EA006472B1 - Система и способ для управления множеством инструментов посредством одной управляющей линии - Google Patents
Система и способ для управления множеством инструментов посредством одной управляющей линии Download PDFInfo
- Publication number
- EA006472B1 EA006472B1 EA200401255A EA200401255A EA006472B1 EA 006472 B1 EA006472 B1 EA 006472B1 EA 200401255 A EA200401255 A EA 200401255A EA 200401255 A EA200401255 A EA 200401255A EA 006472 B1 EA006472 B1 EA 006472B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- control line
- downhole tools
- pressure
- control
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 230000005693 optoelectronics Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000001579 optical reflectometry Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001069 Raman spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000000253 optical time-domain reflectometry Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- -1 resistivity Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/06—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for setting packers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
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)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Multi-Process Working Machines And Systems (AREA)
- Stored Programmes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе и способу, используемым для управления множеством скважинных инструментов при одной управляющей линии. Скважинные инструменты могут представлять собой любые, приводимые в действие гидравлически инструменты, такие как клапаны, пакеры или стреляющие перфораторы. В одном варианте осуществления каждый инструмент связан с индексирующим устройством, так что инструменты могут работать согласованно и как одна система.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к области скважинных инструментов, используемых в подземной скважине. Более конкретно, изобретение относится к системе и способу, которые обеспечивают возможность управления множеством инструментов, развернутых в такой скважине, при использовании только одной гидравлической управляющей линии.
Общепринято развертывать гидравлические управляющие линии в подземных скважинных, например в нефтяных скважинах, чтобы управлять скважинным оборудованием. Пакеры, клапаны и стреляющие перфораторы относятся к некоторым видам скважинных инструментов, которыми можно управлять путем изменений давления в жидкости, содержащейся в гидравлических управляющих линиях. В некоторых системах из предшествующего уровня техники для управления множеством скважинных инструментов в скважине развертывают большое количество управляющих линий. Обычно верхний конец каждой управляющей линии проходит до поверхности (суши или морского дна) и соединяется с гидравлическим насосом, посредством которого можно регулировать давление жидкости внутри линии.
Управляющая линия должна проходить через проход пакера, для ее расположения от верхней части до нижней части пакера (или через пакер). Известно, что функция пакера заключается в уплотнении межтрубного пространства скважины на концах пакера. Однако каждый раз, когда управляющую линию протягивают через проход пакера, в пакере возможно образование пути утечки, потенциально приводящей к нарушению уплотнения, создаваемого пакером. Поэтому для предшествующего уровня техники будет полезной система, в которой уменьшено число управляющих линий, необходимых для управления множеством скважинных инструментов.
Таким образом, существует необходимость в разрешении одной или нескольких проблем, указанных выше.
Краткое описание изобретения
Изобретение относится к системе и способу, используемым для управления множеством скважинных инструментов при одной управляющей линии. Скважинные инструменты могут представлять собой любые приводимые в действие гидравлические инструменты, такие как клапаны, пакеры или стреляющие перфораторы. В одном варианте осуществления каждый инструмент связан с индексирующим устройством, так что инструменты могут работать согласованно и как одна система.
Преимущества и другие признаки изобретения станут более очевидными из нижеследующих чертежей, описания и формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Способ, которым решаются эти задачи и достигаются другие желаемые характеристики, поясняется в нижеследующем описании и сопровождающих чертежах, на которых изображено следующее:
фиг. 1 изображает вид варианта осуществления настоящего изобретения;
фиг. 2-7 - возможные комбинации клапанов и их перестановки, используемые в настоящем изобретении;
фиг. 8 изображает конфигурацию индексирующих временных интервалов для индексирующих устройств системы клапанов, описанной со ссылкой на фиг. 2;
фиг. 9 - конфигурацию индексирующих временных интервалов для индексирующих устройств системы клапанов, описанной со ссылкой на фиг. 5, и фиг. 10 - другой вариант осуществления настоящего изобретения.
Однако необходимо отметить, что приложенными чертежами иллюстрируются только типичные варианты осуществления этого изобретения, и поэтому они не должны считаться ограничивающими его объем, при этом для изобретения можно допустить другие, равным образом эффективные варианты осуществления.
Подробное описание изобретения
В нижеследующем описании для обеспечения понимания настоящего изобретения изложены многочисленные детали. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что настоящее изобретение может быть осуществлено на практике без этих деталей и что возможны многочисленные варианты и модификации описанных вариантов осуществления.
Конкретно, ниже будет описана такая система 5 согласно настоящему изобретению, в которой управляющая линия управляет работой устройств для регулирования расхода и/или пакеров скважины. Однако должно быть понятно, что система 5 может управлять работой любого приводимого в действие гидравлически скважинного инструмента 6, включая, но без ограничения ими, устройства для регулирования расхода, пакеры, стреляющие перфораторы, предохранительные клапаны, насосы, газлифтные клапаны, якоря, мостовые пробки и скользящие манжеты. Кроме того, при использовании настоящего изобретения скважинные инструменты в любом сочетании могут быть присоединены к и могут управляться одной и той же управляющей линией.
