EA013587B1 - Устройство и способ регулирования профиля потока для добывающих и нагнетательных скважин - Google Patents
Устройство и способ регулирования профиля потока для добывающих и нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA013587B1 EA013587B1 EA200870081A EA200870081A EA013587B1 EA 013587 B1 EA013587 B1 EA 013587B1 EA 200870081 A EA200870081 A EA 200870081A EA 200870081 A EA200870081 A EA 200870081A EA 013587 B1 EA013587 B1 EA 013587B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tubular part
- longitudinal section
- sand
- production
- wellbore
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 137
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 42
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 164
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 25
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 16
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 15
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 5
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 5
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 5
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 3
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical compound C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B43/08—Screens or liners
- E21B43/086—Screens with preformed openings, e.g. slotted liners
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Раскрыты система и способ добычи углеводородов. Система включает в себя первую трубчатую деталь, имеющую непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию. Проницаемая продольная секция имеет первое множество отверстий между первым центральным отверстием и наружной областью первой трубчатой детали. Система также включает в себя вторую трубчатую деталь, по меньшей мере, частично заключающую в себе первую трубчатую деталь. Вторая трубчатая деталь имеет непроницаемую продольную секцию, установленную рядом с проницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемую продольную секцию, установленную рядом с непроницаемой продольной секцией первой трубчатой детали и отделенную от проницаемой продольной секции первой трубчатой детали выбранным расстоянием в продольном направлении. Проницаемая продольная секция второй трубчатой детали, имеющая второе множество отверстий между вторым центральным отверстием и наружной областью второй трубчатой детали, пропускает частицы некоторого размера. Система также выполнена с возможностью добычи углеводородов посредством первой трубчатой детали.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к устройству и способу для использования в стволах скважин. Более конкретно, это изобретение относится к скважинному устройству и способу добычи углеводородов и регулирования выноса песка.
Предшествующий уровень техники
Данный раздел описания предназначен для ознакомления читателя с различными аспектами известного уровня техники, связанными с примерами вариантов осуществления настоящего изобретения, описанными ниже и/или включенными в формулу изобретения. Данное описание будет полезным для предоставления читателю информации для облегчения понимания специфических технологий настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что эти утверждения надо читать именно с таким подходом, а не как признание фактов предшествующего уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, осуществляется многие годы. Для добычи углеводородов в системах добычи могут использоваться различные устройства, такие как устройства противодействия выносу песка и другие инструменты для выполнения специальных задач внутри скважины. Обычно эти устройства размещаются в стволе скважины, заканчиваемой с обсаженным или не обсаженным стволом. При заканчивании с обсаженным стволом в ствол скважины устанавливается обсадная колонна, и в обсадной колонне выполняются перфорационные каналы в подземный пласт для создания пути потока пластовой текучей среды, такой как углеводороды, в ствол скважины. Альтернативно, при заканчивании с необсаженным стволом эксплуатационная колонна помещается внутрь ствола скважины без обсадной колонны. Пластовая текучая среда проходит через кольцевое пространство между подземным пластом и эксплуатационной колонной для вхождения в эксплуатационную колонну.
При добыче текучей среды из подземных пластов, особенно слабо консолидированных пластов, или пластов, ослабленных увеличением забойного давления вследствие проходки ствола скважины и удаления текучей среды, возможным становится вынос твердого материала (например, песка) вместе с поступлением пластовой текучей среды. В некоторых случаях из пластов могут поступать углеводороды без песка, пока не начнется поступление воды. С началом поступления воды эти пласты обрушаются или теряют работоспособность вследствие увеличенного гидродинамического сопротивления (вода, в общем, имеет более высокую вязкость, чем нефть или газ) и/или растворения материалов, связывающих зерна песка друг с другом.
Обычно в результате выноса песка/твердых частиц и поступления воды возникает несколько проблем. Эти проблемы включают в себя потерю продуктивности, повреждение оборудования и/или увеличение расходов на обработку, транспортировку и утилизацию отходов. Например, результатом выноса песка/твердых частиц может быть закупоривание или ограничение путей потока и уменьшенная продуктивность. Вынос песка/твердых частиц может также вызвать серьезное эрозионное повреждение оборудования, которое может создать проблемы в управлении скважиной. При выносе на поверхность песок удаляется из потока добычи и должен утилизироваться надлежащим образом, что увеличивает эксплуатационные затраты скважины. Поступление воды также уменьшает продуктивность. Например, поскольку вода тяжелее углеводородной текучей среды, требуется большее давление для перемещения ее к устью скважины и из скважины. То есть, чем больше поступление воды, тем создается меньшее давление для перемещения углеводородов, таких как нефть. Вдобавок, вода обладает коррозионной способностью и может вызывать серьезное повреждение оборудования без надлежащей обработки. Аналогично песку, вода также должна удаляться из потока продукции и утилизироваться надлежащим образом.
