EA013376B1 - Способ эксплуатации скважины - Google Patents
Способ эксплуатации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA013376B1 EA013376B1 EA200870228A EA200870228A EA013376B1 EA 013376 B1 EA013376 B1 EA 013376B1 EA 200870228 A EA200870228 A EA 200870228A EA 200870228 A EA200870228 A EA 200870228A EA 013376 B1 EA013376 B1 EA 013376B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- packer
- sand control
- fluid
- control devices
- interval
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 92
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 86
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 43
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 162
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 139
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 52
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 30
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 16
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 10
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 claims description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 238000004401 flow injection analysis Methods 0.000 claims 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 28
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 15
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 11
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 7
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 6
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 6
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000011900 installation process Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 230000008259 pathway mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 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
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
-
- 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
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
- Eyeglasses (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Описываются способ, система и устройство, связанные с добычей углеводородов из подземного коллектора. Варианты осуществления способа включают в себя множество устройств контроля пескопроявления и пакеров для создания гравийного фильтра с первичными и вторичными путями прохождения потока в различных интервалах, с сообщением текучей средой между путями прохождения потока и нагнетающейся в пути прохождения потока текучей средой обработки пласта ствола скважины. Затем добывают углеводороды из ствола скважины, пропуская углеводороды через устройства контроля пескопроявления с различными интервалами, обеспечивающими разобщение зон.
Description
Область техники изобретения
Это изобретение относится в общем к устройству и способу для использования в скважинах и связано с добычей углеводородов. В частности, но не исключительно, изобретение относится к скважинному устройству и способу для обеспечения разобщения зон с гравийным фильтром в скважине.
Уровень техники изобретения
Этот раздел предназначен для ознакомления читателя с различными аспектами уровня техники, которые могут быть связаны с примерами вариантов осуществления настоящей методики. Считаем это рассмотрение облегчающим понимание конкретных аспектов настоящей методики. Соответственно следует понимать, что этот раздел надлежит читать именно с таким подходом, а не обязательно как признание уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, ведется многие годы. Для добычи этих углеводородов система добычи может использовать различные устройства инструменты и оборудование, такие как песчаные фильтры и другие инструменты для выполнения конкретных задач в скважине. Обычно эти устройства размещаются в скважине при заканчивании с обсаженным стволом или с необсаженным стволом. При заканчивании с обсаженным стволом обсадная колонна размещается в стволе скважины, и в обсадной колонне выполняются перфорационные каналы в подземный пласт для создания пути прохождения потока пластовой текучей среды, такой как углеводороды, в ствол скважины. Альтернативно, при заканчивании с необсаженным стволом эксплуатационная колонна помещается в ствол скважины без обсадной колонны. Пластовые текучие среды проходят через кольцевое пространство между подземным пластом и эксплуатационной колонной для поступления в эксплуатационную колонну.
Однако при добыче углеводородов из подземных пластов работы становятся проблемными по причине расположения некоторых подземных пластов. Например, некоторые подземные пласты располагаются в интервалах с большим содержанием песка на сверхбольших морских глубинах, на глубинах повышающих досягаемость буровых работ, в коллекторах с высокими давлениями/температурами, в длинных интервалах, при высокой интенсивности добычи и в удаленных местоположениях. По этим причинам расположение подземного пласта может представлять проблемы, такие как потеря контроля пескопроявления, что резко увеличивает стоимость индивидуальной скважины, т. е. стоимость доступа к подземному пласту может приводить к уменьшению числа заканчиваемых скважин для экономичной разработки месторождения. Например, результатом потери контроля пескопроявления может стать вынос песка на поверхность, повреждение забойного оборудования, уменьшенная продуктивность скважины и/или потеря скважины. Соответственно надежность скважины и долговечность становятся конструктивными соображениями для исключения нежелательных потерь добычи и дорогостоящих геотехнических мероприятий или капитальных ремонтов для таких скважин.
Устройства контроля пескопроявления являются примером устройств, используемых в скважине для увеличения надежности скважины и долговечности. Устройства контроля пескопроявления часто устанавливаются на забое скважины поперек пласта для удержания твердого материала и позволяют обеспечить добычу пластовой текучей среды без твердого материала, превышающего некоторую величину. Обычно устройства контроля пескопроявления используются в скважине для управления выносом твердого материала, такого как песок. Устройство контроля пескопроявления может иметь щелевые отверстия или может быть обернуто фильтром. Как пример, при добыче пластовой текучей среды из подземных пластов на больших морских глубинах можно добывать твердые частицы вместе с пластовой текучей средой, поскольку пласты слабо консолидированы или пласты ослаблены забойным давлением вследствие проходки ствола скважины и извлечения пластовой текучей среды.
Однако при ухудшении неблагоприятных условий устройства контроля пескопроявления являются все более чувствительными к повреждениям вследствие высокого напряжения, эрозии, закупоривания, сжатия/погружения и т.п. В результате устройства контроля пескопроявления в общем используются другими способами, такими как заполнение фильтра гравием или обработка текучей средой, для управления выносом песка из подземного пласта.
Одним из наиболее часто применяемых способов контроля пескопроявления является гравийный фильтр. Заполнение фильтра гравием в скважине включает в себя размещение гравия или другого зернистого материала вокруг устройства контроля пескопроявления, соединенного с эксплуатационной колонной, для улучшения фильтрации песка и целостности пласта. Например, при заканчивании с необсаженным стволом гравийный фильтр обычно устанавливается в нужном положении между стенкой ствола скважины и песчаным фильтром, который окружает перфорированную основную трубу. Альтернативно, при заканчивании с обсаженным стволом гравийный фильтр обычно устанавливается между обсадной колонной с перфорационными каналами и песчаным фильтром, который окружает перфорированную основную трубу. Вне зависимости от типа заканчивания текучие среды из подземного пласта проходят в эксплуатационную колонну по меньшей мере через два механизма фильтров: гравийный фильтр и устройство контроля пескопроявления.
- 1 013376
С гравийными фильтрами случайные потери несущей текучей среды могут формировать песчаные перемычки в интервале при заполнении фильтра гравием. Например, в толстых или наклонных продуктивных интервалах плохое распределение гравия (т.е. незавершенное заполнение фильтра интервала, в результате которого образуются пустоты в гравийном фильтре) может происходить от преждевременного ухода жидкости из гравийной суспензии в пласт. Такая потеря текучей среды может вызвать формирование песчаных перемычек в кольцевом пространстве до завершения заполнения фильтра гравием. Для решения этой проблемы могут использоваться альтернативные пути прохождения потока, такие как шунтирующие трубы, для обхода песчаных перемычек и равномерного распределения гравия на интервалах.
Дополнительные подробности о таких альтернативных путях прохождения потока можно найти в патентах США № 5515915, 5868200, 5890533, 6059032, 6588506, 4945991, 5082052, 5113935, 5333688 и международной патентной публикации АО 2004/094784, включенных в этот документ путем ссылки.
Использование альтернативных путей прохождения потока является высокоэффективным, но создает конструктивные проблемы в монтаже эксплуатационной колонны, такие как соединение пакера с устройством контроля пескопроявления или другими скважинными инструментами. Пакер предотвращает прохождение потока через ствол скважины вокруг альтернативного пути прохождения потока, при этом допуская прохождение потока в альтернативном пути прохождения потока и во многих случаях, кроме того, через основной путь прохождения потока.
Хотя шунтирующие трубы помогают формированию гравийного фильтра, использование шунтирующих труб может ограничивать способы обеспечения разобщения зон с гравийным фильтром. Например, при заканчивании с необсаженным стволом пакеры не устанавливаются, когда используется гравийный фильтр, поскольку невозможно сформировать завершенный гравийный фильтр над пакером и под ним. Без использования гравийного фильтра можно столкнуться с различными проблемами. Например, если в одном из интервалов пласта имеется поступление воды, пласт может разрушиться или потерять работоспособность вследствие увеличенной влекущей силы потока и/или растворения материала, удерживающего вместе зерна песка. Также поступление воды обычно уменьшает продуктивность, поскольку вода тяжелее углеводородов и требуется большее давление для перемещения ее вверх для выхода из скважины, т.е. чем больше поступление воды, тем меньше остается давления для перемещения углеводородов, таких как нефть. Кроме того, вода является коррозирующим веществом и может вызвать серьезные повреждения оборудования, если отсутствует надлежащая обработка. Наконец, поскольку воду необходимо утилизировать надлежащим образом, поступление воды увеличивает стоимость обработки, перемещения и утилизации.
Это поступление воды может дополнительно усложняться в скважинах, имеющих несколько различных интервалов заканчивания с прочностью пласта, различающейся от интервала к интервалу. Поскольку оценка прочности пласта является сложной, возможности прогнозирования временного графика появления воды являются ограниченными. Во многих случаях коллекторы находятся в совместной разработке для минимизирования инвестиционного риска и максимизирования экономической выгоды. В частности, скважины, имеющие различные интервалы добычи и экономически граничные запасы, могут разрабатываться совместно для уменьшения экономического риска. Одним из рисков в такой конфигурации является то, что прорыв газа и/или воды в любом из интервалов создает угрозу оставшимся запасам в других интервалах заканчивания скважины. Таким образом, общая надежность системы заканчивания скважины имеет значительную неопределенность для скважин с гравийными фильтрами.
Соответственно существует необходимость в способе и устройстве, которые создают разобщение зон с гравийным фильтром, таким как при заканчивании скважины с необсаженным стволом. Также существует необходимость в способе и устройстве для заканчивания скважины, в которых создаются альтернативные пути прохождения потока для устройств контроля пескопроявления, таких как песчаные фильтры и пакеры для обеспечения заполнения фильтра гравием в разных интервалах в скважине.
Другие относящиеся к этому вопросу материалы можно найти, по меньшей мере, в патентах США № 5588487, 5934376, 6227303, 6298916, 6464261, 6516882, 6588506, 6749023, 6752207, 6789624, 6814239, 6817410, международной публикации патентной заявки АО 2004/094769, публикациях патентных заявок США № 2004/0003922, 2005/0284643, 2005/0205269 и статье А11етпа!е РаШ Сотр1е!юпз: А СпИеТ οχιάν и Беззопз Ьеатпей Ргот Сазе Шз1опез АПН Рееоттепйей Ргасйсез Гог Эеер\уа1ег Аррйсайопз, О. Нитз!, е! а1. 8РЕ Рарег, № 86532-М8.
- 2 013376
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления приведено описание способа, связанного с работой скважины. Способ заключается в том, что оборудуют два устройства контроля пескопроявления, расположенные в стволе скважины рядом с подземным коллектором, каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее основной путь прохождения потока сквозь полость устройства контроля пескопроявления, и каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее вторичный путь прохождения потока;
присоединяют пакер между двумя устройствами контроля пескопроявления, при этом пакер содержит основной путь прохождения потока сквозь полость пакера, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с основными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления, и вторичный путь прохождения потока, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с вторичными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления;
крепят пакер в стволе скважины, затем заполняют фильтр гравием вокруг одного из двух устройств контроля пескопроявления в первом интервале подземного коллектора над пакером;
заполняют фильтр гравием вокруг другого из двух устройств контроля пескопроявления во втором интервале подземного коллектора под пакером и нагнетают текучую среду по меньшей мере в один из интервалов, первый интервал или второй интервал, при этом пропускают текучую среду через вторичные пути прохождения потока устройств контроля пескопроявления и вторичные пути прохождения потока пакера.