На фиг. 1 показано настоящее изобретение. Скважина 1 0 проходит от поверхности 1 2 в землю и пересекает по меньшей мере один пласт 14. Скважина 10 может быть наземной скважиной или подводной скважиной, при этом поверхность 12 соответствует дну океана или моря, или платформенной скважиной. Скважина 1 0 может быть обсажена. Насосно-компрессорная колонна 1 6 развернута внутри скважины.
- 1 006472
Наносно-компрессорная колонна 16 может представлять собой эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну, гибкую насосно-компрессорную колонну, бурильную колонну или другое оборудование для транспортировки, используемое в подземных скважинах. На насосно-компрессорной колонне 16 в большом количестве размещены клапанные системы 17. Каждая клапанная система 17 содержит устройство 18 для регулирования расхода, располагаемое в скважине, такое как золотниковый клапан, шаровой клапан, дисковый клапан, дроссель, клапан с переменным отверстием или встраиваемый в линию клапан. Каждая клапанная система 17 также содержит индексирующее устройство 20, которое связано с соответствующим устройством 18 для регулирования расхода. Гидравлическая управляющая линия 22 развернута в скважине 10 и обычно присоединена к и развернута совместно с насоснокомпрессорной колонной 16. Управляющая линия 22 гидравлически соединена с каждым индексирующим устройством 20. Источник 24 гидравлического давления, который может быть источником с дискретной или переменной уставкой, питает управляющую линию 22.
Как известно в области техники, к которой относится изобретение, и в зависимости от того, является ли скважина 10 нагнетательной или продуктивной, текучие среды (например воду, пар, жидкости для гидравлического разрыва или обрабатывающие жидкости) закачивают в пласт 14 с поверхности 12 через насосно-компрессорную колонну 16 и через по меньшей мере одну открытую клапанную систему 17 или текучие среды (например, воду, углеводороды, нефть или газ), извлекают из пласта 14 через по меньшей мере одну открытую клапанную систему 1 7 в насосно-компрессорную колонну 1 6 и на поверхность 1 2. Искусственное подъемное оборудование, например насосы или газлифтные системы, может помочь при закачивании или извлечении соответствующих текучих сред.
При изменении давления или цикла давления в управляющей линии 22, создаваемого источником 24, в каждом индексирующем устройстве 20 формируется воздействие. Как известно в области техники, к которой относится изобретение, в зависимости от конструкции и конфигурации соответствующего индексирующего устройства 20 и устройства 1 8 для регулирования расхода воздействие каждого индексирующего устройства 20 может активировать, деактивировать или изменять положение соответствующего устройства 18 для регулирования расхода. В настоящем изобретении индексирующие устройства 20 выполнены так, что они функционируют согласованно или совместно, с тем чтобы обеспечивалась различная перестановка положений множества устройств 1 8 для регулирования расхода для каждого изменения давления или цикла, создаваемого в управляющей линии 22. Тем самым пользователь может управлять клапанными системами 17 как одной системой, чтобы выбирать желательные для него/нее перестановки положений для каждого из устройств 1 8 для регулирования расхода.
Например, на фиг. 2 показан возможный набор перестановок для трех устройств 1 8 для регулирования расхода, таких как клапаны, показанные на фиг. 1, в предположении, что такие клапаны представляют собой двухпозиционные клапаны (два положения - полностью открытое или «открытое» и полностью закрытое или «закрытое»). Как можно видеть на фиг. 2, имеются восемь возможных перестановок для трех клапанов, при этом каждый из клапанов имеет два положения (то есть клапаны двухпозиционные). Как показано на фиг. 2, при первом изменении давления или воздействии каждый из клапанов 1, 2, 3 находится в открытом положении. При втором изменении давления или воздействии клапаны 1 и 2 находятся в открытом положении, а клапан 3 находится в закрытом положении. При третьем изменении или воздействии клапаны 1 и 3 находятся в открытом положении, а клапан 2 находится в закрытом положении. Остальные перестановки понятны из чертежа.
На фиг. 3-7 показаны другие возможные комбинации клапанов и перестановки для них. На фиг. 3 показан возможный набор перестановок и изменений давления или циклов для совокупности двух клапанов, при этом каждый из клапана 1 и клапана 2 имеет три положения: [1] полностью открытое положение («открытое»), [2] промежуточное, частично открытое положение («промежуточное 1») и [3] полностью закрытое положение («закрытое»). На фиг. 4 показан возможный набор перестановок и изменений давления или циклов для совокупности трех клапанов, при этом каждый из клапана 1 и клапана 2 имеет два положения: «открытое» и «закрытое», а клапан 3 имеет три положения: «открытое», «промежуточное 1» и «закрытое». На фиг. 5 показан возможный набор перестановок и изменений давления или циклов для совокупности двух клапанов, при этом клапан 1 имеет два положения: «открытое» или «закрытое», а клапан 2 имеет три положения: «открытое», «промежуточное 1» и «закрытое». На фиг. 6 показан возможный набор перестановок и изменений давления или циклов для совокупности двух клапанов, при этом клапан 1 имеет два положения: «открытое» или «закрытое», а клапан 2 имеет пять положений: «открытое», «промежуточное 1», «промежуточное 2», «промежуточное 3» и «закрытое». Положения «промежуточное 2» и «промежуточное 3» представляют собой частично открытые положения, другие по сравнению с «промежуточным 1 ». На фиг. 7 показан возможный набор перестановок и изменений давления или циклов для совокупности двух клапанов, при этом клапан 1 имеет три положения: «открытое», «промежуточное 1» и «закрытое», а клапан 2 имеет четыре положения: «открытое», «промежуточное 1 », «промежуточное 2» и «закрытое».