Вынос песка/твердых частиц и поступление воды может дополнительно усугубляться в скважинах с несколькими различными интервалами заканчивания, где прочность пластов в разных зонах может варьироваться. Поскольку оценка прочности пласта является сложной, возможности прогнозирования времени начала выноса песка и поступления воды ограничены. Во многих ситуациях ведется одновременная добыча из нескольких коллекторов для минимизации инвестиционного риска и максимизации экономической выгоды. В частности, в скважинах с различными интервалами и запасами на пределе рентабельности может вестись одновременная добыча из нескольких коллекторов для уменьшения экономического риска. Одним из рисков при таком варианте практического применения может быть то, что вынос песка из скважины или прорыв воды в любой из зон добычи может представлять угрозу для оставшихся запасов в других интервалах заканчивания.
Хотя могут использоваться обычные технологии предотвращения выноса песка, дистанционного управления и геотехнических мероприятий, эти подходы часто увеличивают стоимость разработки запасов, находящихся на пределе рентабельности выше предела экономической целесообразности. Поэтому простая альтернатива с более низкой стоимостью может быть целесообразна для понижения порога экономической целесообразности для запасов на пределе рентабельности и улучшения экономической отдачи для практического применения при некоторых более крупных запасах. Соответственно, существует необходимость в устройстве, используемом в заканчивании скважин, которое создает механизм регулирования выноса песка и поступления воды в ствол скважины, и при этом учитывающем ограничения по габаритным размерам.
Другие известные решения раскрыты, по меньшей мере, в патентах США № 5722490, 6125932,
- 1 013587
4064938, 5355949, 5896928, 6622794, 6619397 и международной патентной заявке РСТ/И8 2004/01599. Дополнительная информация может быть также найдена в серии монографий 8РЕ РепЬЬеПу & 8йаидиекку - 8аиб Соп1го1, Ι8ΒΝ 1-55563-041-3 (2002); Вепие! е! а1., Эек1ди Ме1Ьобо1оду Гог 8е1ес!юи оГ Ηοτίζοηίαΐ Ореи-Но1е 8апб Сои!го1 Сотр1е!юик 8иррог1еб Ьу Р1е1б Саке НМолек, 8РЕ 65140 (2000); ΤίΓΓίη е! а1., №\ν СгНела Гог Стауе1 аиб 8стееи 8е1ес!юи Гог 8аиб Сои!го1, 8РЕ 39437 (1998); \Уопд С.К. е! а1., Эек^о. Ехесибоп, аиб Еуа1иабои оГ Ртас аиб Раск (Р&Р) Тгеа!теи!к ш Иисоико11ба!еб 8аиб Роттабоик ш 111е Си1Г оГ Мех1со, 8РЕ 26563 (1993); Ка1кет Т.М.У. е! а1., 1пГ1о\у Лиа1ук1к аиб Орί^т^ζа!^οи оГ 81о11еб Ьтетк, 8РЕ 80145 (2002) и И1а Таид е!. а1., РегГогтаисе оГ Ηο^^ζοиίа1 ^е11к Сотр1е!еб \νί11ι 81о11еб Ьтетк аиб РегГога!юик, 8РЕ 65516 (2000).