В другом варианте осуществления приведено описание способа, связанного с работой скважины. Способ заключается в том, что оборудуют два устройства контроля пескопроявления, расположенные в стволе скважины рядом с подземным коллектором, каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее основной путь прохождения потока сквозь полость устройства контроля пескопроявления, и каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее вторичный путь прохождения потока;
присоединяют пакер между двумя устройствами контроля пескопроявления, при этом пакер содержит основной путь прохождения потока сквозь полость пакера, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с основными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления, и вторичный путь прохождения потока, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с вторичными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления;
крепят пакер в стволе скважины и нагнетают текучую среду по меньшей мере в один из интервалов, первый интервал или второй интервал, при этом пропускают текучую среду через вторичные пути прохождения потока устройств контроля пескопроявления и вторичные пути прохождения потока пакера.
Краткое описание изобретения
Упомянутые выше и другие преимущества настоящей методики оснащения могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых:
на фиг. 1 показан пример системы добычи согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 2А-2В показаны примеры вариантов осуществления обычных устройств контроля пескопроявления, используемых в стволах скважин;
на фиг. 3Α-3Ό показаны примеры вариантов осуществления пакера, используемого с индивидуальными шунтирующими трубами в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 4Α-4Ό показаны примеры вариантов осуществления пакеров и конфигураций, используемых в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 5А-5С показаны примеры вариантов осуществления с двумя или более пакерами, используемыми в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 6 показан пример блок-схемы операций способа использования пакера с устройством контроля пескопроявления, показанным на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 7 показан пример блок-схемы операций способа установки пакера, устройств контроля пескопроявления и гравийного фильтра, показанного на фиг. 6, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 8Α-8Ν показаны примеры вариантов осуществления процесса установки пакера, устройств контроля пескопроявления и гравийного фильтра, показанного на фиг. 7, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 9Α-9Ό показаны примеры вариантов осуществления разобщения зон, создаваемого пакерами, описанными выше, согласно некоторым аспектам настоящей методики;
на фиг. 10А-10В показаны примеры вариантов осуществления различных типов гравийных фильтров с использованием разобщения зон, создаваемого пакерами, согласно некоторым аспектам настоящей методики; и на фиг. 11А-11С показаны примеры вариантов осуществления различных типов прохождения потока через разобщение зон, создаваемое пакерами, описанными выше, согласно некоторым аспектам настоящей методики.
- 3 013376
Подробное описание изобретения
В следующем разделе подробного описания рассмотрены специфические варианты осуществления настоящего изобретения, связанные с его предпочтительными вариантами осуществления. Однако, притом что следующее описание является специфичным для вариантов конкретного осуществления или конкретного использования настоящей методики, оно направлено на то, чтобы быть иллюстративным и просто давать краткое описание примеров осуществления изобретения. Соответственно изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, напротив, изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под реальный объем прилагаемой формулы изобретения.
Настоящая методика включает в себя один или несколько пакеров, которые могут использоваться в системе заканчивания, добычи или нагнетания для улучшения работ в скважине (например, заполнения фильтров гравием, и/или улучшения добычи углеводородов из скважины, и/или улучшения нагнетания текучих сред или газов в скважину). В настоящей методике могут использоваться пакеры с альтернативным механизмом пути прохождения для создания разобщения зон между гравийными фильтрами в скважине. Кроме того, приведено описание скважинных устройств, создающих пути прохождения потока текучей среды для технологий альтернативного пути прохождения потока в пакере, которые могут использоваться при заканчивании с необсаженным или обсаженным стволом. Эти пакеры могут включать в себя индивидуальные соединительные трубные вставки, или общий манифольд, или область манифольда, которые обеспечивают сообщение текучей средой через пакер на шунтирующие трубы устройств контроля пескопроявления. По этой причине настоящая методика может использоваться в заканчивании скважин для регулирования расхода, добычи углеводорода и/или нагнетания текучей среды.
Обратившись к чертежам, вначале рассмотрим фиг. 1, на которой показана система 100 добычи согласно некоторым аспектам настоящей методики. В примере системы 100 добычи плавучая установка 102 добычи соединена с морской донной фонтанной арматурой 104, расположенной на морском дне 106. Через эту морскую донную фонтанную арматуру 104, с плавучей установки 102 добычи осуществляется доступ к одному или нескольким подземным пластам, таким как подземный пласт 107, который может включать в себя многочисленные интервалы или зоны 108а-108п добычи, имеющие углеводороды, такие как нефть или газ, где число п является любым целым числом. Устройства, такие как устройства 138а-138п контроля пескопроявления, могут успешно использоваться для повышения добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи. Вместе с тем следует отметить, что система 100 добычи показана в качестве примера и настоящее технологическое оснащение может быть применимым в добыче или нагнетании текучих сред с любой подводной платформы или наземной площадки.
Плавучая установка 102 добычи может выполняться с возможностью осуществления мониторинга и добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи подземного пласта 107. Плавучая установка 102 добычи может быть судном с возможностью управления добычей текучих сред, таких как углеводороды, из подводных скважин. Эти текучие среды могут храниться на плавучей установке 102 добычи и/или подаваться на танкеры (не показано). Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи плавучая установка 102 добычи соединяется с морской донной фонтанной арматурой 104 и регулирующей задвижкой 110 посредством гибкого шлангокабеля 112 управления. Гибкий шлангокабель 112 управления может включать в себя эксплуатационную насосно-компрессорную трубу для подачи углеводородов от морской донной фонтанной арматуры 104 плавучей установки 102 добычи, трубы управления для гидравлических или электрических устройств и кабеля управления для связи с другими устройствами в стволе 114 скважины.
Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи ствол 114 скважины проходит морское дно 106 на глубину, на которой стыкуется с интервалами 108а-108п добычи на разных глубинах в стволе 114 скважины. Как может быть ясно, интервалы 108а-108п добычи, которые могут именоваться интервалами 108 добычи, могут включать в себя различные слои или интервалы породы, которые могут содержать или не содержать углеводороды и могут именоваться зонами. Морская донная фонтанная арматура 104, которая установлена на устье ствола 114 скважины на морском дне 106, создает стыковочный узел между устройствами в стволе 114 скважины и плавучей установкой 102 добычи. Соответственно морская донная фонтанная арматура 104 может соединяться с эксплуатационной колонной 128 насоснокомпрессорной трубы для создания путей прохождения текучей среды и кабеля управления (не показан) для обеспечения каналов сообщения, которые могут стыковаться с гибким шлангокабелем 112 управления на морской донной фонтанной арматуре 104.
В стволе 114 скважины система 100 добычи может также включать в себя различное оборудование для создания доступа к интервалам 108а-108п добычи. Например, обсадная колонна 124 направления может устанавливаться от морского дна 106 до места с конкретной глубиной под морским дном 106. Внутри обсадной колонны 124 направления может устанавливаться промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 126, которая может проходить вниз до глубины около интервала 108 добычи и может использоваться для обеспечения крепления стенок ствола 114 скважины. Обсадные колонны 124 и 126, направление и эксплуатационная колонна могут цементироваться неподвижно в стволе 114 скважины для дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри обсадной колонны 124 направления
- 4 013376 и эксплуатационной колонны 126 может устанавливаться эксплуатационная колонна 128 насоснокомпрессорной трубы для создания пути прохождения через ствол 114 скважины потока углеводородов и других текучих сред. На этом пути прохождения потока может использоваться подземная предохранительная задвижка 132 для блокирования пути прохождения потока текучих сред из эксплуатационной колонны 128 насосно-компрессорной трубы в случае разрушения или обрыва над подземной предохранительной задвижкой 132. Дополнительно, устройства 138а-138п контроля пескопроявления могут использоваться для управления потоком частиц в эксплуатационную колонну 128 насосно-компрессорной трубы с гравийными фильтрами 140а-140п. Устройства 138а-138п контроля пескопроявления могут включать в себя щелевые хвостовики, автономные противопесчаные фильтры, заранее набиваемые гравийные фильтры, фильтры с проволочной обмоткой, мембранные фильтры, расширяемые фильтры и/или сетчатые проволочные фильтры, в то время как гравийные фильтры 140а-140п могут включать в себя гравий и другие подходящие твердые материалы.
Кроме вышеупомянутого оборудования, могут использоваться пакеры 134а-134п для разобщения конкретных зон друг от друга в кольцевом пространстве ствола скважины. Пакеры 134а-134п, которые в этом документе могут именоваться пакером (пакерами) 134, могут выполняться с возможностью создания путей для сообщения текучей среды между устройствами 138а-138п контроля пескопроявления в различных интервалах 108а-108п и не допущения при этом прохождения потока текучей среды в одной или нескольких других областях, таких как кольцевое пространство ствола скважины. Пути для сообщения текучей среды могут включать в себя область общего манифольда или индивидуальные соединения между шунтирующими трубами через пакер. В любом случае пакеры 134 могут использоваться для создания разобщения зон и механизма создания по существу завершенного гравийного фильтра в каждом интервале 108а-108п. Для примера пакеры 134 описываются в этом документе дополнительно в различных вариантах осуществления, показанных нна фиг. 3Α-3Ό, 4Ά-4Ό и 5А-5С.
На фиг. 2А, 2В показаны частичные виды вариантов осуществления обычных устройств контроля пескопроявления, состыкованных вместе в стволе скважины. Каждое из устройств 200а и 200Ь контроля пескопроявления может включать в себя трубчатую деталь или основную трубу 202, окруженную материалом фильтра или песчаным фильтром 204. Ребра 206 могут использоваться для удержания песчаных фильтров 204, которые могут включать в себя многочисленные проволочные сегменты, на заданном расстоянии от основных труб 202. Шунтирующие трубы 208а и 208Ь, которые все вместе могут называться шунтирующими трубами 208, могут включать в себя заполняющие трубы 208а или транспортирующие трубы 208Ь и могут также использоваться с песчаными фильтрами 204 для заполнения фильтра гравием в стволе скважины. Заполняющие трубы 208а могут иметь один или несколько клапанов или сопел 212, создающих путь прохождения потока для суспензии гравийного фильтра, которая включает в себя текучую среду-носитель и гравий, в кольцевое пространство, сформированное между песчаным фильтром 204 и стенками ствола скважины. Клапаны могут предотвратить прохождение текучей среды из изолированного интервала по меньшей мере через одну соединительную трубную вставку в другой интервал. Для альтернативной проекции частичного вида устройства 200а контроля пескопроявления на фиг. 2В показан вид поперечного сечения по линии АА различных составляющих частей. Следует отметить, что, кроме внешних шунтирующих труб, показанных на фиг. 2А и 2В, которые описаны в патентах США № 4945991 и 5113935, внутренние шунтирующие трубы, описанные в патентах США № 5515915 и 6227303, могут также использоваться.
Хотя этот тип устройства контроля пескопроявления является эффективным для некоторых скважин, он не способен изолировать различные интервалы в стволе скважины. Как отмечено выше, проблемы поступления воды и газа могут включать в себя потерю добычи, повреждение оборудования и/или увеличенные расходы на обработку, транспортировку и утилизацию. Эти проблемы дополнительно усложняются для скважин, имеющих несколько различных интервалов заканчивания, и тех, в которых прочность пласта может изменяться от интервала к интервалу. По этой причине прорыв воды или газа в любом из интервалов может представлять опасность остающимся запасам скважины.
Соответственно для обеспечения разобщения зон в стволе 114 скважины различные варианты осуществления пакеров, которые создают альтернативные пути прохождения потока, показанные на фиг. 3Α-3Ό, 4Α-4Ό и 5А-5С, рассматриваются ниже.
На фиг. 3Α-3Ό показан пример варианта осуществления пакера, имеющего индивидуальные соединительные трубные вставки, который может использоваться в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики. Соответственно показанное на фиг. 3Α-3Ό можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1 и 2А, 2В. В вариантах осуществления пакер 300, который может быть одним из пакеров 134а-134п, используется с индивидуальными соединительными трубными вставками или шунтирующими трубами 318 для подачи текучей среды-носителя вместе с гравием в различные изолированные интервалы 108а-108п в стволе 114 скважины.