Понятно, что в зависимости от заканчивания скважины и пожеланий пользователя действительные положения для каждого клапана могут отличаться от описанных выше. Например, индексирующие устройства могут быть сконструированы и сконфигурированы так, чтобы перестановки из любой фигуры
- 2 006472 могли быть перекомпонованы, то есть чтобы перестановка 1 на любой из фигур могла занять место любой из других перестановок на той же самой фигуре и наоборот. Индексирующее устройство для одного или нескольких клапанов может быть выполнено так, чтобы его положение изменялось только ограниченное число раз за суммарное число изменений давления или циклов. Кроме того, любое из положений для клапанов может быть любым, от полностью открытого до полностью закрытого, включая любой процент частично открытого. Пользователь конструирует и рассчитывает клапаны и индексирующие устройства так, чтобы обеспечить себя желаемой перестановкой положений при желаемом изменении давления или воздействии.
Поэтому, используя настоящее изобретения, оператор может выбирать перестановку положений в зависимости от пожеланий пользователя для группы клапанов при использовании единственной управляющей линии.
Работа индексирующего устройства и его функциональное соединение с устройством для регулирования расхода известны из области техники, к которой относится изобретение. Примеры такой работы можно найти в патентах США №№ 6276458, 6328109 и 6494264 (каждый из которых включен в настоящую заявку и им владеет правопреемник настоящей заявки). Конфигурация временных интервалов индексирующего устройства для каждого из клапанов зависит от положений клапана, комбинаций и перестановок, желаемых пользователем. Например, на фиг. 8 показаны конфигурации индексирующих временных интервалов для индексирующих устройств системы клапанов, описанной со ссылкой на фиг. 2, а на фиг. 9 показаны конфигурации индексирующих временных интервалов для индексирующих устройств системы клапанов, описанной со ссылкой на фиг. 5.
На фиг. 10 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления на насосно-компрессорной колонне 16 размещен по меньшей мере один пакер 30. Пакер 30 спускают в скважину 10 деактивированным (в исходном состоянии) на насосно-компрессорной колонне
16. Когда система находится на месте, пакер 30 приводит в действие (устанавливают), расширяя и образуя уплотнение с внутренней поверхностью скважины 10, тем самым изолируя область ниже него от области выше него. В этом варианте осуществления пакер 30 представляет собой гидравлически приводимый в действие пакер, который также функционально соединен с управляющей линией 22. Поэтому изменение давления в управляющей линии 22 (например повышение выше или снижение ниже соответствующего порога) приводит к приведению в действие (активации) пакера 30.
В одном варианте осуществления на насосно-компрессорной колонне 16 развернуто множество пакеров 30, при этом каждый приводится в действие гидравлически путем соответствующего изменения давления в управляющей линии 22. В зависимости от пожеланий пользователя (основанных на очередности установки пакеров, которую он/она желает иметь) каждый пакер 30 может быть гидравлически приведен в действие при различных уровнях давления.
Как показано на фиг. 10, в одном варианте осуществления скважина 10 пересекает множество пластов 14, и пакеры 30 размещены так, что они гидравлически изолируют каждый пласт 14. К тому же каждая клапанная система 17 размещена между двумя пакерами 30, в результате чего пользователю предоставляется возможность осуществления независимой изоляции и регулирования расхода из каждого пласта 1 4. Кроме того, при использовании клапанной системы 1 7 и индексирующих устройств 20 настоящего изобретения пользователь может выбрать любую из множества перестановок положений клапанов путем использования одной управляющей линии, предоставляющей возможность стратегического регулирования расхода из большого количества областей или пластов.
В другом варианте осуществления внутри скважины 10 развернута сенсорная система 32. Посредством сенсорной системы 32 можно определять или измерять любой из множества параметров, например температуру, распределенную температуру, давление, распределенное давление, деформацию, расход, ускорение, химические составы, удельное сопротивление, содержание нефти, водоносность пласта или газоносность пласта (на говоря уже о других).