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления изобретения создана система для добычи углеводородов, содержащая первую трубчатую деталь и вторую трубчатую деталь, по меньшей мере, частично заключающую в себе первую трубчатую деталь, установленные в стволе скважины (т.е. в подземной среде). Первая трубчатая деталь имеет непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, при этом проницаемая продольная секция имеет первое множество отверстий между первым центральным каналом и наружной областью первой трубчатой детали. Вторая трубчатая деталь включает в себя непроницаемую продольную секцию, по существу, радиально выровненную с проницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемую продольную секцию, по существу, радиально выровненную с непроницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемая продольная секция второй трубчатой детали отделена от проницаемой продольной секции первой трубчатой детали специально подобранным расстоянием в продольном направлении. Это расстояние рассчитано на основе геометрии ствола скважины, свойств текучей среды и песка скважинной среды. Также проницаемая продольная секция второй трубчатой детали имеет второе множество отверстий между внутренней областью второй трубчатой детали и наружной областью второй трубчатой детали для прохождения частиц фиксированного размера. Система создает путь потока углеводородов через первую трубчатую деталь.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения создана система для добычи углеводородов. Система включает в себя ствол скважины для добычи углеводородов из подземного коллектора, эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, установленную внутри скважины, перфорированную основную трубу, соединенную с эксплуатационной колонной и установленную в стволе скважины рядом с подземным коллектором, и трубчатую деталь, по меньшей мере, частично заключающую в себе перфорированную основную трубу. Перфорированная основная труба включает в себя непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, при этом проницаемая продольная секция имеет множество щелей между центральным каналом перфорированной основной трубы и наружной областью перфорированной основной трубы. Трубчатая деталь включает в себя непроницаемую продольную секцию, установленную рядом с проницаемой продольной секцией перфорированной основной трубы, и проницаемую продольную секцию трубчатой детали, имеющую множество отверстий между внутренней областью и наружной областью трубчатой детали для прохождения частиц некоторых размеров. Дополнительно, проницаемая продольная секция трубчатой детали установлена рядом с непроницаемой продольной секцией перфорированной основной трубы и проницаемая продольная секция трубчатой детали отделена от проницаемой продольной секции перфорированной основной трубы специально подобранным расстоянием в продольном направлении, которое рассчитывается на основе геометрии ствола скважины, свойств текучей среды и песка ствола скважины. Система может быть предназначена для добычи углеводородов через перфорированную основную трубу.
В другом варианте осуществления изобретения раскрыт способ добычи, включающий в себя следующие стадии: определение геометрии, свойств текучей среды и песка среды ствола скважины и расчет указанного выше расстояния в продольном направлении на основе измеренных свойств, обеспечение первой трубчатой детали, содержащей непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, которая обеспечивает прохождение текучей среды между первым центральным каналом и наружной областью первой трубчатой детали, обеспечение второй трубчатой детали, по меньшей мере, частично заключающей в себе первую трубчатую деталь и содержащей непроницаемую продольную секцию второй трубчатой детали, установленную рядом с проницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемую продольную секцию для прохождения текучей среды и песчаных частиц между вторым центральным каналом и наружной областью и проницаемой продольной секцией второй трубчатой детали, и установку непроницаемой продольной секции первой трубчатой детали рядом с проницаемой продольной секцией второй трубчатой детали, при этом проницаемая продольная секция первой трубчатой детали отделена от проницаемой продольной секцией второй трубчатой детали специально подобранным расстоянием в продольном направлении. Способ может включать в себя добычу углеводородов через первую трубчатую деталь.
В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения создана система для добычи углеводородов. Система включает в себя первую трубчатую деталь и вторую трубчатую деталь, по меньшей мере, частично заключающую в себе первую трубчатую деталь. Первая трубчатая деталь имеет непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, имеющую первое множество
- 2 013587 отверстий между первым центральным каналом и наружной областью первой трубчатой детали. Вторая трубчатая деталь включает в себя непроницаемую продольную секцию, по существу, радиально выровненную с проницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемую продольную секцию, по существу, радиально выровненную с непроницаемой продольной секцией первой трубчатой детали. Проницаемая продольная секция второй трубчатой детали имеет второе множество отверстий между внутренней областью и наружной областью второй трубчатой детали для прохождения через отверстия частиц фиксированного размера. Дополнительно, множество осевых перегородок располагается между первой и второй трубчатой деталью для формирования между ними множества камер. Система создает путь потока углеводородов через первую трубчатую деталь.
Краткое описание чертежей
Упомянутые выше и другие преимущества настоящего изобретения станут очевидными из следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 показывает вариант системы добычи углеводородов согласно настоящему изобретению;
фиг. 2Л-2С показывают варианты осуществления частей устройства контроля песка, используемого в системе, показанной на фиг. 1;
фиг. 3Ά-3Ό показывают варианты осуществления отсека устройства контроля песка в стволе скважины, показанном на фиг. 1;
фиг. 4 показывает вариант осуществления устройств контроля песка в скважине с необсаженным стволом и несколькими зонами добычи;
фиг. 5 показывает вариант осуществления устройств контроля песка в скважине с обсаженным стволом и несколькими зонами добычи;
фиг. 6 показывает вариант осуществления устройств контроля песка в скважине с необсаженным стволом и несколькими зонами добычи.