На фиг. 3А пакер 300 включает в себя различные составные части, которые используются для изоляции интервала, который может быть интервалом 108а-108п, в скважине 114. Например, пакер 300 включает в себя основную секцию 302 корпуса, элемент 304 расширения, ниппельную секцию 306, муфтовую секцию 310 и транспортные трубы или соединительные трубные вставки 318. Основная секция
- 5 013376
302 корпуса может выполняться из стали или стальных сплавов, при этом основная секция 302 корпуса выполняется заданной длины 316, такой как около 14, 38 или 40 футов (обычные звенья имеют длину около 10-50 футов), имеющей внутренний и внешний диаметры. Расширяющийся элемент 304 может иметь эту длину 316 или меньше. Соединительные трубные вставки 318 могут быть секциями трубы с заглушками, имеющими длину 316 (некоторые варианты осуществления могут иметь длину, по существу, одинаковую с длиной расширяющегося элемента 304) и выполненными с возможностью соединения и формирования уплотнения с шунтирующими трубами 208 на устройствах 200а и 200Ь контроля пескопроявления. Соединительные трубные вставки 318 могут также включать в себя клапан 320 в соединительной трубной вставке 318 предотвращения прохождения текучей среды из изолированного интервала через соединительную трубную вставку 318 в другой интервал. Элемент пакера или расширяющийся элемент 304 может окружать основную секцию 302 корпуса и соединительные трубные вставки 318 и может приводиться в действие гидравликой, быть надувным элементом (эластомером или термопластическим материалом) или набухающим резиновым элементом, находящимся в контакте с соединительной трубной вставкой 318. Набухающий резиновый элемент может расширяться в присутствии углеводородов, воды или другого управляющего воздействия.
В качестве примера набухающий резиновый элемент может размещаться в скважине и осуществлять расширение для вхождения в контакт со стенками ствола скважины перед добычей углеводородов или во время добычи. Также можно использовать набухающий пакер, который расширяется после того, как вода начинает входить в ствол скважины и входит в контакт с пакером. Примеры набухающих материалов, которые могут использоваться, могут быть найдены в Баку ^е11 8ο1ιιΙίοη5. ίΌΝ8ΤΒΚ’ΤΟΡ™ или 8^ЕББРАСКЕК™ и З^ЕББИх, Ε-ΖΙΡ™. Набухающий пакер может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал, известный специалистам уровня техники, который может затвердевать посредством одной из модифицированных буровых текучих сред, текучей средой заканчивания, добываемой текучей средой, текучей средой нагнетания, текучей средой обработки для интенсификации притока или любой их комбинацией.
Кроме того, пакер 300 может включать в себя ниппельную секцию 306 и муфтовую секцию 310. Ниппельная секция 306 и муфтовая секция 310 могут выполняться из стали или стальных сплавов с приданием каждой секции конфигурации заданной длины 314, такой как от 4 дюймов до 4 футов (или другой подходящей длины), с заданными внутренними и внешними диаметрами. Ниппельная секция 306 может иметь внешнюю резьбу 308, а муфтовая секция 310 может иметь внутреннюю резьбу 312. Эти резьбы 308 и 312 могут использоваться для формирования уплотнения между пакером 300 и устройством контроля пескопроявления или другой трубной секцией, что показано ниже на фиг. 3Β-3Ό.
Конфигурация пакера 300 может модифицироваться под внешние шунтирующие трубы, как показано на фиг. 3В, и под внутренние шунтирующие трубы, как показано на фиг. 3С. На фиг. 3С устройства контроля пескопроявления 350а и 350Ь могут включать в себя внутренние шунтирующие трубы 352, расположенные между основными трубами 354а и 354Ь, и фильтрующие материалы или песчаные фильтры 356а и 356Ь, что аналогично устройствам 200а и 200Ь контроля пескопроявления. На фиг. 3В и 3С ниппельная секция 306 и муфтовая секция 310 пакера 300 соединены с соответствующими секциями устройств 200а, 200Ь, 350а и 350Ь контроля пескопроявления. Эти секции могут соединяться вместе свинчиванием резьбы 308 и 312 для формирования резьбового соединения. Дополнительно, соединительные трубные вставки 318 могут индивидуально соединяться с шунтирующими трубами 208. Поскольку соединительные трубные вставки 318 выполнены с возможностью прохождения через расширяющийся элемент 304, соединительные трубные вставки 318 формируют путь прохождения потока через пакер 300 для шунтирующих труб 208. Альтернативное изображение частичного вида пакера 300, вид сечения пакера 300 по линии ВВ показан на фиг. 3Ό.
На фиг. 4Α-4Ό показан пример вариантов осуществления пакера, используемого с манифольдом, который также может использоваться в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики. Соответственно показанное на фиг. 4Α-4Ό можно лучше понять, одновременно рассматривая фиг. 1 и 2. В вариантах осуществления пакер 400, который может быть одним из пакеров 134а-134п, используется с манифольдом или каналом 420 для создания потока текучей среды или пути для сообщения между многочисленными шунтирующими трубами на устройстве контроля пескопроявления. Манифольд 420, который также можно именовать коллекторной областью или коллекторным соединением, может использоваться для соединения внешних или внутренних шунтирующих труб различной геометрии без проблем с совмещением, которые могут возникать в других конфигурациях.
На фиг. 4А пакер 400, который может быть одним из пакеров 134а-134п, включает в себя различные составные части, используемые для изоляции интервала в скважине. Например, пакер 400 включает в себя секцию 402 основного корпуса, элемент пакера или расширяющийся элемент 404, ниппельную секцию 406, муфтовую секцию 410, несущие элементы или сегменты 422, втулочную секцию 418, создающую канал или манифольд 420. Секция 402 основного корпуса и втулочная секция 418 могут выполняться из стали или стальных сплавов с приданием конфигурации с заданной длиной 416, от 6 дюймов до 50 футов, более предпочтительно 14, 38, или 40 футов, как рассмотрено выше, имеющими заданные
- 6 013376 внутренний и внешний диаметры. Втулочная секция 418 может также выполняться с возможностью соединения для формирования уплотнения с шунтирующими трубами, такими как шунтирующие трубы 208 на устройствах 200а и 200Ь контроля пескопроявления. Несущие сегменты 422 используются для формирования канала 420 и размещаются между секцией 402 основного корпуса и втулочной секцией 418 для несения расширяющегося элемента 404 и втулочной секции 418. Расширяющийся элемент 404 может быть аналогичным расширяющемуся элементу 304. Например, расширяющийся элемент может надуваться, набухать или вдавливаться в стенку ствола скважины или обсадной колонны. То есть расширяющийся элемент 404 может включать в себя надувной элемент, пакер с уплотняющими манжетами, элемент, приводимый в действие гидравлически, гидростатически или механически, элемент, устанавливаемый при идентификации по радиочастоте, и набухающий материал, например набухающий материал или полимерный набухающий материал, расширяющийся в присутствии, по меньшей мере, нефти, воды или любых их комбинаций. Также расширяющийся элемент 404 может затвердевать с помощью жидкости для бурового раствора, текучей среды заканчивания, добываемой текучей среды, текучей среды нагнетания, текучей среды обработки для интенсификации притока или любой их комбинации.
Кроме того, пакер 400 может включать в себя ниппельную секцию 406 и муфтовую секцию 410. Ниппельная секция 406 и муфтовая секция 410 могут выполняться из стали или стальных сплавов с приданием каждой секции конфигурации заданной длины 414, которая может быть аналогичной длине 314, рассмотренной выше, имеющие заданные внутренний и внешний диаметры. Ниппельная секция 406 может иметь внешнюю резьбу 408, а муфтовая секция 410 может иметь внутреннюю резьбу 412. Эти резьбы 408 и 412 могут использоваться для формирования уплотнения между пакером 400 и устройством контроля пескопроявления или другой трубной секцией, что показано ниже на фиг. 4Β-4Ό. Также следует заметить, что механизм соединения для этих пакеров и устройств контроля пескопроявления может включать в себя уплотняющие механизмы, описанные в патенте США № 6464261, международных патентных заявках XV О 2004/094769, XV О 2005/031105, публикациях патентных заявок США № 2004/0140089, 2005/0028977, 2005/0061501 и 2005/0082060.
Конфигурация с внутренними шунтирующими трубами пакера 400 показана на фиг. 4В и с внешними шунтирующими трубами - на фиг. 4С. На фиг. 4В и 4С ниппельная секция 406 и муфтовая секция 410 пакера 400 соединяются с соответствующими секциями устройств 200а, 200Ь, 350а и 350Ь контроля пескопроявления. Эти секции могут соединяться вместе свинчиванием резьб 408 и 412 с формированием резьбового соединения или через механизм уплотнения, описанный в ссылке выше. В любом случае канал 420 обеспечивает беспрепятственные пути прохождения потока текучей среды между шунтирующими трубами 208 и 352 в устройствах 200а, 200Ь, 350а и 350Ь контроля пескопроявления, соединенных с пакером 400. Канал 420 выполнен с возможностью прохождения через расширяющийся элемент 404 и представляет собой, по существу, пространство без препятствий. Совмещение осей в этой конфигурации не является необходимым, поскольку текучие среды соединяются, что может включать в себя различные формы. Устройство контроля пескопроявления соединяется с пакером соединением манифольда. Поток из шунтирующих труб в устройстве контроля пескопроявления входит в уплотненную область над соединением, где поток отклоняется от пути прохождения потока пакера или канала 420. Альтернативное изображение частичного вида пакера 400, вид поперечного сечения различных составных частей по линии СС показан на фиг. 4Ό.
На фиг. 5А-5С показан пример варианта осуществления двух или более пакеров, используемых в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики. Соответственно фиг. 5А-5С можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 2, 3Α-3Ό и 4Α-4Ό. В варианте осуществления два пакера 502 и 504, которые могут быть пакерами для обсаженного ствола и пакерами для необсаженного ствола, которые могут быть одним из пакеров 134а-134п, используются вместе с хвостовиком 508 в стволе скважины для изоляции различных интервалов 108а-108п.
На фиг. 5А первый пакер 502 и второй пакер 504 могут использоваться с трубчатым барьером, таким как хвостовик 508, для изоляции интервала в скважине. Первый пакер 502 может располагаться вокруг хвостовика 508 и может включать в себя, например, одно из следующего: пакер 300, пакер 400, Ε-ΖΙΡ™, ΟΌΝΞΤΒΙΟ'ΤΟΡ™ или любой подходящий пакер для необсаженного ствола, известный специалистам уровня техники. В зависимости от конкретного варианта осуществления второй пакер 504 может располагаться между основной трубой 506 и хвостовиком 508 и может включать в себя, например, одно из следующего: пакер 300, пакер 400, ΜΖ РАСКЕВ™ или любой подходящий пакер, известный специалистам уровня техники. Тип используемого пакера может зависеть от месторасположения пакера (например, между интервалами 108а и 108Ь добычи или выше по потоку от интервала 108а) и обеспечения альтернативных путей прохождения потока. То есть один из пакеров 300 или 400 может использоваться с обычным пакером для другого конкретного варианта осуществления. Хвостовик 508 может быть заранее просверленным хвостовиком, который может включать в себя каналы, перфорационные каналы и запроектированные щели, который используется для обеспечения стабильности стенки 510 ствола скважины. Первый пакер 502 изолирует кольцевое пространство, образованное между стенкой 510 ствола скважины и хвостовиком 508, в то время как второй пакер 504 изолирует кольцевое пространство, образованное
- 7 013376 между хвостовиком 508 и песчаными фильтрами 200а и 200Ь. Соответственно использование пакеров 502 и 504 с хвостовиком 508 может создавать разобщение зон в скважине.