В одном варианте осуществления сенсорная система 32 представляет собой волоконно-оптическую сенсорную систему, включающую оптоэлектронный блок 36 и оптическое волокно 34. Оптическое волокно 34 может быть развернуто внутри управляющей линии 22. В одном варианте осуществления сенсорная система 32 представляет собой волоконно-оптическую сенсорную систему, посредством которой измеряется распределенная температура по длине оптического волокна 34, такую как линия датчиков распределенной температуры фирмы §еи8ог Нщ11\\ау Ышйеб, состоящая из оптических датчиков распределенной температуры. В случае таких систем оптическое волокно 34 развертывают в скважине 10 и соединяют с оптоэлектронным блоком 36, посредством которого в оптическое волокно 34 посылаются оптические импульсы, а обратно принимаются отраженные сигналы из оптического волокна 34. Сигнал, отраженный из оптического волокна 34 и принятый оптоэлектронным блоком 36, имеет различный характер в зависимости от температуры и расстояния до исходной точки отраженного сигнала. В системе датчиков регулируемой температуры фирмы §еи8от Шдйтау использован способ оптической рефлектометрии во временной области, согласно которому выявляют комбинационное рассеяние с целью определения профиля температуры вдоль оптического волокна, как описано в патентах США №№ 4823166 и 5592282 (выданные Найод), которые оба включены в настоящую заявку посредством ссылки. Понятно,
- 3 006472 что оптическая рефлектометрия во временной области не является единственным способом для получения измерения распределенной температуры (и поэтому этот патент не ограничен оптической рефлектометрией во временной области).
В одном варианте осуществления оптическое волокно 34 вводят в управляющую линию 22 с помощью тягового усилия текучей среды, как раскрыто в заменяющем патенте США № 37283, и этот патент включен в настоящую заявку посредством ссылки. Оптическое волокно 34 может быть введено в управляющую линию 22 до, во время или после размещения управляющей линии 22 и насосно-компрессорной колонны 16 в скважине 10. В другом варианте осуществления управляющая линия 22 представляет собой и-образную управляющую линию, имеющую конец, который возвращен на поверхность.
В процессе работы управляющую линию 22 обычно прикрепляют к насосно-компрессорной колонне 16 и насосно-компрессорную колонную развертывают в скважине 10. В случае использования оптического волокна 34 его можно ввести в управляющую линию 22, как описано ранее, до, после или во время ее развертывания. Как только насосно-компрессорная колонна 16 и клапанные системы 17 установятся в правильное положение относительно скважины 1 0 и пласта (пластов) 1 4, приводят в действие источник 24 для изменения гидравлического давления в управляющей линии 22 до уровня, при котором активируется и устанавливается пакер (пакеры) 30, если требуется. В одном варианте осуществления давление активации такого пакера (пакеров) ниже давления индексирующих устройств 20 и клапанных систем 17. Кроме того, пользователь может осуществлять изменение или циклическое изменение путем изменений давлений или циклов с тем, чтобы по желанию упорядочивать положения устройства 1 8 для регулирования расхода и индексирующих устройств 20. Если пользователю потребуется сделать изменение, пользователь может изменить положения устройств 18 для регулирования расхода и индексирующих устройств 20 опять путем изменения или циклического изменения давления, чтобы получить желаемую перестановку положений устройств для регулирования расхода.
В другом варианте осуществления изобретения наземный контроллер 100, функционально соединенный с источником 24 гидравлического давления, управляет циклированием изменений давления. Контроллер 1 00, который может содержать компьютер, может поддерживать заданную перестановку цикла давления. В одном варианте осуществления контроллер 100 автоматически активирует изменение давления для перехода системы 5 к следующей перестановке положений, основанной на определенных событиях, таких как согласование во времени или характеристики скважины, определяемые посредством датчиков (аналогичных волоконно-оптической линии 34, но не ограниченных ею).
В соответствии с вышеописанным должно быть понятно, что посредством системы 5 можно управлять работой приводимого в действие гидравлически скважинного инструмента 6, включая, но без ограничения ими, пакеры, устройства для регулирования расхода, стреляющие перфораторы, предохранительные клапаны, насосы, газлифтные клапаны, якоря, мостовые пробки и скользящие манжеты. Кроме того, при использовании настоящего изобретения любую совокупность скважинных инструментов можно присоединить к одной и той же управляющей линии и управлять посредством нее.
Хотя выше было подробно описано несколько вариантов осуществления этого изобретения, специалисты в области техники, к которой относится изобретение, должны без труда понять, что возможны многочисленные модификации в вариантах осуществления без значительного отхода от новых идей и преимуществ этого изобретения. Соответственно, все такие модификации предполагаются включенными в объем этого изобретения, определенный в нижеследующей формуле изобретения. В формуле изобретения фразы «средство плюс функция» предполагаются охватывающими конструкции, описанные в настоящей заявке, выполняющие описанную функцию, и не только конструктивные эквиваленты, но также и эквивалентные конструкции. Поэтому, хотя гвоздь и винт могут не быть конструктивными эквивалентами в том смысле, что в гвозде цилиндрическая поверхность используется для скрепления друг с другом деревянных деталей, тогда как в винте используется винтовая поверхность, но в ситуации скрепления деревянных деталей гвоздь и винт могут быть эквивалентными конструкциями. Имеется точно выраженное стремление заявителя, чтобы не было обращения к абзацу 6 § 112 раздела 35 Кодекса законов США с целью любых ограничений любого из пунктов формулы изобретения, приведенной в настоящей заявке, за исключением тех пунктов формулы изобретения, в которых определенно использованы слова «средства для» вместе с соответствующей функцией.