Подробное описание изобретения
В следующем подробном описании описываются предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения. Однако, несмотря на то, что следующее описание раскрывает конкретные варианты осуществления или конкретное использование настоящего изобретения, оно является иллюстративным и приводит описание только примеров осуществления изобретения.
Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а, напротив, изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в реальный объем прилагаемой формулы изобретения.
Настоящее изобретение раскрывает устройство и способ контроля песка, которые могут использоваться в системе для добычи для увеличения добычи углеводородов из скважины и/или увеличения нагнетания жидких сред или газов в скважину. По настоящей технологии устройство противодействия выносу песка выполняется с возможностью использования извилистых путей и поддержания формирования песчаных мостов для закупоривания относительно длинных линейных каналов, проходов или отсеков внутри устройства противодействия выносу песка. Соответственно, когда выносится песок, формируются песчаные мосты для закупоривания секций скважины для блокирования потока песка и воды в скважину из интервалов или зон выноса песка пласта. В то время как, в общем, закупоривание рассматривается в качестве проблемы при других подходах к противодействию выносу песка, настоящее изобретение поддерживает регулируемое закупоривание для интервалов скважины с поступлением воды. Фактически, закупоривающее действие настоящей технологии может использоваться для закупоривания интервалов выноса песка (с водой или без воды), предохраняя добычу углеводородов в других интервалах в скважине. Таким образом, настоящая технология использует отсеки в корпусе устройства или сравнительно большие отсеки в эксплуатационной обсадной колонне для создания песчаных мостов при поступлении воды.
На фиг. 1 показан вариант системы 100 для добычи углеводородов согласно настоящему изобретению. В системе 100 добычи плавучая добывающая платформа 102 соединена с морской донной фонтанной арматурой 104, размещенной на морском дне 106. Через арматуру 104 обеспечивается доступ с плавучей добывающей платформы 102 к одному или нескольким подземным пластам, таким как подземный пласт 107, который может включать в себя несколько интервалов, или зон 108а-108п добычи, где п является любым целым числом, имеющих углеводороды, такие как нефть или газ. Выгодным является использование устройств 138а-138п контроля песка для увеличения добычи углеводородов в интервалах 108а-108п добычи. При этом следует заметить, что система 100 добычи показана для примера и настоящая технология может быть полезной для добычи или нагнетания текучей среды с любой подводной площадки, платформы или наземной площадки.
Плавучая добывающая платформа 102 выполнена с возможностью мониторинга и добычи углеводородов в интервалах 108а-108п добычи подземного пласта 107. Плавучая добывающая платформа 102 может быть судном, способным управлять добычей текучей среды, такой как углеводороды, из подводных скважин. Эта текучая среда может храниться на плавучей добывающей платформе 102 и/или подаваться на танкеры (не показаны). Для осуществления доступа к интервалам 108а-108п добычи плавучая
- 3 013587 добывающая платформа 102 соединена с морской донной фонтанной арматурой 104 и регулирующей задвижкой 110 посредством гибкого подводного кабеля-трубопровода 112 управления. Гибкий подводный кабель-трубопровод 112 управления может функционально соединяться с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой для подачи углеводородов от морской донной фонтанной арматуры 104 на плавучую добывающую платформу 102, трубой управления гидравлических или электрических устройств и кабелем управления для осуществления связи с другими устройствами внутри ствола 114 скважины.
Для осуществления доступа к интервалам 108а-108п добычи ствол 114 скважины проходит через морское дно 106 на глубину, на которой стыкуется с интервалами 108а-108п добычи на различных интервалах внутри ствола 114 скважины. Интервалы 108а-108п добычи, которые вместе составляют интервал 108 добычи, могут включать в себя различные слои или интервалы породы, имеющие или не имеющие углеводороды и относящиеся к зонам. Морская донная фонтанная арматура 104, установленная над стволом 114 скважины на морском дне 106, создает стыковочное устройство между устройствами внутри ствола 114 скважины и плавучей добывающей платформой 102. Соответственно, морская донная фонтанная арматура 104 может соединяться с колонной 128 эксплуатационных насосно-компрессорных труб для обеспечения пути потока текучей среды и кабелем управления (не показан) для создания линий связи, которые могут стыковаться с гибким подводным кабелем-трубопроводом 112 управления на морской донной фонтанной арматуре 104.