Альтернативное изображение пакеров 502 и 504, вид поперечного сечения пакеров 502 и 504 по линии ΌΌ, показан на фиг. 5В и 5С. На фиг. 5В, первый пакер 502 может быть обычным пакером для необсаженного ствола таким как, например, СОЫ8ТК1СТОК™, и образует уплотнение между стенкой ствола скважины и хвостовиком и второй пакер 504 может быть пакером 300. Соответственно в этом варианте осуществления соединительные трубные вставки 512 могут использоваться для соединения шунтирующих труб 208 устройств 200а-200Ь контроля пескопроявления. Альтернативно, показанный на фиг. 5С первый пакер 502 опять может быть внешним пакером, в то время как второй пакер 504 может быть пакером 400. Соответственно в этом варианте осуществления втулочная секция 516 и несущие сегменты 514 могут использоваться для формирования канала 518, обеспечивающего путь прохождения потока текучей среды для шунтирующих труб 208 устройств 200а-200Ь контроля пескопроявления. Установка и использование этих пакеров рассматриваются дополнительно ниже.
На фиг. 6 показан пример блок-схемы последовательности операций способа использования пакера или пакеров вместе с устройствами контроля пескопроявления, показанными на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящего технологического оснащения. Эту блок-схему последовательности операций способа, которая обозначена номером 600 ссылки, можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3Α-3Ό, 4Α-4Ό и 5А-5С. В этой блок-схеме 600 последовательности операций способа описывается процесс повышения добычи углеводородов из ствола 114 скважины посредством создания разобщения зон в гравийном фильтре. То есть настоящее технологическое оснащение создает разобщение зон в стволе скважины, который включает в себя гравийные фильтры. Соответственно пакеры, используемые с гравийными фильтрами создают разобщение зон, которое может увеличить добычу углеводородов из интервалов 108 добычи подземного пласта 107.
Блок-схемы последовательности операций способа начинается блоком 602. В блоке 604 может выполняться бурение скважины. Скважина может быть пробурена до заданного места на глубине через различные интервалы 108 добычи подземного пласта 107. Для бурения скважины может привлекаться обычное технологическое оснащение, используемое для различных месторождений. Затем в скважину могут устанавливаться один или несколько пакеров и устройств контроля пескопроявления, как показано в блоке 606. Пакеры и устройства контроля пескопроявления, которые могут включать в себя пакеры вариантов осуществления, показанных на фиг. 3Α-3Ό, 4Α-4Ό и 5А-5С, могут устанавливаться с использованием различного технологического оснащения. Для вариантов осуществления, показанных на фиг. 5А-5С, эта установка может также включать в себя установку заранее просверленного хвостовика. В блоке 608 гравийный фильтр может устанавливаться в ствол скважины. Установка пакеров, устройств контроля пескопроявления и гравийных фильтров рассматривается дополнительно внизу для фиг. 7 и 8Α-8Ν.
С установленными пакерами, устройствами контроля пескопроявления и гравийными фильтрами работой скважины можно управлять, как рассматривается в блоках 610-614. В блоке 610 углеводороды, такие как нефть и газ, могут добываться из скважины. Во время добычи может осуществляться мониторинг работы скважины, как показано в блоке 612. Мониторинг работы скважины может включать в себя общее наблюдение, такое как мониторинг обводненности продукции скважины или другое аналогичное технологическое оснащение. Также мониторинг может включать в себя датчики, которые измеряют уровень присутствия газа в стволе скважины. В блоке 614 выполняется прогнозирование увеличения поступления воды. Это прогнозирование может включать в себя сравнение обводненности с заранее заданным порогом или обнаружение при мониторинге в стволе скважины, так что количество поступающей воды увеличивается или переходит заданный порог. Если поступление воды не увеличилось, мониторинг работы скважины может продолжаться в блоке 612.
Вместе с тем, если поступление воды увеличилось, интервал поступления воды может быть проверен, как показано в блоке 616. Проверка интервала поступления воды может включать в себя получение информации от одного или нескольких датчиков, связанных с интервалом или спуском зонда эксплуатационного каротажа (РЬТ) на каротажном кабеле в заданное место в скважине для подтверждения, например, интервала поступления воды. Затем определяют, завершена ли добыча из скважины, как показано в блоке 618. Если добыча из скважины не завершена, интервал поступления воды изолируют, как показано в блоке 620. Изоляция интервала поступления воды может включать в себя различное технологическое оснащение, основывающееся на месте расположения интервала поступления воды. Например, если интервал поступления воды расположен у подошвы забоя ствола скважины (т.е. конца наклонного участка ствола скважины), как интервал 108п, тампон может быть спущен в ствол 114 скважины и крепиться посредством электролинии на месте перед устройством 138п контроля пескопроявления. Этот тампон и пакер 134п-1 изолируют поступление воды из интервала 138п добычи в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 128. Альтернативно, если интервал поступления воды расположен в верхней точке наклонного участка ствола скважины (т.е. в начале наклонного участка ствола скважины), как интервал 108а, сборка сдвоенного пакера может спускаться в ствол 114 скважины и устанавливаться в интервале поступления воды. Эта сборка сдвоенного пакера и пакеры 134а и 138Ь изолируют поступление
- 8 013376 воды из интервала 138а добычи в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 128. В любом случае, если добыча из скважины завершена, то процесс может заканчиваться в блоке 622.
Выигрышно то, что использование пакеров вместе с устройствами контроля пескопроявления в гравийных фильтрах обеспечивает гибкость изоляции различных интервалов от нежелательного поступления газа или воды, при этом сохраняя способность защиты от выноса песка. Изоляция также предоставляет возможность использования регуляторов притока (например, РсзНпк ЯЕ8РЬО^™ и Ваксг'з ΕρυΑΕΙΖΕΚ™) для обеспечения контроля давления для индивидуальных интервалов. Это также обеспечивает гибкость для установки регуляторов притока (например, штуцеров), которые могут регулировать расход в пластах различающейся продуктивности и проницаемости. Дополнительно, в индивидуальном интервале фильтр может заполняться или не заполняться гравием. То есть работы по заполнению гравием фильтра могут выполняться с избирательным заполнением гравием фильтра в интервале, в то время как в других интервалах фильтр может не заполняться гравием, как часть одного процесса. Наконец, на индивидуальных интервалах может выполняться заполнение фильтров гравием разной крупности для разных зон для улучшения продуктивности скважин. Таким образом, крупность гравия может выбираться для конкретных интервалов.
На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций способа установки пакера, устройств контроля пескопроявления и гравийного фильтра, использование которых показано на фиг. 6, согласно аспектам настоящего технологического оснащения. Эта блок-схема последовательности операций способа, обозначенная номером 700 ссылки, может быть лучше всего понятна при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3Л-3Э. 4Л-4Э. 5А-5С и 6. В этой блок-схеме 700 последовательности операций способа описан процесс установки устройств контроля пескопроявления, пакера и гравийного фильтра в ствол скважины, такой как ствол 114 скважин.
Блок-схема последовательности операций способа начинается блоком 702. В блоке 704 могут быть получены данные скважины. Данные скважины могут быть получены посредством выполнения каротажа в необсаженном стволе и предоставления диаграмм каротажа в необсаженном стволе инженеру. В блоке 706 можно идентифицировать месторасположение для пакера. Для идентификации месторасположения инженер может рассмотреть и идентифицировать секции ствола скважины для выбора месторасположения пакера. Затем на идентифицированном месте ствол скважин может быть очищен, как показано в блоке 708. Очистка может выполняться посредством сборки очистки, которая может включать в себя, например, расширители ствола скважины, щетки и скребки.
Пакеры и устройства контроля пескопроявления могут спускаться на место, как показано в блоке 710. Вновь пакеры могут включать в себя различные варианты осуществления, рассмотренные выше. Также для вариантов осуществления, показанных на фиг. 5А-5С, заранее просверленный хвостовик и пакер для необсаженного ствола могут быть установлены прежде установки пакеров с устройствами контроля пескопроявления. На заданном месте пакеры крепятся, как показано в блоке 712. Крепление пакеров может включать в себя ввод управляющего воздействия в пакеры, такого как углеводороды, чтобы заставить пакер расширяться и изолировать заданный участок ствола скважины.
Затем могут начинаться работы по заполнению фильтров гравием, как показано в блоках 714-720. В блоке 714 могут устанавливаться инструменты для выполнения работ по заполнению фильтров гравием. Инструменты могут включать в себя переводник и другое оборудование, которое используется для подачи текучей среды-носителя с гравием в интервалы в стволе скважины. Текучая среда носителя может быть текучей средой, загущенной полимером ГЭЦ, текучей средой, загущенной полимером ксантан, или текучей средой, загущенной вязко-эластичным поверхностно-активным веществом. Также текучая среда носителя может выбираться с нужной реологией и способностью переноса песка раствором для заполнения гравийных фильтров в интервалах ствола скважины, использующих устройства контроля пескопроявления с технологией альтернативного пути прохождения потока. Затем в блоке 716 в интервалах заполняются гравием фильтры. В нижних интервалах (т.е. интервалах на забое скважины или интервалах для избирательного заполнения фильтров гравием) заполнение фильтров гравием может выполняться с использованием шунтирующих труб. Также очередность заполнения фильтров гравием может выполняться от начала наклонного участка ствола скважины к забою ствола скважин или в любой заданной последовательности в зависимости от использующихся шунтирующих труб или другого оборудования. Когда гравийные фильтры 140а-140п сформированы, текучие среды, находящиеся в стволе скважины, могут удаляться из ствола скважины и заменяться текучими средами заканчивания, как показано в блоке 718. В блоке 720 может устанавливаться эксплуатационная насосно-компрессорная труба 128 и скважину вводят в эксплуатацию. Процесс заканчивается в блоке 722.
В качестве конкретного примера на фиг. 8Α-8Ν показаны примеры вариантов осуществления процесса установки пакера, устройств контроля пескопроявления и гравийных фильтров. Эти варианты осуществления, которые можно лучше всего понять при совместном рассмотрении с фиг.1, 2А, 2В, ЗА-ЗЭ, 4А-4Э и 7, предусматривают процесс установки со спуском устройств контроля пескопроявления и пакера, который может быть пакером 300 или 400, в буровом растворе, доведенном до требуемых параметров, таком как текучая среда на не водной основе (ΝΑΡ), которая может содержать большое коли
- 9 013376 чество твердой фазы, текучая среда на нефтяной основе или содержащая большое количество твердой фазы текучая среда на водной основе. Этот технологический процесс, который является процессом с двумя текучими средами, может включать в себя технологическое оснащение, аналогичное технологическому оснащению, рассмотренному в международной патентной заявке \¥О 2004/079145, которая здесь включена в виде ссылки. Вместе с тем следует заметить, что этот пример предназначен только для примера, поскольку другие подходящие процессы и оборудование также могут использоваться.
На фиг. 8А устройства 350а и 350Ь контроля пескопроявления и пакер 134Ь, который может представлять собой один из пакеров, рассмотренных выше, спускают в ствол скважины. Устройства 350а и 350Ь контроля пескопроявления могут включать в себя внутренние шунтирующие трубы 352, расположенные между основными трубами 354а и 354Ь, и песчаные фильтры 356а и 356Ь. Эти устройства 350а и 350Ь контроля пескопроявления и пакер 134Ь могут устанавливаться в доведенном до требуемых параметров буровом растворе 804 на безводной основе в стенках 810 ствола скважины. В частности, пакер 134Ь может устанавливаться между интервалами 108а и 108Ь добычи. Кроме того, переводник 802 с промывочной трубой 803 и пакер 134а спускаются и крепятся в стволе 114 скважины на бурильной трубе 806. Переводник 802 и пакер 134а могут устанавливаться в нужное положение внутри эксплуатационной обсадной колонны 126. Доведенный до требуемых параметров буровой раствор 804 на безводной основе в стволе скважины может доводиться до кондиции на виброситах (не показано) перед тем, как размещаться в стволе скважины для уменьшения возможности закупоривания устройств 350а и 350Ь контроля пескопроявления.