Claims (24)
1. Система для управления множеством клапанных систем, развернутых в скважине, содержащая множество устройств для регулирования расхода, индексирующее устройство, функционально соединенное с каждым устройством для регулирования расхода, гидравлическую управляющую линию в сообщении по текучей среде с каждым индексирующим устройством, при этом индексирующие устройства устройств для регулирования расхода выполнены с возможностью согласованного управления устройствами для регулирования расхода путем изменения давления в гидравлической управляющей линии.
2. Система по п.1, в которой по меньшей мере один пакер сообщен по текучей среде с управляющей линией и приводится в действие путем изменения давления в управляющей линии.
- 4 006472
3. Система по п.2, в которой множество пакеров сообщены по текучей среде с управляющей линией и приводятся в действие путем изменения давления в управляющей линии.
4. Система по п.3, в которой пакеры гидравлически изолируют множество пластов, пересекаемых скважиной.
5. Система по п.4, в которой каждое устройство для регулирования расхода связано с пластом.
6. Система по п.1, в которой по меньшей мере одна часть сенсорной системы развернута в управляющей линии.
7. Система по п.6, в которой сенсорная система содержит оптическое волокно, развернутое в управляющей линии.
8. Система по п.7, в которой сенсорная система определяет распределенную температуру.
9. Система для управления множеством скважинных инструментов в скважине, содержащая множество скважинных инструментов, индексирующее устройство, функционально соединенное по меньшей мере с двумя скважинными инструментами, гидравлическую управляющую линию в сообщении по текучей среде с каждым индексирующим устройством, при этом индексирующие устройства скважинных инструментов выполнены с возможностью согласованного управления скважинными инструментами путем изменения давления в гидравлической управляющей линии.
10. Система по п.9, в которой скважинные инструменты содержат по меньшей мере один пакер.
11. Система по п.9, в которой скважинные инструменты содержат по меньшей мере одно устройство для регулирования расхода.
12. Система по п.9, в которой скважинные инструменты содержат по меньшей мере один стреляющий перфоратор.
13. Система по п.9, в которой скважинные инструменты содержат по меньшей мере один предохранительный клапан.
14. Система по п.9, в которой по меньшей мере одна часть сенсорной системы развернута в управляющей линии.
15. Система по п.14, в которой сенсорная система содержит оптическое волокно, развернутое в управляющей линии.
16. Система по п.15, в которой сенсорная система определяет распределенную температуру.
17. Система по п.9, в которой при отличительных уставках давления в управляющей линии управляющая линия управляет отличительным одним из скважинных инструментов.
18. Способ управления множеством скважинных инструментов в скважине, включающий следующие стадии:
развертывание множества скважинных инструментов в скважине;
функциональное соединение индексирующего устройства по меньшей мере с двумя скважинными инструментами;
обеспечение сообщения по текучей среде между гидравлической управляющей линией и каждым индексирующим устройством;
согласованное управление скважинными инструментами путем изменения давления в гидравлической управляющей линии.
19. Способ по п.18, в котором множество скважинных инструментов содержит множество устройств для регулирования расхода, и этап управления включает изменение состояния по меньшей мере одного устройства для регулирования расхода путем изменения давления в гидравлической управляющей линии.
20. Способ по п.19, в котором этап изменения состояния включает обеспечение сообщения по текучей среде с пластом.
21. Способ по п.18, в котором этап управления включает автоматическое управление изменением давления в гидравлической управляющей линии.
22. Способ по п.21 , в котором этап автоматического управления включает автоматическое управление изменением давления, основанное на событии.
23. Способ по п.22, в котором событие включает определение характеристики скважины.