В стволе 114 скважины система 100 добычи может также включать в себя различное оборудование для осуществления доступа к интервалам 108а-108п добычи. Например, может устанавливаться обсадная колонна 124 кондуктора от морского дна 106 до точки выбранной глубины под морским дном. В обсадной колонне 124 кондуктора расположена 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 могут цементироваться в закрепленном положении в стволе 114 скважины для дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри обсадных колонн 124 и 126 может располагаться колонна 128 эксплуатационных насосно-компрессорных труб для создания пути потока через ствол 114 скважины углеводородов и другой текучей среды. На этом пути потока может использоваться подземный предохранительный клапан 132 для блокирования потока текучей среды из колонны 128 в случае обрыва или поломки над подземным предохранительным клапаном 132. Дополнительно могут использоваться пакеры 134а-134п для изоляции конкретных зон внутри кольцевого пространства в стволе скважины друг от друга. Пакеры 134а-134п могут включать в себя наружные пакеры обсадной колонны, такие как &ете11Раскег (ΕΖ \Уе11 §о1ийоп8), МРа8®Раскет (Вакег 011 Тоок) или любой другой подходящий пакер для скважин с необсаженным или обсаженным стволом, по необходимости.
Дополнительно к упомянутому выше оборудованию другие устройства или инструменты, такие как устройства 138а-138п контроля песка, могут использоваться для регулирования потока частиц в колонну 128 эксплуатационных насосно-компрессорных труб. Устройства 138а-138п могут включать в себя щелевые фильтры, автономные фильтры, набивные фильтры, фильтры с проволочной обмоткой, мембранные фильтры, расширяемые фильтры и/или сетчатые фильтры. Для примера в данном документе раскрыто устройство 138 контроля песка в скважине с щелевой основной трубой и перфорированным кожухом, показанное ниже на фигурах 2Л-2О. Устройства 138 могут регулировать поток углеводородов из интервалов 108 добычи к колонне 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы.
Как отмечалось выше, многие скважины имеют несколько интервалов заканчивания с варьирующейся прочностью пласта при переходе от одного интервала к другому. Поскольку оценка прочности пласта является наукой неточной, возможности прогнозирования начала выноса песка и/или поступления воды являются ограниченными. Дополнительно, во многих скважинах одновременная добыча из нескольких интервалов 108а-108п добычи может быть предпочтительной для минимизирования инвестиционного риска и максимизации экономических выгод, что особенно правильно для экономически граничных запасов. Главным риском в этих вариантах практического применения является то, что обрушение песка и/или прорыв воды угрожает оставшимся запасам скважины.
Для разрешения этих проблем обычно применяются способы контроля песка и воды. Например, обычные способы включают в себя автономные фильтры (также известные как фильтры природного песка), гравийные фильтры, фильтры гидроразрыва пласта с применением проппанта и расширяемые фильтры. Эти способы ограничивают вынос песка без увеличения сопротивления добываемой текучей среде, такой как углеводороды. Сами по себе эти способы противодействия выносу песка, по существу, не ограничивают поступление воды. Дополнительные обычные способы противодействия поступлению воды включают в себя нагнетание цемента, мостовые пробки, компоновки разобщающих пакеров и/или выдвижные трубы и ремонтные накладки. Вдобавок, некоторые другие скважины могут включать в себя способы изоляции, такие как выборочная обработка пласта для интенсификации потока, модификаторы фазовой проницаемости, обработка гелями и/или обработки смолами. В общем, эти способы являются дорогостоящими и используются в геотехнических мероприятиях высокого риска после начала поступления воды.
- 4 013587
Несмотря на разнообразие других используемых способов, имеющаяся в наличии технология для противодействия комбинированному выносу песка и поступлению воды является, в общем, сложной и дорогой. Действительно, высокая стоимость обычного контроля песка, технологий дистанционного управления и расходы на геотехнические мероприятия, которые используются для разрешения проблем выноса песка, и поступления воды часто поднимает стоимость проектов с экономически граничными запасами за пределы ограничений для данного месторождения или скважины. Поэтому простая более дешевая альтернатива является целесообразной для понижения экономического порога для экономически граничных запасов и улучшения экономической отдачи для практического применения для некоторых более крупных запасов. Соответственно, пример устройства 138 контроля песка показан ниже более подробно на фигурах 2Л-2С.
На фиг. 2Л-2С показаны примеры вариантов осуществления участков устройств 138а-138п контроля песка, использующихся в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым вариантам. Соответственно, показанное на фиг. 2Л-2С наилучшим образом понимается совместно с фиг. 1. На фиг. 2Л-2С показаны различные примеры вариантов осуществления составляющих частей, таких как основная труба 202, осевые стержни 204а-204й и наружный кожух 206 устройства 138 контроля песка. Эти составляющие части используются для регулирования потока частиц и воды в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы.