На фиг. 8В пакер 134а крепится в эксплуатационной обсадной колонне 126 над интервалами 108а и 108Ь, подлежащими заполнению фильтров гравием. Пакер 134а изолирует интервалы 108а и 108Ь от участков ствола 114 скважины над пакером 134а. После скрепления пакера 134а, как показано на фиг. 8С, переводник 802 смещается в положение реверсирования и текучая среда-носитель 812 закачивается вниз по бурильной трубе 806 и размещается в кольцевом пространстве между эксплуатационной обсадной колонной 126 и бурильной трубой 806 над пакером 134а. Текучая среда-носитель 812 вытесняет кондиционную буровую текучую среду, которая может представлять собой текучую среду на нефтяной основе, такую как буровой раствор 804 на безводной основе, доведенный до требуемых параметров, в направлении, показанном стрелкой 814.
Затем, как показано на фиг. 8Ό, переводник 802 смещается в положение циркуляции, которое также может именоваться положением циркуляции заполнения фильтров гравием или положением заполнения фильтров гравием. Текучая среда-носитель 812 затем закачивается вниз в кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной 126 и бурильной трубой 806, толкая кондиционный буровой раствор 804 на безводной основе через промывочную трубу 803 прочь от песчаных фильтров 356а и 356Ь, очищая необсаженное кольцевое пространство между песчаными фильтрами 356а и 356Ь и стенкой 810 ствола скважины, и через переводник 802 в бурильную трубу 806. Путь прохождения потока текучей среды-носителя 812 показан стрелками 816.
На фиг. 8Е-8С показанный интервал является подготовленным к заполнению фильтра гравием. На фиг. 8Е, когда необсаженное кольцевое пространство между песчаными фильтрами 356а и 356Ь и стенками 810 ствола скважины очищено текучей средой носителя 812, переводник 802 смещается в положение реверсирования. Буровой раствор 804 на безводной основе, доведенный до требуемых параметров, закачивается вниз по кольцевому пространству между эксплуатационной обсадной колонной 126 и бурильной трубой 806 для выталкивания доведенного до требуемых параметров бурового раствора 804 на безводной основе и текучей среды-носителя 812 из бурильной трубы 806, как показано стрелками 818. Эти текучие среды могут удаляться из бурильной трубы 806. Затем, пакер 134Ь крепится, как показано на фиг. 8Е. Пакер 134Ь, который может представлять собой один из пакеров 300 или 400, например, может использоваться для изоляции кольцевого пространства, сформированного между стенками 810 ствола скважины и песчаными фильтрами 356а и 356Ь. Продолжая все еще находиться в положении реверсирования, как показано на фиг. 8С. текучая среда-носитель 812 с гравием 820 может размещаться в бурильной трубе 806 и использоваться для выдавливания доведенного до требуемых параметров бурового раствора 804 на безводной основе вверх по кольцевому пространству, сформированному между бурильной трубой 806 и эксплуатационной обсадной колонной 126 над пакером 134а, как показано стрелками 822.
На фиг. 8Н-81 переводник 802 может смещаться в положение циркуляции для заполнения фильтра гравием в первом интервале 108а. На фиг. 8Н текучая среда-носитель 812 с гравием 820 начинает создание гравийного фильтра в интервале 108а добычи над пакером 134Ь в кольцевом пространстве между стенками 810 ствола скважины и песчаным фильтром 356а. Текучая среда выходит из фильтра 356а и возвращается через промывочную трубу 803, как показано стрелками 824. На фиг. 81 гравийный фильтр 140а начинает формироваться над пакером 134Ь вокруг песчаного фильтра 356а и к пакеру 134а. На фиг. 81 процесс заполнения фильтров гравием продолжается для формирования гравийного фильтра 140а к пакеру 134а, пока песчаный фильтр 356а не закроется гравийным фильтром 140а.
После того как гравийный фильтр 140а сформирован в первом интервале 108а и песчаные фильтры над пакером 134Ь закрыты гравием, текучая среда-носитель 812 с гравием 820 выдавливается через шунтирующую трубу и пакер 134Ь. Текучая среда-носитель 812 с гравием 820 начинает создавать второй
- 10 013376 гравийный фильтр 140Ь, что показано на фиг. 8Κ-8Ν. На фиг. 8К текучая среда-носитель 812 с гравием 820 начинает создавать второй гравийный фильтр 140Ь в интервале 108Ь добычи под пакером 134Ь в кольцевом пространстве между стенками 810 ствола скважины и песчаным фильтром 356Ь. Текучая среда проходит через шунтирующие трубы и пакер 134Ь, выходит из песчаного фильтра 356Ь и возвращается через промывочную трубу 803, как показано стрелками 826. на фиг. 8Ь гравийный фильтр 140Ь начинает формироваться под пакером 134Ь и вокруг песчаного фильтра 356Ь. На фиг. 8М заполнение фильтра гравием продолжается для наращивания гравийного фильтра 140Ь к пакеру 134Ь, пока песчаный фильтр 356Ь не будет закрыт гравийным фильтром 140Ь. На фиг. 8Ν гравийные фильтры 140а и 140Ь формируются, и давление обработки поверхности увеличивается, указывая на то, что кольцевое пространство между песчаными фильтрами 356а и 356Ь и стенками ствола скважины 810 заполнено гравийным фильтром.
Конкретный пример установки пакеров 502 и 504 описывается ниже. Вначале бурится интервал добычи до проектной глубины, и скважина прорабатывается для очистки ствола скважины. Диаграммы каротажа в необсаженном стволе могут отправляться инженеру для рассмотрения и идентификации места в сланцевой глине для крепления первого пакера 502. Место первого пакера 502 может располагаться поперек барьера из сланцевой глины, который отделяет прогнозируемый песчаник поступления воды/газа и интервал долговременной добычи углеводорода. Затем заранее просверленный хвостовик 508 с первым пакером 502 может спускаться на проектную глубину. Соответственно первый пакер 502 может изолировать кольцевое пространство между секцией сланцевой глины и заранее просверленным хвостовиком 508. Затем устройства контроля пескопроявления и второй пакер 504 могут спускаться на проектную глубину. Второй пакер 504 изолирует кольцевое пространство между заранее просверленным хвостовиком 508 и фильтрами контроля пескопроявления устройства контроля пескопроявления. Затем процесс заполнения фильтра гравием может проходить аналогично рассмотренному для фиг. 8Β-8Ν.
На фиг. 9Ά-9Ό показаны варианты осуществления разобщения зон, которое может создаваться пакерами, описанными выше согласно аспектам настоящего технологического оснащения. Соответственно эти варианты осуществления могут быть лучше всего понятны при одновременном рассмотрении с фиг. 1, 3Ά-3Ό, 4Ά-4Ό и 5А-5С. В этих вариантах осуществления фиг. 9А и 9В относятся к процессу или системе, в которых используются пакеры 300 или 400, в то время как показанные на фиг. 9С и 9Ό относятся к процессу или системе, в которых используются пакеры 502 и 504.
На фиг. 9А-9В устройства 138а-138с контроля пескопроявления и гравийные фильтры 140а-140с размещаются в стволе 114 скважины с пакерами 134а-134с, которые могут представлять собой один из пакеров, рассмотренных выше. Устройства 138а и 138Ь контроля пескопроявления, которые могут включать в себя внутренние шунтирующие трубы (не показано), расположенные между основными трубами и фильтрами, могут использоваться для добычи углеводородов из соответствующих интервалов 108а и 108Ь, которые могут проходить по путям 902 и 904 прохождения потока. На фиг. 9А из интервала 108с вода поступает по пути 904 прохождения потока. Соответственно для изоляции этого интервала 108с тампон 906 может устанавливаться в основной трубе на месте пакера 134с. Этот тампон 906 вместе с пакером 134с изолируют интервал поступления воды от других интервалов 108а и 108Ь, из которых может продолжаться добыча углеводородов. Аналогично, на фиг. 9В в интервале 108Ь имеется поступление воды. Для изолирования интервала 108Ь сборка 916 сдвоенного пакера может устанавливаться между пакерами 134Ь и 134с для изоляции поступления воды в интервал 108Ь из других интервалов 108а и 108с, из которых добываются углеводороды по пути 912 прохождения потока.
На фиг. 9С, 9Ό устройства 138а-138с контроля пескопроявления и гравийные фильтры 140а-140с размещаются в хвостовике 508 в стволе 114 скважины с пакерами 502а, Ь и 504а, Ь. Устройства 138а и 138Ь контроля пескопроявления, которые могут включать в себя внутренние шунтирующие трубы, могут использоваться для добычи углеводородов из соответствующих интервалов 108а и 108Ь, с возможным прохождением вдоль путей 922 прохождения потока. На фиг. 9С в интервале 108с имеется поступление воды, проходящей по пути 924 прохождения потока. Соответственно для изоляции этого интервала 108с пробка 926 может устанавливаться в основной трубе на месте пакеров 502Ь и 504Ь. Эта пробка 926 вместе с пакерами 502Ь и 504Ь изолирует участок поступления воды от других интервалов 108а и 108Ь, которые могут продолжать добычу углеводородов. Аналогично, на фиг. 9Ό в интервале 108Ь имеется поступление воды. Сборка 928 сдвоенного пакера может устанавливаться между пакерами 502а, Ь и 504а, Ь для изоляции интервала 108Ь поступления воды от других интервалов 108а и 108с добычи углеводородов по пути 930.
Как конкретный пример методики изоляции присутствие поступления воды может обнаруживаться на забое наклонного ствола скважины. Это место может обнаруживаться посредством проведения эксплуатационного каротажа для подтверждения источника поступления воды. Затем пробка, закрепленная на каротажном кабеле или гибкой насосно-компрессорной трубе, который может включать в себя замок или корпус скользящего типа и переводник выравнивания давления, может устанавливаться для изоляции интервала поступления воды. Пробка может спускаться в неизбирательном режиме как ниппельный профиль (если включен в состав как часть сборки пакера) в пакере (например, в пакере с уплотняющими манжетами, таком как например, ΜΖ РАСКЕК™ (БеЫитЬетдет), набухающем пакере, таком как, напри
- 11 013376 мер, Е-ΖΙΡ™), обычно являясь самым малым в колонне заканчивания. Также следует отметить, что при отклонении более 65° может использоваться трактор, если выбран каротажный кабель в качестве рабочей колонны. После крепления установка каротажного кабеля или гибкой насосно-компрессорной трубы может демонтироваться и добыча возобновляться.
Другой пример, может быть обнаружено, что поступление воды имеется в верхней точке наклонного участка ствола скважины. Также и в этом примере источник поступления воды может подтверждаться посредством проведения эксплуатационного каротажа. Затем может монтироваться установка гибкой насосно-компрессорной трубы и сборка сдвоенного пакера может устанавливаться для адекватной изоляции интервала поступления воды. Сборка сдвоенного пакера может включать в себя уплотняющий замок шарнирного отклонителя, непроходной фиксатор, равнопроходную насосно-компрессорную трубу и подвеску клинового типа или с корпусом с застопоривающей манжетой. Сборка сдвоенного пакера может скрепляться с рабочей колонной гибкой насосно-компрессорной трубой и спускаться в ствол для посадки уплотняющего замка шарнирного отклонителя в изолирующий пакер. Равнопроходная насоснокомпрессорная труба изолирует интервал поступления воды, и подвеска застопоривает полную сборку на месте. После установки на место установка гибкой насосно-компрессорной трубы может демонтироваться, и добыча возобновляется.