24. Способ управления множеством скважинных инструментов, включающий следующие стадии: развертывание множества скважинных инструментов в скважине;
обеспечение функционального сообщения между гидравлической управляющей линией и каждым скважинным инструментом;
согласованное управление скважинными инструментами путем изменения давления в гидравлической управляющей линии.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US51402803P | 2003-10-24 | 2003-10-24 | |
| US10/904,091 US7306043B2 (en) | 2003-10-24 | 2004-10-22 | System and method to control multiple tools through one control line |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200401255A2 EA200401255A2 (ru) | 2005-04-28 |
| EA200401255A3 EA200401255A3 (ru) | 2005-08-25 |
| EA006472B1 true EA006472B1 (ru) | 2005-12-29 |
Family
ID=33490788
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200401255A EA006472B1 (ru) | 2003-10-24 | 2004-10-25 | Система и способ для управления множеством инструментов посредством одной управляющей линии |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7306043B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0405161A (ru) |
| CA (1) | CA2485810C (ru) |
| EA (1) | EA006472B1 (ru) |
| GB (1) | GB2407595B8 (ru) |
| NO (1) | NO334787B1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495221C2 (ru) * | 2008-03-07 | 2013-10-10 | Маратон Ойл Компани | Системы, компоновки и способы управления инструментами в стволе скважины |
Families Citing this family (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2407595B8 (en) | 2003-10-24 | 2017-04-12 | Schlumberger Holdings | System and method to control multiple tools |
| GB0504055D0 (en) * | 2005-02-26 | 2005-04-06 | Red Spider Technology Ltd | Valve |
| US7584800B2 (en) * | 2005-11-09 | 2009-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for indexing a tool in a well |
| US20080110635A1 (en) * | 2006-11-14 | 2008-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Assembling Functional Modules to Form a Well Tool |
| BRPI0720941B1 (pt) * | 2007-01-25 | 2018-02-06 | Welldynamics, Inc. | Sistema de poço, método para estimular de maneira seletiva uma formação subterrânea, e, válvula de revestimento para utilização em uma coluna tubular em um poço subterrâneo |
| NO329453B1 (no) * | 2007-03-16 | 2010-10-25 | Fmc Kongsberg Subsea As | Trykkontrollanordning og fremgangsmate |
| CN101519950A (zh) * | 2008-02-27 | 2009-09-02 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 一体化的流动控制装置和隔离元件 |
| US7730953B2 (en) * | 2008-02-29 | 2010-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Multi-cycle single line switch |
| US9194227B2 (en) | 2008-03-07 | 2015-11-24 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a wellbore |
| US7668411B2 (en) * | 2008-06-06 | 2010-02-23 | Schlumberger Technology Corporation | Distributed vibration sensing system using multimode fiber |
| US7859654B2 (en) * | 2008-07-17 | 2010-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | Frequency-scanned optical time domain reflectometry |
| US8074721B2 (en) * | 2009-02-24 | 2011-12-13 | Schlumberger Technology Corporation | Method for controlling a downhole tool with a linearly actuated hydraulic switch |
| US8668012B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8276675B2 (en) | 2009-08-11 | 2012-10-02 | Halliburton Energy Services Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8695710B2 (en) | 2011-02-10 | 2014-04-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for individually servicing a plurality of zones of a subterranean formation |
| US8668016B2 (en) | 2009-08-11 | 2014-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8408314B2 (en) * | 2009-10-06 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
| US8272443B2 (en) | 2009-11-12 | 2012-09-25 | Halliburton Energy Services Inc. | Downhole progressive pressurization actuated tool and method of using the same |
| US8733458B2 (en) | 2010-01-18 | 2014-05-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for setting a packer |
| US8857454B2 (en) * | 2010-02-08 | 2014-10-14 | Baker Hughes Incorporated | Valving system and method of selectively halting injection of chemicals |
| US20110220367A1 (en) * | 2010-03-10 | 2011-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Operational control of multiple valves in a well |
| US8584519B2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Communication through an enclosure of a line |
| US8863832B2 (en) * | 2010-09-28 | 2014-10-21 | Schlumberger Technology Corporation | Orientable eccentric downhole assembly |
| US8776897B2 (en) | 2011-01-03 | 2014-07-15 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multi-drop tool control |
| US8893811B2 (en) | 2011-06-08 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| US20120318367A1 (en) * | 2011-06-15 | 2012-12-20 | Baker Hughes Incorporated | Valving system and method of injecting chemicals |
| US8899334B2 (en) | 2011-08-23 | 2014-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| US8662178B2 (en) | 2011-09-29 | 2014-03-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Responsively activated wellbore stimulation assemblies and methods of using the same |
| GB2495504B (en) | 2011-10-11 | 2018-05-23 | Halliburton Mfg & Services Limited | Downhole valve assembly |
| GB2497506B (en) | 2011-10-11 | 2017-10-11 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Downhole contingency apparatus |
| GB2497913B (en) | 2011-10-11 | 2017-09-20 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