На фиг. 2А и 2В показан вариант соединенных вместе основной трубы 202 и осевых стержней 204а-20411. Основная труба 202, которую можно отнести к трубе внутреннего потока или первой трубчатой детали, может быть секцией трубы, которая имеет центральный канал 208 и одно или несколько отверстий, таких как щели 210. Осевые стержни 204а-20411. которые могут размещаться продольно или, по существу, продольно вдоль основной трубы 202, соединяются с основной трубой 202 посредством сварки или аналогичной технологии. Например, стержни 204а-20411 могут прикрепляться к основной трубе 202 посредством сварки и/или крепиться концевыми крышками со сваркой. Основная труба 202 и осевые стержни 204а-20411 могут включать в себя углеродистую сталь или коррозионно-стойкий сплав в зависимости от стойкости к коррозии, требуемой для конкретного варианта практического применения, который может быть одинаковым с выбором материала для обычного практического применения в фильтрах. На фиг. 2В показан частичный вид поперечного сечения основной трубы 202 и осевых стержней 204а-20411 по линии АА как альтернатива изометрическому изображению.
Для создания противодействия выносу песка эти щели 210 предотвращают или ограничивают поток частиц, таких как песок, от прохождения между областью снаружи основной трубы 202 и центральным каналом 208, как рассматривается ниже более подробно. Щели 210 могут выполняться с возможностью предотвращения прохождения частиц некоторых размеров, таких как песок, между центральным каналом 208 и областью снаружи основной трубы 202. Например, щели 210 могут задаваться согласно статьям «Анализ потока и оптимизация щелевых хвостовиков» и «Показатели работы горизонтальных скважин и перфорационных каналов». Смотри Τ.Μ.ν. Ка18ет с1 а1., ΙηΠο\ν Λπαίνδίδ апб ΘρΙίιηίζαΙίοη οί 81ойеб Ьшега, 8РЕ 80145 (2002) и И1а Тапд е1. а1., РегГогшапсе οί Ηοπζοηΐηί \Уе115 Сошр1е1еб νίΐΗ 81ойеб Ьтега апб Ре^Гο^аι^οη5. 8РЕ 65516 (2000). Следует также заметить, что слой противодействия выносу песка на основной трубе 206 в других вариантах осуществления изобретения может представлять собой фильтр с проволочной обмоткой или фильтр сетчатого типа вместо щелей.
Дополнительно, как часть этой конфигурации, щели 210 могут располагаться группами вдоль различных продольных секций или участков основной трубы 202. Т.е. секции основной трубы, имеющие щели 210, могут относиться к проницаемым продольным секциям 212а-212с, в то время как закрытые секции или секции без щелей основной трубы 202 могут относиться к непроницаемым продольным секциям 214а-214Ь. Распределение этих секций 212а-212с и 214а-214Ь может варьироваться для создания различных путей потока в центральное отверстие канала 208, которое рассматривается дополнительно ниже.
На фиг. 2С и 2Ό показан наружный кожух, установленный вокруг основной трубы 202 и осевых стержней 204а-20411. Наружный кожух 206, который может относиться к трубе наружного потока, второй трубе и/или кожуху, может быть секцией трубы с отверстиями или перфорациями 218 вдоль длины наружного кожуха 206. Размер перфораций 218 может быть подобран так, чтобы минимизировать ограничения потока (т.е. размер подобран так, чтобы песок проходил через перфорации 218). Перфорации могут иметь форму круглых отверстий, овалов и/или, например, щелей.
Наружный кожух 206 может включать в себя углеродистую сталь или сплав с повышенной сопротивляемостью коррозии, как рассмотрено выше. На фиг. 2Ό показан вид поперечного сечения наружного кожуха 206 по линии ВВ, как альтернатива частичному изометрическому изображению.
Аналогично основной трубе 202 перфорации 218 могут располагаться группами вдоль различных участков наружного кожуха 206. Т.е. секции наружного кожуха 206, имеющие перфорации 218, могут относиться к проницаемым продольным секциям 220а-220Ь, в то время как секции без перфораций наружного кожуха 206 могут относиться к непроницаемым продольным секциям 222а-222с. Распределение этих секций 220а-220Ь и 222а-222с может варьироваться для создания различных путей потока в центральное отверстие канала 216, которое рассматривается дополнительно ниже.