Кроме того, при использовании пакера для изоляции различных интервалов обеспечивается разная гибкость с размещением гравийных фильтров в некоторых интервалах и даже типом гравия. Например, на фиг. 10 А, 10В показаны примеры вариантов осуществления различных типов гравийных фильтров с использованием разобщения зон, создаваемых пакерами, описанными выше, согласно аспектам настоящего технологического оснащения. Соответственно эти варианты осуществления можно лучше всего понять при совместном рассмотрении фиг. 1, 3Α-3Ό, 4Α-4Ό, 5А-5С и 9Α-9Ό.
На фиг. 10 А, 10В устройства 138а-138с контроля пескопроявления размещаются в стволе 114 скважины с пакерами 134Ь и 134с. Устройства 138а-138с контроля пескопроявления, которые могут включать в себя внутренние шунтирующие трубы, могут использоваться для добычи углеводородов из соответствующих интервалов 108а-108с. На фиг. 10А интервалы 108а и 108с заполнены гравием для формирования гравийных фильтров 140а и 140с через внутренние шунтирующие трубы. Внутренние шунтирующие трубы в устройстве 138Ь контроля пескопроявления могут быть затампонированы и не сообщаться текучей средой со стволом 114 скважины. В результате гравийный фильтр 140Ь в интервале 108Ь не формируется, поскольку гравий не входит в интервал 108Ь вследствие изоляции, созданной пакерами 134Ь и 134с. Даже с изоляцией углеводороды добываются из интервалов 108а-108с через устройства 138а-138с контроля пескопроявления. В этом примере гравийный фильтр 140Ь не создается в интервале 108Ь вследствие высоких характеристик песка в этом интервале, что может уменьшать продуктивность скважины, или гравийный фильтр является ненужным вследствие высокой прочности песка в интервале 108Ь. Аналогично, на фиг. 10В гравийные фильтры 140Ь и 140с размещаются внутренними шунтами прямым закачиванием через шунты. Сообщение текучей средой с внутренними шунтирующими трубами отсутствует в устройстве 138а контроля пескопроявления, которое может тампонироваться. Гравийный фильтр 140а устанавливается с использованием обычного технологического оснащения гравийного фильтра над пакером 134Ь. Размер гравия в гравийном фильтре 140а может отличаться от размеров гравия в гравийных фильтрах 140Ь и 140с для улучшения показателей работы скважины. По этой причине это разобщение зон создает гибкость размещения гравийных фильтров, а также использования типа гравия, размещаемого в скважине.
Дополнительно следует отметить, что настоящая методика может также использоваться для нагнетания и обработки скважин. Например, во время нагнетания в скважине и прохождения потока через пакеры шунтирующие трубы могут функционировать аналогично с добычей из скважины, но создавать поток в разных направлениях. Соответственно пакеры могут выполняться с возможностью создания заданных функциональных свойств для нагнетательной скважины или могут разрабатываться для работы как в нагнетательных, так и в добывающих скважинах. Соответственно на фиг. 11А-11С показаны примеры вариантов осуществления различных типов прохождения потока через разобщение зон, созданное пакерами, описанными выше, согласно аспектам настоящего технологического оснащения. Соответственно эти варианты осуществления можно лучше всего понять при совместном рассмотрении фиг. 1, 3Α-3Ό, 4Α-4Ό, 5А-5С и 9А-9П.
На фиг. 11А внутренняя шунтирующая труба 1101 сообщается текучей средой с интервалом 108Ь для подачи текучей среды нагнетания в интервал 108Ь. Текучая среда нагнетания, которая может быть водой, газом или углеводородом, нагнетается в интервал 108Ь в направлении, указанном стрелками 1103. Нагнетание этих текучих сред может выполняться посредством прямой шунтирующей закачки. Нагнетаемые текучие среды не входят в интервалы 108а и 108с, поскольку пакеры 134Ь и 134с создают изоляцию в стволе 114 скважины. При нагнетании в интервал 108Ь углеводороды добываются через перфорационные каналы 1102 в основной трубе в устройствах 138а и 138с контроля пескопроявления в направлении, указанном стрелками 1104. Устройство 138Ь контроля пескопроявления может блокироваться сборкой двойного пакера, как отмечено выше, в результате нагнетаемая текучая среда может оставаться
- 12 013376 в интервале 108Ь.
На фиг. 11В внутренняя шунтирующая труба 1110 сообщается текучей средой с интервалом 108Ь для подачи текучей среды обработки в интервал 108Ь. Текучая среда обработки, которая может использоваться в обработке скважины для интенсификации притока, нагнетается в интервал 108Ь в направлении, указанном стрелками 1112. Также текучая среда обработки может подаваться в интервал 108Ь через технологическое оснащение прямой шунтирующей закачки. Нагнетаемая текучая среда, указанная стрелками 1112, не входит в интервалы 108а и 108с вследствие изоляции в стволе 114 скважины посредством пакеров 134Ь и 134с. В этом примере углеводороды добываются после выполнения операций обработки через перфорационные каналы 1102 основной трубы в устройствах 138а-138с контроля пескопроявления. Соответственно поток из вторичных путей прохождения потока устройств контроля пескопроявления соединяется с потоком основных путей прохождения потока устройств контроля пескопроявления.
Одним примером технологического оснащения такой обработки является удаление фильтрационной корки. В этом примере интервал 108Ь включает в себя фильтрационную корку, и устройства 138а138с контроля пескопроявления установлены в стволе 114 скважины. Обработка удаления фильтрационной корки может быть механической и/или химической и может выполняться перед операциями заполнения фильтра гравием или после них. Более конкретно, текучая среда обработки фильтрационной корки закачивается напрямую во вторичный путь прохождения потока, который служит для доставки текучей среды обработки фильтрационной корки к песчаной поверхности интервала 108Ь, показанной стрелками 1112. Обработка может закачиваться с возвратом или без возврата. Предпочтительный вариант осуществления этой методики обработки использует технологию альтернативного пути, задействующую шунтирующие трубы 1110 с соплами (не показано), которые принадлежат к фильтру 138Ь контроля пескопроявления и увеличивают его длину. Механическое удаление может выполняться посредством направления обработки из сопел на поверхность пласта для перемешивания фильтрационной корки, что может предусматривать высокую скорость закачки или устройство может предусматривать использование специально разработанных сопел или мешалок. Химическое удаление может предусматривать использование кислот, растворителей или других составов.
На фиг. 11С внутренняя шунтирующая труба 1120 сообщается текучей средой с интервалом 108Ь для создания подхода двойного заканчивания скважины. Добываемая текучая среда, указанная стрелками 1122, добывается в шунтирующую трубу через каналы, такие как перфорационные каналы или щели. В этом примере добываемые текучие среды добываются из интервалов 108а и 108с через перфорационные каналы 1102 в основной трубе устройств 138а и 138с контроля пескопроявления по пути прохождения потока, указанному стрелками 1104. Устройство 138Ь контроля пескопроявления может блокироваться сборкой двойного пакера или иметь заблокированные перфорационные каналы для предотвращения соединения текучих сред из интервалов 108а-108с. В результате добываемые текучие среды из интервала 108Ь через внутреннюю шунтирующую трубу 1120 могут добываться отдельно от текучих сред из интервалов 108а и 108с, поскольку пакеры 134Ь и 134с изолируют различные интервалы 108а-108с. Также вторичные пути прохождения потока могут отдельно контролироваться на поверхности.
Как альтернативный вариант осуществления пакера 400 различные геометрические шаблоны могут использоваться для несущих деталей 418 для формирования перегородок, отсеков и турбулизаторов, управляющих потоком текучих сред в пакере 400. Как отмечено выше, при настоящей методике несущие детали 418 используются для формирования канала 420 между втулкой и основной трубой. Эти несущие детали 418 могут выполняться с возможностью создания резервных путей прохождения потока или турбулизирующих (смещающих) в пакере 400. Например, несущие детали 418 могут выполняться с возможностью создания двух каналов, трех каналов, любого числа каналов вплоть до числа шунтирующих труб на устройстве 138 контроля пескопроявления или большего числа каналов, чем число шунтирующих труб в устройстве 138 контроля пескопроявления. Таким способом устройство 138 контроля пескопроявления и пакер 400 могут использовать шунтирующие трубы для добычи углеводородов или могут использовать эти различные шунтирующие трубы для разных текучих сред или разных путей прохождения потока через ствол 114 скважины. Таким образом, несущие детали 418 могут использоваться для формирования каналов с различной геометрией.
Кроме того, следует отметить, что шунтирующие трубы, используемые в вышеупомянутых вариантах осуществления, могут быть внешними или внутренними шунтирующими трубами с различной геометрией. Выбор формы шунтирующих труб основывается на пространственных ограничениях, потере давления и возможности разрыва/разрушения. Например, шунтирующие трубы могут быть круглыми, прямоугольными, трапецевидными, полигональными, других форм для различного практического применения. Примеры шунтирующих труб включают в себя ЕххоиМоЬй ЛБТРЛС® и АТЬЕКЛС®.
Более того, должно быть ясно, что настоящее технологическое оснащение может также использоваться при прорывах газа. Например, может осуществляться мониторинг прорыва газа в блоке 614 на фиг. 6. Если обнаружен прорыв газа, интервал добычи газа может быть изолирован в блоке 620. Газ может быть изолирован посредством использования технологического оснащения, описанного выше, по меньшей мере, на фиг. 9Α-9Ό.
- 13 013376
Хотя настоящее технологическое оснащение изобретения может подвергаться различным модификациям и принимать альтернативные формы, рассмотренные выше варианты осуществления изобретения показаны в виде примера. Однако вновь следует понимать, что изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в этом документе. Действительно, настоящая технология изобретения направлена на то, чтобы включать в себя все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под идеи и объем изобретения, обусловленные следующей прилагаемой формулой изобретения.
Claims (23)
1. Способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что оборудуют два устройства контроля пескопроявления, каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее основной путь прохождения потока сквозь полость устройства контроля пескопроявления, через который может протекать по меньшей мере одна из основных добываемых текучих сред и основных текучих сред нагнетания, и каждое из устройств контроля пескопроявления, имеющее вторичный путь прохождения потока, через который может протекать по меньшей мере одна из текучих сред обработки, альтернативных добываемых текучих сред и текучих сред заканчивания;
присоединяют пакер между двумя устройствами контроля пескопроявления, при этом пакер содержит основной путь прохождения потока сквозь полость пакера, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с основными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления, и через который может протекать по меньшей мере одна из добываемых текучих сред и текучих сред нагнетания, и вторичный путь прохождения потока, выполненный с возможностью сообщения текучей средой с вторичными путями прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления, и через который может протекать по меньшей мере одна из текучих сред обработки, альтернативных добываемых текучих сред и текучих сред заканчивания;
крепят пакер в стволе скважины, в котором устройства контроля пескопроявления находятся рядом с подземным коллектором; и нагнетают текучую среду по меньшей мере в один из интервалов: первый интервал подземного коллектора над пакером или второй интервал подземного коллектора под пакером, при этом пропускают текучую среду через вторичные пути прохождения потока устройств контроля пескопроявления и вторичный путь прохождения потока пакера.
2. Способ по п.1, дополнительно заключающийся в том, что выполняют гравийную набивку вокруг одного из двух устройств контроля пескопроявления в первом интервале подземного коллектора над пакером и выполняют гравийную набивку вокруг другого из двух устройств контроля пескопроявления во втором интервале подземного коллектора под пакером.