| GB2495502B (en) | 2011-10-11 | 2017-09-27 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
| US8991509B2 (en) | 2012-04-30 | 2015-03-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Delayed activation activatable stimulation assembly |
| CA2871741C (en) | 2012-06-04 | 2018-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore assembly for injecting a fluid into a subsurface formation, and method of injecting fluids into a subsurface formation |
| US9784070B2 (en) | 2012-06-29 | 2017-10-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for servicing a wellbore |
| AU2012391059B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| US9163488B2 (en) * | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
| US10472945B2 (en) | 2012-09-26 | 2019-11-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
| EP3441559B1 (en) | 2012-09-26 | 2020-06-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| WO2014051566A1 (en) | 2012-09-26 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
| BR112015006647B1 (pt) | 2012-09-26 | 2020-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc | sistema de sensor de poço e método de detecção em um furo de poço |
| US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
| US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
| US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| GB2507770A (en) * | 2012-11-08 | 2014-05-14 | Petrowell Ltd | Downhole activation tool |
| US9739142B2 (en) * | 2013-09-16 | 2017-08-22 | Baker Hughes Incorporated | Fiber optic vibration monitoring |
| US10145208B2 (en) * | 2015-04-30 | 2018-12-04 | Conocophillips Company | Annulus installed 6 zone control manifold |
| US10443360B2 (en) * | 2016-09-27 | 2019-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Non-detonable shaped charge and activation |
| US20230109242A1 (en) * | 2021-10-05 | 2023-04-06 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole smart completion multi-access tools for acid stimulation |
Family Cites Families (42)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3420270A (en) * | 1966-02-16 | 1969-01-07 | Stanley A Neyer | Automatic variable sequence valve control system |
| GB1505496A (en) * | 1974-04-29 | 1978-03-30 | Stewart & Stevenson Inc Jim | Hydraulic control system for controlling hydraulically actuated underwater devices |
| US3894560A (en) * | 1974-07-24 | 1975-07-15 | Vetco Offshore Ind Inc | Subsea control network |
| US4036247A (en) * | 1976-03-15 | 1977-07-19 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Multi-pressure, single line supply system |
| GB1601581A (en) * | 1977-02-26 | 1981-11-04 | Fmc Corp | Hydraulic apparatus for controlling subsea oil or gas well operations |
| US4467833A (en) * | 1977-10-11 | 1984-08-28 | Nl Industries, Inc. | Control valve and electrical and hydraulic control system |
| US4378848A (en) * | 1979-10-02 | 1983-04-05 | Fmc Corporation | Method and apparatus for controlling subsea well template production systems |
| US4308884A (en) * | 1980-07-24 | 1982-01-05 | Exxon Production Research Company | Method for transmission of pressure signals through a conduit |
| US4334581A (en) * | 1980-09-12 | 1982-06-15 | Otis Engineering Corporation | Balanced area safety valve |
| FR2493423A1 (fr) * | 1980-10-31 | 1982-05-07 | Flopetrol Etudes Fabric | Procede et systeme de commande hydraulique, notamment de vannes sous-marines |
| US4549578A (en) * | 1984-03-21 | 1985-10-29 | Exxon Production Research Co. | Coded fluid control system |
| US4636934A (en) * | 1984-05-21 | 1987-01-13 | Otis Engineering Corporation | Well valve control system |
| NO180463C (no) * | 1988-01-29 | 1997-04-23 | Inst Francais Du Petrole | Anordning og fremgangsmåte for styring av minst to strömningsventiler |
| FR2626613A1 (fr) * | 1988-01-29 | 1989-08-04 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et methode pour effectuer des operations et/ou interventions dans un puits |
| SU1535970A1 (ru) | 1988-03-22 | 1990-01-15 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Устройство управлени скважинными отсекател ми группы скважин |
| US5529126A (en) * | 1990-10-03 | 1996-06-25 | Expro North Sea Limited | Valve control apparatus |
| US5101907A (en) * | 1991-02-20 | 1992-04-07 | Halliburton Company | Differential actuating system for downhole tools |
| US5156210A (en) * | 1991-07-01 | 1992-10-20 | Camco International Inc. | Hydraulically actuated well shifting tool |
| CA2197260C (en) * | 1996-02-15 | 2006-04-18 | Michael A. Carmody | Electro hydraulic downhole control device |
| US6237683B1 (en) * | 1996-04-26 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Wellbore flow control device |
| CA2233480A1 (en) | 1996-08-30 | 1998-03-05 | Darrin L. Willauer | Electrical/hydraulic controller for downhole tools |
| AU6672198A (en) * | 1997-02-21 | 1998-09-22 | Pes, Inc. | Integrated power and control system |
| EA200100863A1 (ru) | 1997-05-02 | 2002-08-29 | Сенсор Хайвей Лимитед | Приводимая в действие от световой энергии система, предназначенная для использования в скважине, и способ добычи из пласта жидкостей через скважину |
| US6125938A (en) * | 1997-08-08 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control module system for subterranean well |
| US6109357A (en) * | 1997-12-12 | 2000-08-29 | Baker Hughes Incorporated | Control line actuation of multiple downhole components |