- 5 013587
На фиг. 2Е и 2Е показан вариант осуществления изобретения с наружным кожухом 206, установленным вокруг основной трубы 202 и осевых стержней 204а-204й. Это соединение может выполняться с помощью сварки или другой сходной технологии, как указано выше. Например, наружный кожух 206 может надеваться на основную трубу 202 и осевые стержни 204а-204й, которые свариваются вместе. Затем концы наружного кожуха 206 могут крепиться к основной трубе 202 и осевым стержням 204а-20411 сваркой с концевыми крышками. Альтернативно, осевые стержни 204а-20411 могут крепиться: к наружному кожуху 206 и затем надвигаться на основную трубу 202, к которой также могут крепиться концевыми крышками. На фиг. 2Е показан вид поперечного сечения различных составляющих частей по линии СС как альтернатива частичному изометрическому изображению основной трубы 202, осевых стержней 204а-204й и наружного кожуха 206.
Как рассмотрено выше, секции 220а-220Ь и 222а-222с наружного кожуха 206 могут продольно совмещаться с конкретными секциями 212а-212с и 214а-214Ь основной трубы 202. Например, проницаемые продольные секции 220а-220Ь наружного кожуха 206 могут совмещаться с непроницаемыми продольными секциями 214а-214Ь основной трубы 202. Аналогично, непроницаемые продольные секции 222а-222с наружного кожуха 206 могут совмещаться с проницаемыми продольными секциями 212а-212с основной трубы 202. В этой конфигурации перфорации 218 в наружном кожухе 206 и щели 210 в основной трубе 202 могут отстоять друг от друга на выбранное расстояние, необходимое для отведения пути радиального потока через отверстия 216 в линейный путь потока вдоль оси основной трубы 202 между осевыми стержнями 204а-20411 в щели 210. Вблизи щелей 210 поток вновь отклоняется в радиальный путь потока через щели 210 в центральный канал 208. Расстояние линейного пути потока между перфорациями 218 и щелями 210 (т.е. конкретное продольное расстояние) выбирается с возможностью обеспечения необходимой степени закупоривания и изоляции устройства 138 контроля песка, которое рассматривается ниже.
На фигуре 20 показан вариант осуществления собранного устройства 138а контроля песка с концевыми крышками 230-232, установленными на основной трубе 202, осевых стержнях 204а-20411 и наружном кожухе 206. Каждая из концевых крышек 230-232, которые включают в себя секции 238а-238Ь горловины, может включать в себя один комплект резьбы 234-236, используемый для соединения устройства 138а контроля песка с другими устройствами противодействия выносу песка в скважину, секциями трубы и/или другими устройствами. Концевые крышки 230-232 могут соединяться с наружным кожухом 206, осевыми стержнями 204а-20411 и/или основной трубой 202 около областей 238а-238Ь горловины, которые включают в себя секции 240а-240Ь соответственно. В областях 238а-238Ь горловины концевые крышки 230-232, наружный кожух 206, осевые стержни 204а-20411 и основная труба 202 могут свариваться способом, аналогичным выполняемому для фильтра с проволочной обмоткой. Основная труба 202 может выступать за конец наружного кожуха 206 либо для обеспечения места трубного соединения для соединения секций устройств контроля песка или для соединения других устройств с устройством 138а контроля песка.
Предпочтительно с помощью создания щелей 210 и перфораций 218 в специально подобранных секциях основной трубы 202 и наружного кожуха 206 обеспечить сравнительно длинные пути потока для закупоривания каналов, сформированных между основной трубой 202, осевыми стержнями 204а-20411 и наружным кожухом 206, когда песок выносится из интервала добычи. В отличие от других подходов, которые используют концепции извилистого пути для увеличения сопротивления коррозии первичных устройств контроля песка и регулирования падения давления при заканчивании для уравновешивания профилей потока, настоящий вариант осуществления изобретения использует более длинные линейные пути потока для закупоривания отсека, а не короткие пути, которые могут не закупорить устройство предотвращения выноса песка в скважину, для предотвращения или ограничения потока текучей среды. Соответственно, извилистый путь потока, созданный расстоянием, разделяющим щели 210 и перфорации 218, используется для закупоривания протока и связанного с ним поступления воды для предохранения остающихся интервалов в скважине. Т.е. перфорации 218 наружного кожуха 206 просто используются для изменения пути потока, в то время как щели 210 являются устройством контроля песка, которое блокирует песок. Значит, настоящий вариант осуществления изобретения использует извилистый путь потока для создания механизма, который создает песчаные мосты для закупоривания пути потока в щелях 210.