3. Способ по п.1 или 2, в котором вторичный путь прохождения потока пакера содержит по меньшей мере одну соединительную трубную вставку, область манифольда и любые их комбинации.
4. Способ по п.1 или 2, в котором пакер изолирует прохождение потока в кольцевом пространстве необсаженного ствола.
5. Способ по п.1 или 2, в котором вторичный путь прохождения потока устройства контроля пескопроявления в первом интервале сообщается текучей средой со стволом скважины и основной путь прохождения потока устройства контроля пескопроявления разобщается с текучей средой ствола скважины.
6. Способ по п.1 или 2, в котором вторичный путь прохождения потока устройства контроля пескопроявления в первом интервале разобщается с текучей средой ствола скважины и основной путь прохождения потока устройства контроля пескопроявления сообщается текучей средой со стволом скважины через материал фильтра.
7. Способ по п.1 или 2, в котором вторичный путь прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления содержит по меньшей мере одну шунтирующую трубу.
8. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одна шунтирующая труба содержит перфорационные каналы для сообщения текучей среды со стволом скважины.
9. Способ по п.7, в котором по меньшей мере одна шунтирующая труба содержит спроектированные щели для сообщения текучей среды со стволом скважины.
10. Способ по п.1 или 2, в котором поток от вторичных путей прохождения потока устройств контроля пескопроявления контролируют отдельно, на буровой установке на поверхности.
11. Способ по п.1 или 2, в котором поток от вторичных путей прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления соединяют с потоком от основных путей прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления.
12. Способ по п.1 или 2, дополнительно заключающийся в том, что нагнетают текучую среду в первый интервал и добывают углеводороды из второго интервала через основные пути прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления.
13. Способ по п.1 или 2, дополнительно заключающийся в том, что нагнетают текучую среду в пер
- 14 013376 вый интервал через вторичные пути прохождения потока и добывают углеводороды из первого интервала и из второго интервала через основные пути прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления и пакера.
14. Способ по п.1 или 2, в котором текучая среда содержит жидкость для обработки пласта для интенсификации добычи углеводородов из ствола скважины.
15. Способ по п.14, в котором жидкость для обработки пласта содержит текучую среду кислотной обработки.
16. Способ по п.1 или 2, дополнительно заключающийся в том, что обрабатывают фильтрационную корку бурового раствора.
17. Способ по п.16, в котором обрабатывают фильтрационную корку бурового раствора, обработка содержит химическую обработку.
18. Способ по п.16, в котором обрабатывают фильтрационную корку бурового раствора, обработка включает в себя механическую обработку.
19. Способ по п.16, в котором текучая среда сообщается со стволом скважины через множество каналов во вторичном пути прохождения потока.
20. Способ по п.19, в котором множество каналов содержат сопла.
21. Способ по п.1 или 2, заключающийся в том, что осуществляют мониторинг работы скважины.
22. Способ по п.21, в котором мониторинг содержит датчики, принимающие данные в скважине, чтобы определять любое из следующего: уровни газа, поступление воды или любые их комбинации.
23. Способ по п.1 или 2, в котором нагнетают текучую среду, заключается в том, что нагнетают текучую среду в один из интервалов, первый или второй интервал через вторичные пути прохождения потока устройств контроля пескопроявления и пакера, и добывают углеводороды из другого интервала из первого или второго интервалов через основные пути прохождения потока устройств контроля пескопроявления и пакера.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US76502306P | 2006-02-03 | 2006-02-03 | |
| US77543406P | 2006-02-22 | 2006-02-22 | |
| PCT/US2006/047997 WO2007092083A2 (en) | 2006-02-03 | 2006-12-15 | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870228A1 EA200870228A1 (ru) | 2009-02-27 |
| EA013376B1 true EA013376B1 (ru) | 2010-04-30 |
Family
ID=38345600
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870228A EA013376B1 (ru) | 2006-02-03 | 2006-12-15 | Способ эксплуатации скважины |
| EA200870227A EA013937B1 (ru) | 2006-02-03 | 2006-12-15 | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870227A EA013937B1 (ru) | 2006-02-03 | 2006-12-15 | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US8215406B2 (ru) |
| EP (2) | EP1987225B1 (ru) |
| AU (2) | AU2006337614B2 (ru) |
| BR (2) | BRPI0621246C8 (ru) |
| CA (2) | CA2637040C (ru) |
| EA (2) | EA013376B1 (ru) |
| MX (1) | MX2008009797A (ru) |
| MY (2) | MY149981A (ru) |
| NO (2) | NO343368B1 (ru) |
| WO (2) | WO2007092082A2 (ru) |
Families Citing this family (112)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9682425B2 (en) | 2009-12-08 | 2017-06-20 | Baker Hughes Incorporated | Coated metallic powder and method of making the same |
| EA013376B1 (ru) | 2006-02-03 | 2010-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ эксплуатации скважины |
| EP2007968A4 (en) | 2006-04-03 | 2015-12-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | DRILLING METHOD AND DEVICE FOR SANDING AND INFLUENCE CONTROL DURING BOHROPERATIONS |
| WO2008060479A2 (en) | 2006-11-15 | 2008-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
| US8727001B2 (en) | 2007-09-25 | 2014-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions relating to minimizing particulate migration over long intervals |
| WO2009051881A1 (en) | 2007-10-16 | 2009-04-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid control apparatus and methods for production and injection wells |
| US7703520B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US7712529B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US8322419B2 (en) * | 2008-07-25 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Method of gravel packing a well containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US8316939B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method of installing sand control screens in wellbores containing synthetic or oil-based drilling fluids |
| US8220563B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-07-17 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Ultra-low friction coatings for drill stem assemblies |
| US8261841B2 (en) | 2009-02-17 | 2012-09-11 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated oil and gas well production devices |
| US8602113B2 (en) | 2008-08-20 | 2013-12-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated oil and gas well production devices |
| US8286715B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated sleeved oil and gas well production devices |
| US7866383B2 (en) | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7814973B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US8322420B2 (en) | 2008-10-20 | 2012-12-04 | Schlumberger Technology Corporation | Toe-to-heel gravel packing methods |
| US7784532B2 (en) | 2008-10-22 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers |
| US8286704B2 (en) | 2008-10-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing conveyed combined inflow and outflow control devices |
| GB2465206B (en) * | 2008-11-11 | 2011-11-23 | Swelltec Ltd | Swellable apparatus and method |
| GB2466475B (en) | 2008-11-11 | 2012-07-18 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
| US7841417B2 (en) | 2008-11-24 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well |
| US8839861B2 (en) | 2009-04-14 | 2014-09-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for providing zonal isolation in wells |
| EP2501894B1 (en) * | 2009-11-20 | 2018-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore |
| US10240419B2 (en) | 2009-12-08 | 2019-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole flow inhibition tool and method of unplugging a seat |
| US8590627B2 (en) | 2010-02-22 | 2013-11-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated sleeved oil and gas well production devices |
| CA2704896C (en) | 2010-05-25 | 2013-04-16 | Imperial Oil Resources Limited | Well completion for viscous oil recovery |
| US8397802B2 (en) | 2010-06-07 | 2013-03-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Swellable packer slip mechanism |
| WO2012011994A1 (en) * | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Exxonmobil Upstrem Research Company | System and method for stimulating a multi-zone well |
| WO2012011993A1 (en) | 2010-07-22 | 2012-01-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for stimulating multi-zone wells |
| GB201014035D0 (en) | 2010-08-20 | 2010-10-06 | Well Integrity Solutions As | Well intervention |
| CN101975041B (zh) * | 2010-10-13 | 2013-03-20 | 中国石油集团钻井工程技术研究院 | 绕煤层固井方法及装置 |
| 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 |
| US9322248B2 (en) | 2010-12-17 | 2016-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
| MY164896A (en) * | 2010-12-17 | 2018-01-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths |
| CA2819627C (en) * | 2010-12-17 | 2016-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for zonal isolation and flow control |
| BR112013013146B1 (pt) * | 2010-12-17 | 2020-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | obturador para empacotamento de cascalho em canal de fluxo alternativo e método para completamento de um poço |
| US20130284436A1 (en) | 2010-12-22 | 2013-10-31 | Shell Internationale Research Maatschappij | Method of providing an annular seal, and wellbore system |
| WO2012084890A1 (en) | 2010-12-22 | 2012-06-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for providing an annular seal |
| US9707739B2 (en) | 2011-07-22 | 2017-07-18 | Baker Hughes Incorporated | Intermetallic metallic composite, method of manufacture thereof and articles comprising the same |
| US9090956B2 (en) | 2011-08-30 | 2015-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Aluminum alloy powder metal compact |
| US9587459B2 (en) | 2011-12-23 | 2017-03-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole isolation methods and apparatus therefor |
| US9010416B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Tubular anchoring system and a seat for use in the same |
| US9010417B2 (en) | 2012-02-09 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore |
| GB2500044B (en) * | 2012-03-08 | 2018-01-17 | Weatherford Tech Holdings Llc | Selective fracturing system |
| WO2013159007A1 (en) * | 2012-04-20 | 2013-10-24 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Systems and methods for injection and production from a single wellbore |
| US9359856B2 (en) * | 2012-04-23 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Swellable packer in hookup nipple |
| US9605508B2 (en) * | 2012-05-08 | 2017-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable and conformable metallic seal, and method of making the same |
| WO2013187878A1 (en) | 2012-06-11 | 2013-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube connection assembly and method |
| AU2012382457B2 (en) * | 2012-06-11 | 2016-05-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube connection and distribution assembly and method |
| CA3034139C (en) * | 2012-07-25 | 2020-07-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Flow restrictor for restricting fluid flow in an annulus |
| CN102758599A (zh) * | 2012-08-03 | 2012-10-31 | 中国海洋石油总公司 | 一种筛管完井水平井分采合采管柱及其开采方法 |
| MY191667A (en) * | 2012-10-18 | 2022-07-06 | Halliburton Energy Services Inc | Gravel packing apparatus having a jumper tube protection assembly |
| US8807205B2 (en) | 2012-10-19 | 2014-08-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having a rotatable slurry delivery subassembly |
| MY191876A (en) | 2012-10-26 | 2022-07-18 | Exxonmobil Upstream Res Co | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| WO2014066071A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole flow control, joint assembly and method |
| US9394765B2 (en) | 2012-12-07 | 2016-07-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having locking jumper tubes |
| SG11201503116QA (en) * | 2012-12-07 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services Inc | Gravel packing apparatus having locking jumper tubes |
| WO2014105288A1 (en) | 2012-12-27 | 2014-07-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for isolating fluid flow in an open hole completion |
| WO2014113029A1 (en) * | 2013-01-20 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable well screens with slurry delivery shunt conduits |
| AU2013377040B2 (en) * | 2013-01-31 | 2016-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spring clips for tubular connection |
| US10415342B2 (en) | 2013-02-06 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | High flow area swellable cementing packer |
| US10364652B2 (en) * | 2013-03-01 | 2019-07-30 | Halluburton Energy Services, Inc. | Misalignment in coupling shunt tubes of well screen assemblies |
| US9580999B2 (en) | 2013-05-20 | 2017-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having a jumper tube protection assembly |
| CN105283625B (zh) * | 2013-06-06 | 2017-12-26 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于抑制水化的跨接线构造 |
| AU2014293014B2 (en) * | 2013-07-25 | 2018-05-17 | Schlumberger Technology B.V. | Sand control system and methodology |
| US9567833B2 (en) | 2013-08-20 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control assemblies including flow rate regulators |
| US9428997B2 (en) | 2013-09-10 | 2016-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multi-zone bypass packer assembly for gravel packing boreholes |
| WO2015038265A2 (en) | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| 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 |
| US9752417B2 (en) | 2013-11-14 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having optimized fluid handling |
| WO2015072990A1 (en) * | 2013-11-14 | 2015-05-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having optimized fluid handling |
| US9771780B2 (en) | 2014-01-14 | 2017-09-26 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for forming gravel packs |
| GB201401066D0 (en) | 2014-01-22 | 2014-03-05 | Weatherford Uk Ltd | Improvements in and relating to screens |
| US11167343B2 (en) | 2014-02-21 | 2021-11-09 | Terves, Llc | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| US10865465B2 (en) | 2017-07-27 | 2020-12-15 | Terves, Llc | Degradable metal matrix composite |
| US10689740B2 (en) | 2014-04-18 | 2020-06-23 | Terves, LLCq | Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools |
| CA2936851A1 (en) | 2014-02-21 | 2015-08-27 | Terves, Inc. | Fluid activated disintegrating metal system |
| US9637999B2 (en) | 2014-03-18 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Isolation packer with automatically closing alternate path passages |
| US10060198B2 (en) | 2014-03-18 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Isolation packer with automatically closing alternate path passages |
| US9670756B2 (en) | 2014-04-08 | 2017-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| WO2015168126A1 (en) | 2014-04-28 | 2015-11-05 | Schlumberger Canada Limited | Valve for gravel packing a wellbore |
| GB2526297A (en) * | 2014-05-20 | 2015-11-25 | Maersk Olie & Gas | Method for stimulation of the near-wellbore reservoir of a wellbore |
| US10385660B2 (en) * | 2014-06-23 | 2019-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel pack sealing assembly |
| US20160024894A1 (en) * | 2014-07-23 | 2016-01-28 | Meta Downhole Limited | Completion System |
| CA2908009C (en) | 2014-10-09 | 2018-05-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Enhanced erosion resistant wire shapes |
| CA2911877A1 (en) * | 2014-11-14 | 2016-05-14 | Devon Nec Corporation | Method and apparatus for characterizing sand control inserts |
| US10378303B2 (en) | 2015-03-05 | 2019-08-13 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole tool and method of forming the same |
| WO2016182575A1 (en) | 2015-05-14 | 2016-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole switching of wellbore logging tools |
| US20170044880A1 (en) | 2015-08-10 | 2017-02-16 | Charles S. Yeh | Hybrid Sand Control Systems and Methods for Completing a Wellbore with Sand Control |
| RU2625126C1 (ru) * | 2016-06-24 | 2017-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ испытания скважины в открытом стволе |
| EP3266977A1 (en) * | 2016-07-07 | 2018-01-10 | Welltec A/S | Annular barrier with shunt tube |
| GB2587283B (en) * | 2016-09-15 | 2021-08-04 | Weatherford Uk Ltd | Apparatus and methods for use in wellbore packing |
| GB2553823B (en) | 2016-09-15 | 2021-01-20 | Weatherford Uk Ltd | Apparatus and methods for use in wellbore packing |
| US11143002B2 (en) | 2017-02-02 | 2021-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool for gravel packing a wellbore |
| US10738600B2 (en) * | 2017-05-19 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | One run reservoir evaluation and stimulation while drilling |
| US10920526B2 (en) | 2017-06-07 | 2021-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole interventionless tools, systems, and methods for setting packers |
| GB2577830B (en) | 2017-07-21 | 2022-04-20 | Halliburton Energy Services Inc | Annular bypass packer |
| US10544644B2 (en) | 2017-08-07 | 2020-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus with crossover assembly to control flow within a well |
| RU2720207C1 (ru) * | 2018-06-22 | 2020-04-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многошунтовый узел давления для гравийной набивки |
| US11536117B2 (en) | 2018-10-08 | 2022-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Monitoring fluid characteristics downhole |
| WO2020142076A1 (en) * | 2018-12-31 | 2020-07-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube system for gravel packing operations |
| US11506042B2 (en) | 2019-12-13 | 2022-11-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole production fluid fractionation system |
| US12078036B2 (en) | 2020-04-08 | 2024-09-03 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip wellbore completion system |
| US12006800B2 (en) | 2020-04-21 | 2024-06-11 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Screen assembly having permeable handling area |
| US11473397B2 (en) | 2020-07-09 | 2022-10-18 | Saudi Arabian Oil Company | Cementing across loss circulation zones utilizing a smart drillable cement stinger |
| GB2603587B (en) * | 2020-11-19 | 2023-03-08 | Schlumberger Technology Bv | Multi-zone sand screen with alternate path functionality |
| RU2762275C1 (ru) * | 2021-03-16 | 2021-12-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | Пакер для крепления хвостовиков в скважинах |
| CN114382455B (zh) * | 2022-01-12 | 2023-10-03 | 北京科源博慧技术发展有限公司 | 一种页岩气水平井重复压裂方法 |
| CN114198041A (zh) * | 2022-01-13 | 2022-03-18 | 濮阳博瑞特石油工程技术有限公司 | 全通径机械防砂用井筒修复装置 |
| 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 |
|---|---|---|---|---|
| US5909774A (en) * | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| US6059032A (en) * | 1997-12-10 | 2000-05-09 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for treating long formation intervals |
| US20030000700A1 (en) * | 2001-06-28 | 2003-01-02 | Hailey Travis T. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6817410B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
Family Cites Families (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3963076A (en) | 1975-03-07 | 1976-06-15 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for gravel packing well bores |
| US4401158A (en) | 1980-07-21 | 1983-08-30 | Baker International Corporation | One trip multi-zone gravel packing apparatus |
| JPS611715A (ja) | 1984-06-13 | 1986-01-07 | Takenaka Komuten Co Ltd | 還元井工法 |
| US5343949A (en) | 1992-09-10 | 1994-09-06 | Halliburton Company | Isolation washpipe for earth well completions and method for use in gravel packing a well |
| US5309988A (en) | 1992-11-20 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Electromechanical shifter apparatus for subsurface well flow control |
| US5350018A (en) | 1993-10-07 | 1994-09-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Well treating system with pressure readout at surface and method |
| US5419394A (en) * | 1993-11-22 | 1995-05-30 | Mobil Oil Corporation | Tools for delivering fluid to spaced levels in a wellbore |
| 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 |
| 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 |
| US5806596A (en) * | 1996-11-26 | 1998-09-15 | Baker Hughes Incorporated | One-trip whipstock setting and squeezing method |
| US5803177A (en) | 1996-12-11 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services | Well treatment fluid placement tool and methods |
| US5868200A (en) | 1997-04-17 | 1999-02-09 | Mobil Oil Corporation | Alternate-path well screen having protected shunt connection |
| US5971070A (en) * | 1997-08-27 | 1999-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods |
| US6003600A (en) | 1997-10-16 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| NO310585B1 (no) | 1998-03-25 | 2001-07-23 | Reslink As | Rörkopling for sammenkopling av dobbeltveggete rör |
| US6277303B1 (en) * | 1998-07-10 | 2001-08-21 | Pirelli Cable Corporation | Conductive polymer composite materials and methods of making same |
| US6227303B1 (en) | 1999-04-13 | 2001-05-08 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6446729B1 (en) | 1999-10-18 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
| US6298916B1 (en) | 1999-12-17 | 2001-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits |
| US7100690B2 (en) * | 2000-07-13 | 2006-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated sensor and method for use of same |
| US20030216263A1 (en) * | 2000-08-30 | 2003-11-20 | Tibbles Raymond J. | Fluids and techniques for hydrocarbon well completion |
| AU2001292847A1 (en) * | 2000-09-20 | 2002-04-02 | Sofitech N.V. | Method for gravel packing open holes above fracturing pressure |
| US6543545B1 (en) | 2000-10-27 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
| 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 |
| US6588506B2 (en) | 2001-05-25 | 2003-07-08 | Exxonmobil Corporation | Method and apparatus for gravel packing a well |
| 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 |
| US6516882B2 (en) | 2001-07-16 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6830104B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
| US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
| US6932156B2 (en) | 2002-06-21 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method for selectively treating two producing intervals in a single trip |
| 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 |
| US6814144B2 (en) | 2002-11-18 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well treating process and system |
| US20040140089A1 (en) | 2003-01-21 | 2004-07-22 | Terje Gunneroed | Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold |
| US6978840B2 (en) * | 2003-02-05 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production |
| UA83655C2 (ru) | 2003-02-26 | 2008-08-11 | Ексонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ бурения и окончания скважин |
| US20050028977A1 (en) | 2003-08-06 | 2005-02-10 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US20050039917A1 (en) | 2003-08-20 | 2005-02-24 | Hailey Travis T. | Isolation packer inflated by a fluid filtered from a gravel laden slurry |
| 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 |
| CA2496649A1 (en) | 2004-02-11 | 2005-08-11 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
| EA013376B1 (ru) * | 2006-02-03 | 2010-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ эксплуатации скважины |
-
2006
- 2006-12-15 EA EA200870228A patent/EA013376B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-15 WO PCT/US2006/047993 patent/WO2007092082A2/en active Application Filing
- 2006-12-15 US US12/086,572 patent/US8215406B2/en active Active
- 2006-12-15 AU AU2006337614A patent/AU2006337614B2/en active Active
- 2006-12-15 BR BRPI0621246A patent/BRPI0621246C8/pt active IP Right Grant
- 2006-12-15 EP EP06839403.0A patent/EP1987225B1/en active Active
- 2006-12-15 EA EA200870227A patent/EA013937B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-15 EP EP06839405.5A patent/EP2016257B1/en active Active
- 2006-12-15 CA CA2637040A patent/CA2637040C/en active Active
- 2006-12-15 BR BRPI0621253-0A patent/BRPI0621253B1/pt active IP Right Grant
- 2006-12-15 MX MX2008009797A patent/MX2008009797A/es active IP Right Grant
- 2006-12-15 CA CA2637301A patent/CA2637301C/en active Active
- 2006-12-15 WO PCT/US2006/047997 patent/WO2007092083A2/en active Application Filing
- 2006-12-15 US US12/086,577 patent/US8517098B2/en active Active
- 2006-12-15 AU AU2006337613A patent/AU2006337613B2/en active Active
-
2007
- 2007-01-18 MY MYPI20070087A patent/MY149981A/en unknown
- 2007-02-02 MY MYPI20070158 patent/MY151677A/en unknown
-
2008
- 2008-07-28 NO NO20083323A patent/NO343368B1/no unknown
- 2008-07-28 NO NO20083322A patent/NO343750B1/no unknown
-
2012
- 2012-05-31 US US13/485,571 patent/US8403062B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5909774A (en) * | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| US6059032A (en) * | 1997-12-10 | 2000-05-09 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for treating long formation intervals |
| US6817410B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US20030000700A1 (en) * | 2001-06-28 | 2003-01-02 | Hailey Travis T. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013376B1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| EP3464807B1 (en) | Method to manipulate a well using an overbalanced pressure container | |
| US7984760B2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
| EP3748119B1 (en) | Managed pressure cementing | |
| US6601646B2 (en) | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore | |
| EA030438B1 (ru) | Скважинное устройство и способ изоляции зон и регулирования дебита | |
| EA026663B1 (ru) | Скважинное устройство и способы заканчивания, эксплуатации и нагнетания в скважинах с несколькими продуктивными интервалами | |
| MX2013006301A (es) | Filtro para filtracion con grava de canal de flujo alternativo y metodo para completar un sondeo. | |
| CN101375015B (zh) | 操作井的方法 | |
| US20030183386A1 (en) | Transition member for maintaining fluid slurry velocity therethrough and method for use of same | |
| EP3080387A1 (en) | Downhole completion system and method | |
| MX2008009796A (en) | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection | |
| BRPI0621246B1 (pt) | Method for operating a well |
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 |