| GB2335215B (en) | 1998-03-13 | 2002-07-24 | Abb Seatec Ltd | Extraction of fluids from wells |
| US6247536B1 (en) * | 1998-07-14 | 2001-06-19 | Camco International Inc. | Downhole multiplexer and related methods |
| US6470970B1 (en) * | 1998-08-13 | 2002-10-29 | Welldynamics Inc. | Multiplier digital-hydraulic well control system and method |
| US6179052B1 (en) * | 1998-08-13 | 2001-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Digital-hydraulic well control system |
| GB2359833B (en) * | 2000-03-04 | 2004-02-18 | Abb Offshore Systems Ltd | Packer system |
| NO20002287A (no) | 2000-04-28 | 2001-04-23 | Triangle Equipment As | Anordning ved en muffeventil og fremgangsmåte til sammenstilling av samme |
| EP1632641B1 (en) * | 2000-05-22 | 2007-07-11 | Welldynamics, Inc. | Hydraulically operated fluid metering apparatus for use in a subterranean well |
| AU2000271216A1 (en) | 2000-09-07 | 2002-03-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control system for downhole tools |
| US6668936B2 (en) * | 2000-09-07 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control system for downhole tools |
| GB2366817B (en) | 2000-09-13 | 2003-06-18 | Schlumberger Holdings | Pressurized system for protecting signal transfer capability at a subsurface location |
| GB2385348B (en) | 2000-10-03 | 2005-08-31 | Halliburton Energy Serv Inc | Hydraulic control system for downhole tools |
| US6505684B2 (en) * | 2000-10-20 | 2003-01-14 | Schlumberger Technology Corporation | Hydraulic actuator |
| US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| US6644412B2 (en) * | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
| RU2204701C2 (ru) | 2001-08-06 | 2003-05-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "Самарские Горизонты" | Регулятор потока при добыче нефти |
| GB2398805B (en) * | 2003-02-27 | 2006-08-02 | Sensor Highway Ltd | Use of sensors with well test equipment |
| GB2407595B8 (en) | 2003-10-24 | 2017-04-12 | Schlumberger Holdings | System and method to control multiple tools |
-
2004
- 2004-10-21 GB GB0423337.5A patent/GB2407595B8/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-22 BR BR0405161-0A patent/BRPI0405161A/pt active Search and Examination
- 2004-10-22 CA CA2485810A patent/CA2485810C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-22 NO NO20044570A patent/NO334787B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-10-22 US US10/904,091 patent/US7306043B2/en active Active
- 2004-10-25 EA EA200401255A patent/EA006472B1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2495221C2 (ru) * | 2008-03-07 | 2013-10-10 | Маратон Ойл Компани | Системы, компоновки и способы управления инструментами в стволе скважины |
| RU2535868C1 (ru) * | 2008-03-07 | 2014-12-20 | Маратон Ойл Компани | Способ осуществления гидроразрыва |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2407595B (en) | 2006-07-12 |
| EA200401255A2 (ru) | 2005-04-28 |
| US20050087344A1 (en) | 2005-04-28 |
| NO20044570L (no) | 2005-04-25 |
| GB0423337D0 (en) | 2004-11-24 |
| GB2407595B8 (en) | 2017-04-12 |
| CA2485810A1 (en) | 2005-04-24 |
| EA200401255A3 (ru) | 2005-08-25 |
| US7306043B2 (en) | 2007-12-11 |
| GB2407595A8 (en) | 2017-04-12 |
| NO334787B1 (no) | 2014-05-26 |
| CA2485810C (en) | 2010-06-01 |
| BRPI0405161A (pt) | 2005-06-28 |
| GB2407595A (en) | 2005-05-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA006472B1 (ru) | Система и способ для управления множеством инструментов посредством одной управляющей линии | |
| US7428924B2 (en) | System and method for completing a subterranean well | |
| AU2005257875B2 (en) | Pressure monitoring of control lines for tool position feedback | |
| US6082454A (en) | Spooled coiled tubing strings for use in wellbores | |
| US6478091B1 (en) | Expandable liner and associated methods of regulating fluid flow in a well | |
| CA1213210A (en) | Differential pressure actuated vent assembly | |
| US6419022B1 (en) | Retrievable zonal isolation control system | |
| US4589482A (en) | Well production system | |
| US20060196668A1 (en) | Method, device and apparatus | |
| CA2363811A1 (en) | Downhole drilling assembly with independent jet pump | |
| RU2766214C2 (ru) | Испытание на герметичность под давлением узла для заканчивания скважины, устанавливаемого за один спускоподъемный рейс | |
| WO2004029410A1 (en) | Multilateral injection/production/storage completion method | |
| US9051830B2 (en) | Two line operation of two hydraulically controlled downhole devices | |
| US20060076140A1 (en) | Gas Lift Apparatus and Method for Producing a Well | |
| US5522463A (en) | Downhole oil well pump apparatus | |
| EP1033470B1 (en) | Downhole hydraulic path selection | |
| US11008854B2 (en) | Apparatus and method for downhole data acquisition and or monitoring | |
| CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
| RU2376460C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений | |
| NO20151687A1 (en) | Two line operation of two hydraulically controlled downhole devices | |
| CA3036153C (en) | Tubing and annular gas lift | |
| NO347088B1 (en) | Single trip – through drill pipe proppant fracturing method for multiple cemented-in frac sleeves | |
| US20210355787A1 (en) | Adjusting the zonal allocation of an injection well with no moving parts and no intervention | |
| MXPA05014164A (es) | Sistema y metodo para completar un pozo subterraneo | |
| WO2015061134A1 (en) | Annular gas lift valve |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |