曲路径、成形物体或本领域熟知的其他合适机构，以形成压降。流入控制设备1108通过形状压力损失(例如成形物体、喷嘴)或摩擦压力损失(例如螺旋几何形状/管子)阻挡流动。
基于物体相对于流体流动的形状和排列的形状压力损失由流过物体的流体的分离造成。这在不同的压力下在物体后面产生湍流涡(turbulent pocket)。开口1110可用于在砾石充填操作期间为流体比如携带液提供另外的流动路径，因为流入控制设备1108可能在砾石充填操作期间通过阻挡携带液流入中心管1102限制砾石放置。可选择中心管1102中的开口1110的数量以在砾石充填操作期间提供足够的流入，以实现部分或基本上全部的砾石充填。即，可选择中心管1102中开口1110的数量和尺寸以提供从井筒通过砂筛管1104的足够流体流动，这用于将砾石沉积在井筒中并且用于形成砾石充填(未显示)。
密封或膨胀元件1112围绕中心管1102。膨胀元件1112构成可膨胀材料，即，膨胀橡胶元件或可膨胀聚合物。可膨胀材料可在刺激比如水、处理的钻井液、完井液、采出液(即烃)、其他化学品或其任何组合存在下膨胀。作为例子，可膨胀材料可放置在防砂设备1100中，其在烃存在下膨胀以形成中心管1102的壁和砂筛管1104不渗透部分之间的密封。可膨胀材料的例子包括Easy Well Solutions′ConstrictorTM和SwellFix′s E-ZIPTM或P-ZIPTM。也可使用对温度和流体化学品敏感的其他可膨胀的材料。这些包括形状记忆聚合物比如Baker HughesGeoFORMTM。
可选地，密封元件1112可通过移除冲洗管和/或经由信号、电或液压进行化学、机械激活，以在一些或所有的生产作业期间将开口1110与流体流动隔离。
图11A的防砂设备1100也包括分流管1106。分流管1106提供砾石砂浆的备用流动路径。在本领域已经表明具有适当的流体渗漏通过砂筛管1104的备用流动通道砾石充填技术实现了完整的砾石充填。
图11B是沿着图11A线11B-11B截取的防砂设备1100的横截面视图。可见备用流动通道或分流管1106在筛管1104的内部。也可见代表小流动开孔的ICD1108。
图11C是沿着图11A的线11C-11C截取的防砂设备1100的横截面视图。显示肋1105在分流管1106之间。
图11D是沿着图11A的线11D-11D截取的防砂设备1100的横截面视图。可见密封元件1112以未启动状态围绕中心管1102。在这方面，在砾石充填操作期间，密封元件1112不阻挡流动路径1114并且提供除了流入控制设备1108外的携带液的备用流动路径。有益地，通过使用分流管1106，层段的较长部分可被充填而不渗漏至地层。因此，分流管1106提供沿着绕过砂和/或砾石桥的砂筛管1104形成基本上完整砾石充填的机构。
图11E是沿着图11A的线11E-11E截取的防砂设备1100的横截面视图。显示分流管1106在中心管1102的可渗透部分。分流管1106可包括充填管和/或输送管。充填管可具有一个或多个阀门或喷嘴(未显示)，其为包括携带液和砾石的砾石充填浆提供至在砂筛管1104和井筒(未显示)的壁之间形成的环状空间的流动路径。阀门可防止来自隔离层段的流体流过至少一个分流管至另一层段。这些分流管在本领域是已知的，如在美国专利5,515,915、5,890,533、6,220,345和6,227,303中进一步描述的。开口1110之一在图11E中也可见。
图11F是图11A防砂设备1100的另一侧视图。已经开始生产作业并且采出液正流入中心管1102，如箭头1116指示。在图11F中可见，可膨胀封隔器1112已经启动并且阻挡了在砂筛管1104一端的环形流动。具体地，密封元件1112阻挡了流体流过开口1110。该实施方式中，密封元件1112包括放置在相邻分流管1106之间的多个单独部分，或具有用于分流管1106的开口的单个密封元件。
在操作中，防砂设备1100可在水基浆中运转，烃可膨胀材料用作密封元件1112。在筛管运转和砾石充填操作期间，中心管1102和砂筛管1104之间的腔室打开用于流体流过流入控制设备1108和/或开口1110。但是，在生产作业期间，比如井测试后操作期间，包括烃可膨胀材料(或，任选地，可膨胀材料的单独部分)的密封元件1112膨胀以封堵穿孔部分1126内的腔室。结果，一旦包括烃可膨胀材料的密封元件1112隔离开口1110，流体流动就限于流入控制设备1108。结果，可连接至生产油管柱130或其他管子的防砂设备1100提供特定的流动路径1116，用于地层流体通过砂筛管1104并且流入控制设备1108以及进入中心管1102。因此，开口1110被隔离以限制流体仅仅流至流入控制设备1108，其设计来操纵来自周围层段(比如见于图1中的层段112)的流体的流动。
图11G是沿着图11F的线11G-11G截取的防砂设备1100的横截面视图。可见可膨胀封隔器1112填充在中心管1102和周围筛管1104之间的环形区域中。
涉及防砂设备1100的另外细节描述在美国专利公开号2009/0008092中。具体地，将段落0054至0057通过引用并入本文。
可膨胀流入控制设备的其他布置也提供在美国专利公开号2009/0008092中。段落0058和附图5A至5F描述了可膨胀封隔器的实施方式，其中密封元件和分流管配置为啮合在中心管周围径向间隔的肋。段落0059至0061和附图6A至6G描述可膨胀封隔器的实施方式，其中分流管在砂筛管的外部，提供偏心构造。美国专利公开号2009/0008092的这些部分同样通过引用并入本文。
美国专利公开号2009/0008092公开了提供裸眼井完井中使用的砾石充填的ICD的两种其他方式。以前的这种方式涉及流动通过导管的使用。导管沿着砂筛管并且在其内部移动。段落0072和附图9A至9E描述使用内部分流管的这种实施方式。段落0073和0074和附图10A至10C描述使用内部分流管的这种实施方式。美国专利公开号2009/0008092的这些部分同样通过引用并入本文。
另一这种方式涉及套筒的使用。套筒可滑动或其可旋转以选择性覆盖所有的或部分的开口1110。以此方式，提供流入控制。段落0075至0080和附图11A至11F描述套筒的使用。美国专利公开号2009/0008092的这些部分同样通过引用并入本文。
现返回图9A，井筒900A具有上封隔器组合件210’和下封隔器组合件210’’。上封隔器组合件210’接近上层段112和中间层段114的界面布置，同时下封隔器组合件210’’接近中间层段114和下层段116的界面布置。每个封隔器组合件210’、210’’优选地按照图3A和3B的封隔器组合件300。在这方面，封隔器组合件210’、210’’将每个具有相对的机械坐封封隔器304。任选地，封隔器组合件210’、210’’也将每个具有中间可膨胀封隔器308。机械坐封封隔器显示在图9A的212和214，同时中间可膨胀封隔器显示在216。机械坐封封隔器212、214可根据图6A和6B的封隔器600。
双封隔器212、214彼此为镜像，除了释放套(例如，释放套710和相关的剪切销钉720)。如上叙述，移动工具(比如移动工具750)的单向运动剪切剪切销钉720并且移动释放套710。这使得封隔器元件655以首先下封隔器元件然后上封隔器的顺序激活。
井筒900A完成为裸眼井完井。砾石充填已经放置在井筒900A中，以帮助防止粒状颗粒的流入。砾石充填被示为砂筛管200的过滤介质207和井筒900A的周围壁201之间环状空间202中的填泥料(spackle)。
在图9A的布置中，操作人员希望继续从上层段112和下层段116生产地层流体，同时堵塞中间层段114。上层段112和下层段116由对流体流动可渗透的砂或其他岩石基体形成。为完成此，跨式封隔器905已经放置在砂筛管200内。跨式封隔器905基本上布置横跨中间层段114以防止地层流体从中间层段114流入。
跨式封隔器905包括心轴910。心轴910是细长的管状体，其具有接近上封隔器组合件210’的上端和接近下封隔器组合件210’’的下端。跨式封隔器905也包括一对环形封隔器。这些表示邻近上封隔器组合件210’的上封隔器912和邻近下封隔器组合件210’’的下封隔器914。上封隔器组合件210’与上封隔器912和下封隔器组合件210’’与下封隔器914的新颖组合允许操作人员成功隔离地下层段比如裸眼井完井中的中间层段114。
沿着裸眼井地层隔离层段的另一技术显示在图9B中。图9B是井筒900B的侧视图。井筒900B可再次根据图2的井筒100。这里，显示裸眼井完井的下层段116。下层段116基本上延伸至井筒900B的底部136并且是感兴趣的最下区域。
在这种情况下，地下层段116可以是地下地层的一部分，其曾经以商业上可行的量产生烃但是现在已经遭受明显的水或烃气体侵入。可选地，地下层段116可以是初始为水层或弱透水层或以其他方式基本上水性流体饱和的地层。在任一情况下，操作人员已经决定堵塞来自下层段116的地层流体进入井筒100。
为了完成此，塞子920已经放置在井筒100中。具体地，塞子920设置在支撑下封隔器组合件210’’的心轴215中。在两个封隔器组合件210’、210’’中，仅仅下封隔器组合件210’’可见。通过将塞子920放置在下封隔器组合件210’’中，塞子920能够防止地层流体从下层段116沿井筒200向上流动。
注意，关于图9B的布置，中间层段114可包括对流体流动基本上不渗透的页岩或其他岩石基体。在该情况下，塞子920不需要邻近下封隔器组合件210’’布置；而是，塞子920可放置在下层段116上方的任何位置并且沿着中间层段114。进一步，在这种情况下，上封隔器组合件210’不需要放置在中间层段114顶部；而是，上封隔器组合件210’也可放置在沿着中间层段114的任何位置。如果中间层段114由非生产性页岩组成，操作人员可选择将不带眼的管子横跨该区域放置，备用流动通道即输送管沿着中间层段114。
本文也提供了裸眼井筒的完井方法。该方法呈现在图12中。图12提供流程图，表示在各种实施方式中裸眼井筒的完井方法1200的步骤。
方法1200首先包括提供封隔器。这显示在框1210中。封隔器可根据图6A和6B的封隔器600。因此，封隔器是机械坐封封隔器，其靠着裸眼井筒坐封以密封环状空间。
基本上，封隔器将具有内心轴和围绕内心轴的备用流动通道。封隔器可进一步具有可动活塞罩和弹性体密封元件。密封元件可操作地连接至活塞罩。这意思是沿着封隔器(相对于内心轴)滑动可动活塞罩将启动密封元件与周围井筒啮合。
封隔器也可具有端口。端口与活塞罩流体连通。井筒内的静水压力与端口连接。这又施加流体压力至活塞罩。活塞罩响应静水压力沿着封隔器的移动造成弹性体密封元件膨胀与周围井筒啮合。
优选的是，封隔器也具有对中系统。一个例子是图6A和6B的对中装置650。也优选的是，用于启动密封元件的机械力由活塞罩通过对中系统施加。这样，对中装置和密封元件通过相同的静水压力设置。
方法1200也包括将封隔器连接至砂筛管。这提供在框1220。砂筛管包括中心管和周围过滤介质。砂筛管配备有备用流动通道。
优选地，封隔器是具有杯型密封元件的两个机械坐封封隔器之一。两个封隔器形成封隔器组合件。封隔器组合件布置在配备有备用流动通道的砂筛管柱或无眼管(blank)柱中。优选地，可膨胀封隔器布置在两个机械坐封封隔器之间。
作为一种选择，封隔器是第一油层隔离工具，并且连接至砂筛管。第二油层隔离工具用作备用，并且是基于砾石的油层隔离工具。下面结合图14A和14B描述基于砾石的油层隔离工具的使用。
无论布置任何，方法1200也包括将封隔器和连接的砂筛管下入井筒。这显示在框1230。另外，方法1200包括将坐封工具下入井筒。这提供在框1240。优选地，首先下入封隔器和连接的砂筛管，随后是坐封工具。坐封工具可根据图7C的示例性坐封工具750。优选地，坐封工具是冲洗管的一部分或者与冲洗管一起下入。
方法1200接下来包括将坐封工具移动通过封隔器的内心轴。这提供在框1250。坐封工具通过机械力在井筒内移动。优选地，坐封工具在操作柱比如挠性管的末端。
坐封工具移动通过内心轴造成坐封工具沿着内心轴移动套筒。在一个方面，移动套筒将剪切一个或多个剪切销钉。在任何方面，移动套筒释放活塞罩，允许活塞罩沿着封隔器相对于内心轴移动或滑动。如上叙述，该活塞罩的移动允许密封元件启动靠向周围裸眼井筒的壁。
关于框1250的移动步骤，方法1200也包括连通静水压力至端口。这在框1260中可见。连通静水压力意思是井筒具有存储在流体柱中的足够能量，以形成静水压头，其中静水压头作用在活塞罩的表面或肩部。静水压力包括来自井筒中流体的压力，无论这种流体是完井液或储层流体，并且也可包括储层在井下贡献的压力。因为剪切销钉(包括固定螺钉)已经被剪切，活塞罩自由移动。
方法1200也包括将砾石砂浆注入砂筛管和周围地层之间形成的环形区域。这提供在图12的框1270中。另外，方法1200包括将砾石砂浆注入通过备用流动通道。这使得砾石砂浆至少部分绕过密封元件，从而井筒在封隔器下方的环形区域中被砾石充填。这提供在框1280中。
本文提供了用于完井的单独方法。该方法显示在图13中，如方法1300。图13也是显示方法1300的步骤的流程图。
方法1300首先包括提供油层隔离装置。这显示在框1310中。油层隔离装置优选地按照上面结合图2描述的组件。在这方面，油层隔离装置可首先包括砂筛管。砂筛管代表中心管和周围的网或绕线。油层隔离装置也将具有至少一个封隔器组合件。封隔器组合件将具有至少一个机械坐封封隔器，机械坐封封隔器具有备用流动通道。
优选地，封隔器组合件将具有至少两个机械坐封封隔器和中间的细长可膨胀封隔器。备用流动通道行进通过每个机械坐封封隔器和中间可膨胀封隔器元件。优选地，油层隔离装置包括被砂筛管单根分开的至少两个封隔器组合件。
方法1300也包括将油层隔离装置下入井筒中。将油层隔离装置下入井筒的步骤显示在框1320中。油层隔离装置被下入井筒的下部分，其优选地完井为裸眼井。
井筒的裸眼井部分可基本上竖直地完井。可选地，裸眼井部分可以倾斜的，或甚至水平的。
方法1300也包括将油层隔离装置布置在井筒中。这在图13显示在框1330。布置油层隔离装置的步骤1330优选地通过从生产套管柱的下部分悬挂油层隔离装置完成。装置放置为使砂筛管邻近沿着井筒的裸眼井部分的一个或多个所选的生产层段。进一步，至少一个封隔器组合件的第一个放置在所选的地下层段的顶部上方或附近。
在一种实施方式中，裸眼井筒横跨通过三个单独的层段。这些包括从其产生烃的上层段和从其不再以商业上可行的量产生烃的下层段。这些层段可由砂或其他可渗透岩石基体组成。层段也可包括不从其产生烃的中间层段。沿着中间层段的地层可由页岩或其他基本上不渗透的材料组成。操作人员可选择将至少一个封隔器组合件的第一个放置接近下层段的顶部或在沿着非渗透中间层段的任何位置。
在一个方面，至少一个封隔器组合件接近中间层段的顶部放置。任选地，第二封隔器组合件接近所选层段比如中间层段的底部放置。这显示在框1335中。
方法1300接下来包括将机械坐封封隔器元件坐封在至少一个封隔器组合件的每一个中。这提供在框1340中。机械坐封上封隔器元件和下封隔器元件意思是弹性体(或其他)密封元件啮合周围井筒壁。封隔器元件隔离了封隔器组合件上方和下方砂筛管和周围地下地层之间形成的环形区域。
有益地，在将浆注入环形区域之前提供框1340的坐封封隔器的步骤。在任何砾石放置在弹性体元件周围之前，坐封封隔器为井筒提供液压和机械密封。这在砾石充填操作期间提供更好的密封。
框1340的步骤可通过使用图6A和6B的封隔器600完成。通过提供非期望流体的进一步油层隔离同时享有备用流动通道砾石充填完井的益处，裸眼井、机械坐封封隔器600能够实现砾石充填完井以获得独立筛管(SAS)应用的当前适应性。
裸眼井筒的完井方法1300也包括将颗粒浆注入环形区域。这表示在框1350中。颗粒浆由携带液和砂(和/或其他)颗粒组成。一个或多个备用流动通道允许颗粒浆绕过机械坐封封隔器的密封元件。这样，井筒的裸眼井部分在机械坐封封隔器元件的下方、或上方和下方(但不是之间)砾石充填。
对于方法1300，可改变环状空间封堵的顺序。例如，如果在砾石充填期间形成过早的砂桥，则由于备用流动通道，桥上方的环状空间将继续通过砂筛管的流体渗漏进行砾石充填。在这方面，一些浆将流入并且通过备用流动通道以绕过过早的砂桥并且沉积砾石充填。因为过早的砂桥上方的环状空间几乎完全充填，浆逐渐转至并且通过备用流动通道。这里，过早的砂桥和封隔器二者将被绕过，从而环状空间在封隔器下方被砾石充填。
过早的砂桥也可能在在封隔器下方形成。封隔器上方或下方的任何空隙将最终通过备用流动通道充填，直到整个环状空间完全被砾石充填。
在泵送操作期间，一旦砾石覆盖封隔器上方的筛管，浆被转向至分流管，然后穿过封隔器，并且继续经具有侧端口的分流管(或备用流动通道)在封隔器下方充填，使得浆离开进入井筒环状空间。硬件提供堵塞底部水、选择性完井或砾石充填目标层段、进行层叠的裸眼井完井或生产后隔离承载气体/水的砂层的能力。硬件进一步允许选择性增产、选择性水或气体注入、或选择性化学处理以消除损害或砂固结。
方法1300进一步包括从沿着井筒的裸眼井部分的层段生产采出液。这提供在框1360中。生产进行一段时间。
在方法1300的一种实施方式中，来自所选层段的流动可密封避免流入井筒。例如，塞子可安装在所选的地下层段的顶部上方或下方的砂筛管的中心管中。这显示在框1070中。这种塞子可用在最低的封隔器组合件处或其下方，比如步骤1335的第二封隔器组合件。
在另一实施例中，跨式封隔器沿着中心管、沿着将被密封的所选地下层段布置。这显示在框1375中。这种跨式封隔器可涉及沿着心轴邻近上和下封隔器组合件布置密封元件(比如图2或图9A的封隔器组合件210’、210’’)。
注意，结合上面的方法1200和1300使用的机械坐封封隔器是复杂的井下工具。工具必须设计为不仅仅经受住井下环境的高温和压力，而且在高流体速度下进行砾石充填程序时必须足够可靠以至少提供临时的井筒密封。因此，机械坐封封隔器是昂贵的设备。当使用包括两个机械坐封封隔器加上中间可膨胀封隔器的封隔器组合件时该费用增加。
因为成本，在一些情况操作人员可能希望使用较不昂贵的基于砾石的油层隔离系统代替第二机械坐封封隔器。这种系统依赖于被致密充填的砂围绕的长的不带眼的管子。这种系统描述在名称为“Systemsand Methods for providing Zonal Isolation in Wells”的WO专利公开2010/120419中。
图14A和14B呈现用于提供备用油层隔离的砾石充填组合件1400的侧视图和横截面视图。组合件限定管状体，其具有在第一端的上游歧管1402和在第二端的下游歧管1410。上游歧管1402和下游歧管1410之间是细长的中心管1430。
操作中，砾石砂浆被泵送至井下，直到其到达上游歧管1402。接着通过砾石充填导管1404和输送导管1408，分配砾石砂浆。砾石充填导管1404用于输送浆进入砾石充填组合件1400和周围井筒(未显示)之间的环形区域，同时输送导管1408输送一部分砾石砂浆进一步往井下。因此，砾石充填导管1404和输送导管1408用作典型的分流管。
砾石充填导管1404包含许多渗漏端口1412。随着砾石砂浆进入砾石充填导管，浆离开端口1412并且填充环形空间，典型地从井的底部(或趾部)至井的顶部(或跟部)。塞子1414防止砾石砂浆绕过端口1412。
输送导管1408从上游歧管1402移动浆至下游歧管1410。这样，沿着不带眼的管子1430的任何砂桥在下游流动路径中被绕过。优选地，输送导管1408和邻近的不带眼的管子1430一起下入40英尺部分。
砾石充填组合件1400也包括渗漏导管1406。渗漏导管1406表示绕丝筛管或其他过滤布置。渗漏导管1406和上游歧管1402之间的限流器1416使得从上游歧管1402进入渗漏导管1406的砾石砂浆最少。在砾石充填操作期间，渗漏导管1406接收水(或携带液)，并且在下游歧管1410中合并水(或携带液)与砾石砂浆。可选地，渗漏导管1406可与下游歧管1410上方的输送导管1408直接流体连通。同时，渗漏导管1406滤出砂颗粒，在不带眼的管子1430周围的合适位置留下砾石充填。
砾石充填组合件1400设计为在一端螺纹连接至砂筛管的一部分的中心管。在另一端，砾石充填组合件1400连接至机械坐封封隔器600。砾石充填组合件1400至少部分限制裸眼井筒中的生产区段或地质层段之间的采出液的流动。组合件1400的基于砾石的隔离系统可能不是主要的隔离工具，但是在杯型元件655出故障的情况中其基本上不限制流动。理想地，砾石充填组合件1400为至少40英尺，更优选地至少80英尺，以提供最佳流体隔离。
关于基于砾石的油层隔离系统的设计和操作的另外细节见WO申请公开2010/120419。该申请通过引用以其整体并入本文。
尽管显然地本文描述的发明设计完好以实现上面指出的益处和优势，但是将理解，本发明易于进行改进、变化和改变，而不背离其精神。提供了裸眼井筒的改进完井方法，以堵塞一个或多个所选的地下层段。也提供了改善的油层隔离装置。本发明允许操作人员从所选的地下层段产生流体或将流体注入所选的地下层段。
Claims (28)
1.在地下地层中完井的方法，所述方法包括：
提供封隔器组合件，其具有作为第一油层隔离工具的第一机械坐封封隔器和第二油层隔离工具，其中所述第一油层隔离工具和第二油层隔离工具的每一个包括用于接收采出液的内部孔和备用流动通道，并且所述第一机械坐封封隔器包括：
作为所述内部孔的内心轴，
沿着所述内心轴的备用流动通道，和
所述内心轴外部的密封元件；
将所述封隔器组合件连接至砂筛管，所述砂筛管包括中心管、周围过滤介质和备用流动通道，其中：
所述中心管具有与所述第一油层隔离工具和第二油层隔离工具的所述内部孔流体连通的内孔，和
所述砂筛管的所述备用流动通道与所述第一油层隔离工具和第二油层隔离工具的所述备用流动通道流体连通；
将所述封隔器组合件和连接的砂筛管下入井筒中；
通过启动所述密封元件与周围地下地层啮合，坐封所述第一机械坐封封隔器；
将砾石砂浆注入所述井筒；和
注入所述砾石砂浆至少部分通过所述备用流动通道，以允许所述砾石砂浆绕过所述密封元件，使得所述井筒在所述砂筛管和所述封隔器组合件下方的周围地层之间的环形区域中被砾石充填；
其中所述第一机械坐封封隔器进一步包括：
围绕所述内心轴的可动活塞罩；和
一个或多个流动口，其提供所述备用流动通道和所述活塞罩的承压面之间的流体连通；
所述方法进一步包括：
将坐封工具下入所述第一机械坐封封隔器的所述内心轴中；
沿着所述内心轴移动所述坐封工具，从而释放在所述第一机械坐封封隔器上的所述可动活塞罩；和
通过所述一个或多个流动口连通静水压力至所述活塞罩，从而使活塞罩滑动，并且从而启动所述密封元件靠着周围井筒。
2.权利要求1所述的方法，其中所述砂筛管的所述过滤介质包括绕丝筛管、薄膜筛管、可膨胀筛管、烧结金属筛管、金属丝筛网、形状记忆聚合物或预填充的固体颗粒床。
3.权利要求1所述的方法，其中所述第二油层隔离工具是基于砾石的油层隔离工具，其包括：
配置为接收所述砾石砂浆的上游歧管；
与所述上游歧管流体连通并且纵向延伸离开所述上游歧管的砾石充填导管，所述砾石充填导管具有多个端口，以布置所述砾石充填导管与所述第二油层隔离工具和周围井筒之间的环状空间流体连通，并且具有接近所述砾石充填导管下端的塞子，以将所述砾石充填导管与下游流动路径隔离；
与上游歧管流体连通并且与所述下游流动路径流体连通的输送导管，所述输送导管用作所述第二油层隔离工具的所述备用流动通道；和
渗漏导管，其包括可渗透介质，以便将所述渗漏导管布置为与所述环状空间流体连通，但是在砾石充填程序期间过滤砾石充填颗粒，所述渗漏导管包括与所述下游流动路径流体连通的纵向管状体。
4.权利要求3所述的方法，其中所述基于砾石的油层隔离工具的长度为至少40英尺。
5.权利要求1所述的方法，其中所述第二油层隔离工具包括第二机械坐封封隔器，其按照所述第一机械坐封封隔器构造，并且基本上作为所述第一机械坐封封隔器的镜像布置在所述封隔器组合件内。
6.权利要求1所述的方法，其中所述第二油层隔离工具包括邻近所述第一机械坐封封隔器的可膨胀封隔器。
7.权利要求1所述的方法，其中：
所述第二油层隔离工具包括按照所述第一机械坐封封隔器构造的第二机械坐封封隔器；和
所述封隔器组合件进一步包括在所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器中间的可膨胀封隔器，所述可膨胀封隔器具有与所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的所述备用流动通道流体连接的备用流动通道。
8.权利要求7所述的方法，其中所述第二机械坐封封隔器基本上作为所述第一机械坐封封隔器的镜像布置在所述封隔器组合件内。
9.权利要求5所述的方法，其中进一步注入所述砾石砂浆通过所述备用流动通道的步骤包括绕过所述封隔器组合件以使在所述第一机械坐封封隔器和所述第二机械坐封封隔器已经坐封在所述井筒中之后，所述井筒在所述封隔器组合件的上方和下方被砾石充填。
10.权利要求1所述的方法，其中所述砂筛管包括：
a)第一导管，其形成与所述第一机械坐封封隔器的内心轴流体连通的主流动路径，所述第一导管具有可渗透的沿着其长度的至少一个部分和不渗透的沿着其长度的至少一个部分；
b)沿着所述第一导管长度的至少一个分流管，所述至少一个分流管与所述第一机械坐封封隔器的所述备用流动通道之一流体连通，以输送砾石砂浆；
c)第二导管，其包括次流动节，其中所述第二导管也具有可渗透的沿着其长度的至少一个部分和不渗透的沿着其长度的至少一个部分，并且其中所述第二导管的至少一个可渗透部分之一与所述第一导管的所述至少一个可渗透部分之一流体连通，从而在所述第一导管和第二导管之间提供流体连通；和
d)过滤介质，所述过滤介质设计为保留大于预定尺寸的颗粒同时允许流体通过所述第一导管和第二导管的可渗透部分。
11.权利要求10所述的方法，其中：
所述过滤介质包括沿着所述第一导管的渗透部分布置的第一过滤筛管和沿着所述第二导管的渗透部分布置的第二过滤介质；和
所述第一导管和所述第二导管每个包括具有圆筒形壁的管状体，所述第一导管和所述第二导管在所述井筒内基本上彼此平行延伸。
12.权利要求1所述的方法，其中：
所述井筒具有限定裸眼井部分的下端；
将所述封隔器组合件和砂筛管沿着所述裸眼井部分下入所述井筒；和
将所述封隔器坐封在所述井筒的所述裸眼井部分中。
13.井筒的完井方法，所述井筒具有限定裸眼井部分的下端，并且所述方法包括：
将砾石充填油层隔离装置下入所述井筒，所述油层隔离装置包括：
防砂设备，其具有：
细长的中心管，
圆周地围绕至少部分所述中心管的过滤介质，和
沿着所述中心管的至少一个备用流动通道；和
至少一个封隔器组合件，所述至少一个封隔器组合件的每一个包括：
具有上密封元件的第一机械坐封封隔器，
具有下密封元件的第二机械坐封封隔器，
所述上密封元件和所述下密封元件之间的可膨胀封隔器元件，
其在流体存在下随时间膨胀，和
沿着所述第一机械坐封封隔器、所述可膨胀封隔器元件和所述第二机械坐封封隔器的一个或多个备用流动通道，以允许砾石充填浆绕过所述至少一个封隔器组合件；
将所述油层隔离装置布置在所述井筒的所述裸眼井部分中；
通过启动各自的密封元件与所述井筒的周围裸眼井部分啮合，坐封所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的每一个；
将砾石砂浆注入在所述防砂设备和所述井筒的周围裸眼井部分之间形成的环形区域；
进一步注入所述砾石砂浆通过所述备用流动通道，以允许所述砾石砂浆绕过所述至少一个封隔器组合件，使得在所述封隔器已经坐封在所述井筒中之后，所述井筒的所述裸眼井部分在所述至少一个封隔器组合件上方或下方被砾石充填；
其中所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的每一个进一步包括：
内心轴；
围绕所述内心轴的可动活塞罩；和
一个或多个流动口，其提供所述备用流动通道和所述活塞罩的承压面之间的流体连通；
所述方法进一步包括：
将坐封工具下入所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的所述内心轴中；
沿着所述内心轴移动所述坐封工具，从而释放在所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的每一个上的所述可动活塞罩；和
通过所述一个或多个流动口连通静水压力至所述活塞罩，从而使各自的活塞罩滑动，并且从而启动各自的上密封元件和下密封元件靠着周围井筒。
14.权利要求13所述的方法，其中布置所述油层隔离装置包括布置所述油层隔离装置以使所述至少一个封隔器组合件的第一个在所选地下层段的顶部的上方或附近。
15.权利要求13所述的方法，其中释放所述可动活塞罩包括通过沿着所述内心轴牵引所述坐封工具移动所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器中的各自释放套。
16.权利要求15所述的方法，其中：
所述第一机械坐封封隔器和第二机械坐封封隔器的每一个进一步包括对中装置；和
移动各自活塞罩进一步启动各自的对中装置与所述井筒的周围裸眼井部分啮合。
17.权利要求16所述的方法，进一步包括：
通过施加静水压力至所述各自活塞罩，启动所述机械坐封封隔器中的各自的对中装置与周围井筒啮合。
18.权利要求17所述的方法，其中施加静水压力至所述活塞罩移动所述各自活塞罩以作用在所述各自的对中装置上，其又启动所述上密封元件和下密封元件靠着周围井筒。
19.权利要求13所述的方法，进一步包括：
从所述井筒的所述裸眼井部分生产烃流体。
20.砾石充填油层隔离装置，包括：
防砂设备，其具有：
从第一端延伸至第二端的细长的中心管，
沿着所述中心管的从所述第一端延伸至所述第二端的至少一个备用流动通道，和
沿着所述中心管的大部分径向围绕所述中心管以形成砂筛管的过滤介质；和
至少一个封隔器组合件，所述至少一个封隔器组合件的每一个包括：
具有密封元件的上机械坐封封隔器，和
具有密封元件的下机械坐封封隔器，其中：
所述上封隔器和下封隔器每个包括与防砂设备中所述至少一个备用流动通道流体连通的至少一个备用流动通道，以在砾石充填操作期间使砾石充填浆转向经过所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器；和
所述上封隔器和下封隔器的每一个包括：
内心轴，
围绕所述内心轴保持的可动活塞罩，
一个或多个流动口，其提供所述备用流动通道和所述活塞罩的承压面之间的流体连通，
沿着所述内心轴的内表面的释放套，所述释放套配置为在砾石充填操作期间响应坐封工具在所述内心轴中的移动而移动并且从而将所述一个或多个流动口暴露于静水压力；
坐封工具被配置为下入所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器的所述内心轴中；
所述坐封工具被配置为沿着所述内心轴移动，从而释放在所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器的每一个上的所述可动活塞罩；和
静水压力通过所述一个或多个流动口连通至所述活塞罩，从而使各自的活塞罩滑动，并且从而启动各自的上密封元件和下密封元件靠着周围井筒。
21.权利要求20所述的装置，其中所述砂筛管的过滤介质包括缠绕的金属丝、金属丝网或其组合。
22.权利要求21所述的装置，进一步包括：
所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器之间的可膨胀封隔器，所述可膨胀封隔器具有在流体存在下随时间膨胀的元件；并且
其中所述可膨胀封隔器包括与所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器中的所述至少一个备用流动通道流体连通的至少一个备用流动通道，以在砾石充填操作期间使砾石充填浆转向经过所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器。
23.权利要求20所述的装置，其中所述至少一个封隔器组合件的至少一个布置在所述防砂设备的第一端。
24.权利要求20所述的装置，其中所述至少一个封隔器组合件的至少一个布置在所述第一端和第二端中间的两根所述细长的中心管之间。
25.权利要求20所述的装置，其中：
所述细长的中心管包括头尾相连的多根管，其形成所述防砂设备的第一端和所述防砂设备的第二端；和
所述砾石充填油层隔离装置包括布置在所述防砂设备的所述第一端的上封隔器组合件，和布置在所述防砂设备的所述第二端的下封隔器组合件。
26.权利要求25所述的装置，其中所述上封隔器组合件和所述下封隔器组合件沿着多根管间隔开以横跨井筒中的所选地下层段。
27.权利要求21所述的装置，其中所述上机械坐封封隔器和所述下机械坐封封隔器的所述元件是弹性体杯型元件。
28.权利要求21所述的装置，其中所述砂筛管包括：
a)形成与所述上封隔器和下封隔器的所述内心轴流体连通的主流动路径的第一导管，所述第一导管具有可渗透的沿着其长度的至少一个部分和不渗透的沿着其长度的至少一个部分；
b)沿着所述第一导管长度的至少一个分流管，所述至少一个分流管与所述上封隔器和下封隔器的备用流动通道之一流体连通以输送砾石砂浆；
c)包括次流动节的第二导管，其中所述第二导管也具有可渗透的沿着其长度的至少一个部分和不渗透的沿着其长度的至少一个部分，并且其中第二导管的至少一个可渗透部分之一与所述第一导管的至少一个可渗透部分之一流体连通，从而在所述第一导管和第二导管之间提供流体连通；和
d)过滤介质，所述过滤介质设计来保留大于预定尺寸的颗粒同时允许流体进入所述第一导管和第二导管的可渗透部分。
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201061424427P | 2010-12-17 | 2010-12-17 | |
| US61/424,427 | 2010-12-17 | ||
| US201161549056P | 2011-10-19 | 2011-10-19 | |
| US61/549,056 | 2011-10-19 | ||
| PCT/US2011/061225 WO2012082305A2 (en) | 2010-12-17 | 2011-11-17 | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN103688015A CN103688015A (zh) | 2014-03-26 |
| CN103688015B true CN103688015B (zh) | 2016-09-07 |
Family
ID=46245271
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201180067841.9A Expired - Fee Related CN103688015B (zh) | 2010-12-17 | 2011-11-17 | 用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9322248B2 (zh) |
| EP (1) | EP2665888B1 (zh) |
| CN (1) | CN103688015B (zh) |
| AU (1) | AU2011341563B2 (zh) |
| BR (1) | BR112013013147B1 (zh) |
| CA (1) | CA2819371C (zh) |
| EA (1) | EA026663B1 (zh) |
| MX (1) | MX342258B (zh) |
| MY (1) | MY166359A (zh) |
| SG (2) | SG10201510414VA (zh) |
| WO (1) | WO2012082305A2 (zh) |
Families Citing this family (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112012010292B1 (pt) * | 2009-11-20 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Aparelho de isolamento zonal de acondicionamento de cascalho |
| CA2813999C (en) * | 2010-12-16 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore |
| MX342258B (es) * | 2010-12-17 | 2016-09-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | Aparato de sondeo y métodos para completación, producción e inyección de pozos de varias zonas. |
| NO2875206T3 (zh) * | 2012-07-18 | 2018-03-10 | ||
| MX360054B (es) | 2012-10-26 | 2018-10-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Control de flujo en el fondo de la perforación, ensamble de junta y método. |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| NO3037552T3 (zh) | 2013-10-03 | 2018-09-22 | ||
| SG11201606037QA (en) * | 2014-02-24 | 2016-08-30 | Delta Screen & Filtration Llc | Shunt tube connector assembly and method |
| GB2543666B (en) * | 2014-04-21 | 2020-11-04 | Baker Hughes Inc | Tubular flow control apparatus and method of packing particulates using a slurry |
| GB201414565D0 (en) * | 2014-08-15 | 2014-10-01 | Bisn Oil Tools Ltd | Methods and apparatus for use in oil and gas well completion |
| NO342655B1 (no) | 2014-08-20 | 2018-06-25 | E Holstad Holding As | Apparat for tetting av en boring, et system omfattende apparatet og en fremgangsmåte ved bruk av apparatet |
| US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
| US9732583B2 (en) | 2015-01-23 | 2017-08-15 | Baker Hughes Incorporated | Completion systems with flow restrictors |
| US9988884B2 (en) * | 2015-06-29 | 2018-06-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Annular screen communication system |
| CN106869908A (zh) * | 2015-12-11 | 2017-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 管柱 |
| GB2551693B (en) * | 2016-05-24 | 2021-09-15 | Bisn Tec Ltd | Down-hole chemical heater and methods of operating such |
| GB2553823B (en) | 2016-09-15 | 2021-01-20 | Weatherford Uk Ltd | Apparatus and methods for use in wellbore packing |
| CN107083940B (zh) * | 2017-06-08 | 2019-06-18 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 气顶圈闭的复合型完井结构 |
| CN106996282B (zh) * | 2017-06-08 | 2019-06-18 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 气顶圈闭的复合型完井方法 |
| US10465484B2 (en) * | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
| NO343440B1 (en) * | 2017-07-05 | 2019-03-11 | Interwell Norway As | Well tool and method for pressure testing of different zones in a well |
| CN107620582B (zh) * | 2017-08-08 | 2018-08-03 | 广州海洋地质调查局 | 双层套管防砂完井工艺及双层防砂完井管柱 |
| US10648287B2 (en) * | 2017-09-26 | 2020-05-12 | Dreco Energy Services Ulc | Actuable downhole tools for attachment to tubular strings |
| US10662762B2 (en) | 2017-11-02 | 2020-05-26 | Saudi Arabian Oil Company | Casing system having sensors |
| CN108661595A (zh) * | 2018-04-28 | 2018-10-16 | 王力 | 一种油、水井水平孔完钻方法 |
| WO2019222041A1 (en) * | 2018-05-14 | 2019-11-21 | Bp Corporation North America Inc. | Bypass devices for a subterranean wellbore |
| WO2019246009A1 (en) | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Open hole displacement with sacrificial screen |
| WO2020060658A1 (en) * | 2018-09-20 | 2020-03-26 | Exxonmobil Upstream Research Company(Emhc-N1-4A-607) | Inflow control device, and method for completing a wellbore to decrease water inflow |
| CN109209286A (zh) * | 2018-10-20 | 2019-01-15 | 东营百华石油技术开发有限公司 | 一种油井充填防砂用的封隔器 |
| US10954739B2 (en) | 2018-11-19 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Smart rotating control device apparatus and system |
| CA3110636C (en) | 2018-12-31 | 2023-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube system for gravel packing operations |
| RU2713017C1 (ru) * | 2019-03-05 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ предотвращения выноса песка в скважину |
| CN110017122B (zh) * | 2019-05-08 | 2021-01-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 长井段砾石充填完井管柱及工艺方法 |
| WO2020252021A1 (en) * | 2019-06-13 | 2020-12-17 | Schlumberger Technology Corporation | Cementing and sand control system and methodology |
| CN110735607A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-01-31 | 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 | 一种抽油泵过桥施压坐封封隔器装置及应用方法 |
| US11506042B2 (en) | 2019-12-13 | 2022-11-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole production fluid fractionation system |
| RU198231U1 (ru) * | 2019-12-26 | 2020-06-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Ухта" | Герметизирующая муфта для ремонта обсадной колонны водной скважины |
| US11525341B2 (en) | 2020-07-02 | 2022-12-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Epoxy-based filtration of fluids |
| US11795788B2 (en) | 2020-07-02 | 2023-10-24 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Thermoset swellable devices and methods of using in wellbores |
| DE202020104407U1 (de) * | 2020-07-30 | 2021-11-03 | IEG - Technologie GmbH | Filteranordnung |
| US11414942B2 (en) | 2020-10-14 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Packer installation systems and related methods |
| US20230160285A1 (en) * | 2021-11-19 | 2023-05-25 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Borehole tool and system |
| CN114320263B (zh) * | 2021-11-22 | 2023-01-17 | 中国地质大学（北京） | 多滤层循环井系统及工作模式 |
| CN114592813B (zh) * | 2022-04-18 | 2023-11-21 | 大庆长垣能源科技有限公司 | 筛管完井用洗井装置 |
| CN116335579B (zh) * | 2023-05-26 | 2023-08-11 | 大庆辰平钻井技术服务有限公司 | 油田井套管封隔器及不固井喷射自封堵分段压裂方法 |
| CN116696275B (zh) * | 2023-08-09 | 2023-10-24 | 招远金河石油设备技术开发有限公司 | 防砂卡层封隔器 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5887660A (en) * | 1996-03-01 | 1999-03-30 | Smith International, Inc | Liner packer assembly and method |
| US6354378B1 (en) * | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
| CN101365862A (zh) * | 2006-02-03 | 2009-02-11 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于完井、生产和注入的井身方法和设备 |
| US7832472B2 (en) * | 2001-11-19 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic open hole packer |
Family Cites Families (133)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3467183A (en) * | 1968-02-08 | 1969-09-16 | Schlumberger Technology Corp | Retrievable well packer |
| US4424859A (en) * | 1981-11-04 | 1984-01-10 | Sims Coleman W | Multi-channel fluid injection system |
| US4945991A (en) | 1989-08-23 | 1990-08-07 | Mobile Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| US5113935A (en) | 1991-05-01 | 1992-05-19 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells |
| US5348091A (en) | 1993-08-16 | 1994-09-20 | The Bob Fournet Company | Self-adjusting centralizer |
| US5390966A (en) | 1993-10-22 | 1995-02-21 | Mobil Oil Corporation | Single connector for shunt conduits on well tool |
| US5396954A (en) | 1994-01-27 | 1995-03-14 | Ctc International Corp. | Subsea inflatable packer system |
| US5476143A (en) | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
| GB2290812B (en) | 1994-07-01 | 1998-04-15 | Petroleum Eng Services | Release mechanism for down-hole tools |
| US5515915A (en) | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
| US5588487A (en) | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
| US6003834A (en) | 1996-07-17 | 1999-12-21 | Camco International, Inc. | Fluid circulation apparatus |
| US5868200A (en) | 1997-04-17 | 1999-02-09 | Mobil Oil Corporation | Alternate-path well screen having protected shunt connection |
| US5890533A (en) * | 1997-07-29 | 1999-04-06 | Mobil Oil Corporation | Alternate path well tool having an internal shunt tube |
| US5909774A (en) | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| US5975205A (en) | 1997-09-30 | 1999-11-02 | Carisella; James V. | Gravel pack apparatus and method |
| EP0909875A3 (en) | 1997-10-16 | 1999-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing well in unconsolidated subterranean zone |
| US6179056B1 (en) | 1998-02-04 | 2001-01-30 | Ypf International, Ltd. | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same |
| NO310585B1 (no) | 1998-03-25 | 2001-07-23 | Reslink As | Rörkopling for sammenkopling av dobbeltveggete rör |
| US6789623B2 (en) | 1998-07-22 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for open hole gravel packing |
| US6227303B1 (en) | 1999-04-13 | 2001-05-08 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6186227B1 (en) * | 1999-04-21 | 2001-02-13 | Schlumberger Technology Corporation | Packer |
| US6513599B1 (en) | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| US6220345B1 (en) | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6409219B1 (en) | 1999-11-12 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with tubular bypass |
| US6298916B1 (en) | 1999-12-17 | 2001-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits |
| AU782553B2 (en) | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
| US6325144B1 (en) | 2000-06-09 | 2001-12-04 | Baker Hughes, Inc. | Inflatable packer with feed-thru conduits |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US6752206B2 (en) | 2000-08-04 | 2004-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
| US6997263B2 (en) | 2000-08-31 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same |
| US7152677B2 (en) | 2000-09-20 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and gravel packing open holes above fracturing pressure |
| US7222676B2 (en) | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| US6520254B2 (en) | 2000-12-22 | 2003-02-18 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method providing alternate fluid flowpath for gravel pack completion |
| US6695067B2 (en) | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation technique |
| US6789624B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6557634B2 (en) | 2001-03-06 | 2003-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| NO314005B1 (no) | 2001-04-10 | 2003-01-13 | Reslink As | Anordning ved nedihulls kabelbeskyttelse |
| US6749023B2 (en) | 2001-06-13 | 2004-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for gravel packing, fracturing or frac packing wells |
| US6575251B2 (en) | 2001-06-13 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel inflated isolation packer |
| US6516881B2 (en) | 2001-06-27 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6581689B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6601646B2 (en) | 2001-06-28 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
| US6752207B2 (en) | 2001-08-07 | 2004-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for alternate path system |
| US6830104B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
| US20040007829A1 (en) | 2001-09-07 | 2004-01-15 | Ross Colby M. | Downhole seal assembly and method for use of same |
| US6644404B2 (en) | 2001-10-17 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of progressively gravel packing a zone |
| US6749024B2 (en) | 2001-11-09 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sand screen and method of filtering |
| US7066284B2 (en) | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| US7661470B2 (en) | 2001-12-20 | 2010-02-16 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
| US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
| US7096945B2 (en) | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
| US7207383B2 (en) | 2002-02-25 | 2007-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple entrance shunt |
| US20030173075A1 (en) | 2002-03-15 | 2003-09-18 | Dave Morvant | Knitted wire fines discriminator |
| US6705402B2 (en) | 2002-04-17 | 2004-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Gas separating intake for progressing cavity pumps |
| DE10217182B4 (de) | 2002-04-18 | 2009-05-07 | Lurgi Zimmer Gmbh | Vorrichtung zum Wechseln von Düsen |
| US6666274B2 (en) | 2002-05-15 | 2003-12-23 | Sunstone Corporation | Tubing containing electrical wiring insert |
| US7243715B2 (en) | 2002-07-29 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Mesh screen apparatus and method of manufacture |
| US7108067B2 (en) * | 2002-08-21 | 2006-09-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Method and apparatus for wellbore fluid treatment |
| NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| US7055598B2 (en) | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
| US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
| US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| US6814139B2 (en) | 2002-10-17 | 2004-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated joint connection and method for use of same |
| NO20025162A (no) | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brønnpakning for en rørstreng og en fremgangsmåte for å føre en ledning forbi brønnpakningen |
| US6923262B2 (en) | 2002-11-07 | 2005-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Alternate path auger screen |
| NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| US20040140089A1 (en) | 2003-01-21 | 2004-07-22 | Terje Gunneroed | Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold |
| US7048061B2 (en) | 2003-02-21 | 2006-05-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Screen assembly with flow through connectors |
| CA2516542C (en) | 2003-02-26 | 2011-08-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for drilling and completing wells |
| WO2004094784A2 (en) * | 2003-03-31 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | A wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
| US7870898B2 (en) * | 2003-03-31 | 2011-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
| US20050028977A1 (en) | 2003-08-06 | 2005-02-10 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US6883608B2 (en) | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
| US20050039917A1 (en) | 2003-08-20 | 2005-02-24 | Hailey Travis T. | Isolation packer inflated by a fluid filtered from a gravel laden slurry |
| US7147054B2 (en) | 2003-09-03 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing a well |
| US20050061501A1 (en) | 2003-09-23 | 2005-03-24 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US7243732B2 (en) | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
| US20050082060A1 (en) | 2003-10-21 | 2005-04-21 | Ward Stephen L. | Well screen primary tube gravel pack method |
| US7347274B2 (en) * | 2004-01-27 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Annular barrier tool |
| US7343983B2 (en) | 2004-02-11 | 2008-03-18 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
| US7866708B2 (en) | 2004-03-09 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Joining tubular members |
| US20050248334A1 (en) | 2004-05-07 | 2005-11-10 | Dagenais Pete C | System and method for monitoring erosion |
| US20050263287A1 (en) | 2004-05-26 | 2005-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Flow Control in Conduits from Multiple Zones of a Well |
| US7243723B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
| US7597141B2 (en) | 2004-06-23 | 2009-10-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow nozzle assembly |
| US7721801B2 (en) | 2004-08-19 | 2010-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Conveyance device and method of use in gravel pack operation |
| US7367395B2 (en) | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
| US7431085B2 (en) | 2005-01-14 | 2008-10-07 | Baker Hughes Incorporated | Gravel pack multi-pathway tube with control line retention and method for retaining control line |
| US20090283279A1 (en) | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US7591321B2 (en) | 2005-04-25 | 2009-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation tools and methods of use |
| US7870909B2 (en) | 2005-06-09 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable zonal isolation system |
| US7497267B2 (en) | 2005-06-16 | 2009-03-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Shunt tube connector lock |
| US7441605B2 (en) * | 2005-07-13 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Optical sensor use in alternate path gravel packing with integral zonal isolation |
| US7407007B2 (en) * | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
| US7431098B2 (en) | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
| EA013376B1 (ru) * | 2006-02-03 | 2010-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ эксплуатации скважины |
| US8651178B2 (en) | 2006-03-23 | 2014-02-18 | Petrowell Limited | Packer |
| MX345785B (es) * | 2006-04-03 | 2017-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Company * | Método de sondeo y aparato para el control de afluencia y arena durante las operaciones de pozo. |
| US7562709B2 (en) * | 2006-09-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack apparatus that includes a swellable element |
| CA2669007C (en) * | 2006-11-15 | 2012-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
| US7661476B2 (en) | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
| US7631697B2 (en) | 2006-11-29 | 2009-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Oilfield apparatus comprising swellable elastomers having nanosensors therein and methods of using same in oilfield application |
| US7637320B2 (en) | 2006-12-18 | 2009-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Differential filters for stopping water during oil production |
| US7681652B2 (en) | 2007-03-29 | 2010-03-23 | Baker Hughes Incorporated | Packer setting device for high-hydrostatic applications |
| US7918276B2 (en) | 2007-06-20 | 2011-04-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for creating a gravel pack |
| US7828056B2 (en) | 2007-07-06 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting shunt tubes to sand screen assemblies |
| US7775284B2 (en) | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| GB0723607D0 (en) | 2007-12-03 | 2008-01-09 | Petrowell Ltd | Improved centraliser |
| US8127845B2 (en) | 2007-12-19 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing multi-zone openhole formations |
| US7832489B2 (en) | 2007-12-19 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing a well with fluid tight lower completion |
| US7624810B2 (en) | 2007-12-21 | 2009-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Ball dropping assembly and technique for use in a well |
| US7735559B2 (en) | 2008-04-21 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore |
| WO2010028317A1 (en) * | 2008-09-05 | 2010-03-11 | Schlumberger Canada Limited | Shrouded tubular |
| US7784532B2 (en) | 2008-10-22 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers |
| CN102203375B (zh) * | 2008-11-03 | 2014-05-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 井流动控制系统和方法 |
| GB2466475B (en) * | 2008-11-11 | 2012-07-18 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
| GB0901034D0 (en) | 2009-01-22 | 2009-03-11 | Petrowell Ltd | Apparatus and method |
| US8186446B2 (en) * | 2009-03-25 | 2012-05-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for a packer assembly |
| US8453729B2 (en) | 2009-04-02 | 2013-06-04 | Key Energy Services, Llc | Hydraulic setting assembly |
| AU2010237000B2 (en) * | 2009-04-14 | 2015-07-16 | Exxonmobil Upstream Research Compnay | Systems and methods for providing zonal isolation in wells |
| BR112012010292B1 (pt) * | 2009-11-20 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Aparelho de isolamento zonal de acondicionamento de cascalho |
| US20110209873A1 (en) * | 2010-02-18 | 2011-09-01 | Stout Gregg W | Method and apparatus for single-trip wellbore treatment |
| GB2490457B (en) * | 2010-02-22 | 2013-05-01 | Schlumberger Holdings | Method of gravel packing multiple zones with isolation |
| US8453734B2 (en) * | 2010-03-31 | 2013-06-04 | Schlumberger Technology Corporation | Shunt isolation valve |
| US9260950B2 (en) * | 2010-10-28 | 2016-02-16 | Weatherford Technologies Holdings, LLC | One trip toe-to-heel gravel pack and liner cementing assembly |
| CA2813999C (en) * | 2010-12-16 | 2017-04-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore |
| MX342258B (es) * | 2010-12-17 | 2016-09-22 | Exxonmobil Upstream Res Co | Aparato de sondeo y métodos para completación, producción e inyección de pozos de varias zonas. |
| BR112013013149B1 (pt) * | 2010-12-17 | 2020-10-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Junta de ligação para trajetórias de fluxo excêntricas a trajetórias de fluxo concêntricas |
| MX338485B (es) * | 2010-12-17 | 2016-04-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Aparato de sondeo y metodos para aislamiento zonal y control de flujo. |
| CA2819350C (en) * | 2010-12-17 | 2017-05-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore |
| CN104755697B (zh) * | 2012-10-26 | 2017-09-12 | 埃克森美孚上游研究公司 | 利用砾石储备进行防砂的井筒装置和方法 |
| MX360054B (es) * | 2012-10-26 | 2018-10-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Control de flujo en el fondo de la perforación, ensamble de junta y método. |
-
2011
- 2011-11-17 MX MX2013006264A patent/MX342258B/es active IP Right Grant
- 2011-11-17 MY MYPI2013002186A patent/MY166359A/en unknown
- 2011-11-17 CN CN201180067841.9A patent/CN103688015B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-17 AU AU2011341563A patent/AU2011341563B2/en not_active Ceased
- 2011-11-17 SG SG10201510414VA patent/SG10201510414VA/en unknown
- 2011-11-17 SG SG2013039599A patent/SG190713A1/en unknown
- 2011-11-17 CA CA2819371A patent/CA2819371C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-17 EA EA201390901A patent/EA026663B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-17 US US13/991,857 patent/US9322248B2/en active Active
- 2011-11-17 WO PCT/US2011/061225 patent/WO2012082305A2/en active Application Filing
- 2011-11-17 BR BR112013013147-0A patent/BR112013013147B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-11-17 EP EP11848883.2A patent/EP2665888B1/en not_active Not-in-force
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5887660A (en) * | 1996-03-01 | 1999-03-30 | Smith International, Inc | Liner packer assembly and method |
| US6354378B1 (en) * | 1998-11-18 | 2002-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for formation isolation in a well |
| US7832472B2 (en) * | 2001-11-19 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic open hole packer |
| CN101365862A (zh) * | 2006-02-03 | 2009-02-11 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于完井、生产和注入的井身方法和设备 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA026663B1 (ru) | 2017-05-31 |
| MY166359A (en) | 2018-06-25 |
| MX2013006264A (es) | 2013-07-12 |
| US9322248B2 (en) | 2016-04-26 |
| SG190713A1 (en) | 2013-07-31 |
| BR112013013147A2 (pt) | 2017-10-31 |
| AU2011341563A1 (en) | 2013-07-04 |
| WO2012082305A3 (en) | 2013-10-17 |
| CN103688015A (zh) | 2014-03-26 |
| CA2819371C (en) | 2016-11-29 |
| EP2665888A4 (en) | 2017-11-01 |
| SG10201510414VA (en) | 2016-01-28 |
| EA201390901A1 (ru) | 2013-12-30 |
| MX342258B (es) | 2016-09-22 |
| EP2665888A2 (en) | 2013-11-27 |
| US20130277053A1 (en) | 2013-10-24 |
| WO2012082305A2 (en) | 2012-06-21 |
| EP2665888B1 (en) | 2019-03-13 |
| BR112013013147B1 (pt) | 2020-07-21 |
| AU2011341563B2 (en) | 2016-05-12 |
| CA2819371A1 (en) | 2012-06-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103688015B (zh) | 用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 | |
| CA2819350C (en) | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore | |
| CN103261567B (zh) | 连接偏心流动路径至同心流动路径的转换接头 | |
| CN103261573B (zh) | 用于层位封隔和流量控制的井筒装置和方法 | |
| AU2013335181B2 (en) | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve | |
| US8789612B2 (en) | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore | |
| US9670756B2 (en) | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve | |
| OA16457A (en) | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore. | |
| OA16313A (en) | Wellbore apparatus and methods for multizone well completion, production and injection. | |
| OA17382A (en) | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20160907 Termination date: 20201117 |