Дополнительно настоящий вариант осуществления изобретения обеспечивает автоматизированный механизм для регулирования устройства контроля песка без геотехнических мероприятий пользователя, высоких расходов, рискованных геотехнических мероприятий, и не полагаясь на дорогостоящие датчики, для определения условий внутри стволу скважины. Как отмечалось выше, другие подходы используют механические или химические технологии, основанные на геотехнических мероприятиях пользователя для нового вхождения в ствол скважины, приведения в действие заранее установленных забойных устройств, установки отсекающих устройств (пробок, накладок и т.п.) или закачке некоторого химреагента для перекрывания нежелательного интервала поступления воды. Эти активные устройства являются сложными и дорогостоящими в применении. При этом устройство в соответствии с настоящим вариантом осуществления изобретения является пассивным отсекающим устройством. Фактически основная
- 6 013587 труба 202, осевые стержни 204а-204й и наружный кожух 206 в этом варианте осуществления изобретения даже не имеют перемещающихся частей. При этом закупоривание интервала ствола скважины, примыкающего к устройству контроля песка, выполняется автоматически без геотехнических мероприятий пользователя.
В качестве примера на фиг. 3Ά-3Ό показаны варианты осуществления настоящего изобретения в одном отсеке 300 устройства контроля песка, которое может быть устройством 138а контроля песка, внутри ствола 114 скважины, показанного на фиг. 1. Соответственно, показанное на фиг. 3А-3В можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 2А-2С. На фиг. 3А поток текучей среды показан вдоль пути 302 потока добычи. Как рассматривалось выше, между основной трубой 202 и наружным кожухом 206 формируется отсек. Посредством отнесения перфораций 208 от щелей 210 на специально подобранное расстояние 305, которое является выбранным расстоянием в продольном направлении, путь 302 потока добычи проходит радиально через перфорации 218. Затем путь 302 потока добычи проходит через отсек вдоль сравнительно длинного узкого пути через щели 210 основной трубы 202 в центральный канал 208 во внутреннем диаметре основной трубы. Из щелей 210 текучая среда проходит в центральный канал 208 и через колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы - на плавучую добывающую платформу 102.
Однако, когда происходит вынос песка, формируется песчаный мост 306 для блокирования пути 302 потока в отсек 300, как показано на фиг. 3В. На фиг. 3В песчаный мост 306 предотвращает прохождение текучей среды, такой как вода и углеводороды, и частиц, таких как песок, в центральный канал 208, сформированный во внутреннем диаметре основной трубы. В результате путь 302 потока становится закупоренным внутри отсека. Это блокирование пути 302 потока продолжается для заполнения отсека частицами, пока в отсеке не сформируется полный или частичный барьер для текучей среды и частиц. В некоторых вариантах практического применения, когда поступление воды дестабилизирует пласт и вызывает вынос песка, песчаный мост 306, созданный устройством 138а контроля песка, может ограничить или предотвратить дополнительный вынос песка и поступление воды внутри интервала ствола скважины, в котором установлено устройство 138а. Преимуществом является то, что этим ограничивается воздействие песка и воды на техническое состояние добычи на других интервалах, скважинах и объектах обустройства.
Расстояние 305 рассчитывается на основе геометрии, свойств текучей среды и свойств песка скважины с использованием обычных моделей потока текучей среды в пористой среде. В частности, расстояние 305 рассчитывается для получения нужного падения давления при данной интенсивности потока и создает достаточное сопротивление потоку текучей среды, когда отсек, по меньшей мере, частично заполнен песком. Расчет может основываться на обычно применяемых моделях/уравнениях для потока текучей среды в пористой среде. Некоторые из специфических параметров, которые могут использоваться для определения расстояния 305, могут включать в себя площадь поперечного сечения потока в камере, проницаемость закупоривающего материала (например, песка, заполняющего камеру) и свойств текучей среды (например, вязкость). Эти свойства могут являться известными величинами или теоретическими свойствами, известными по опыту, полученными экспериментально, данными со связанных скважинных площадок и из других источников.
Дополнительный аспект преимущества настоящего изобретения показан на фиг. 3С-3Э. На фиг. 3С показана осевая проекция одного варианта осуществления устройства 138а контроля песка, установленного на интервале 108а-108п добычи ствола 114 скважины. Поток из интервала 310 добычи может входить в одну из совокупности осевых камер 312а-31211. сформированных основной трубой 202, осевыми стержнями 204а-20411 и наружным кожухом 206. При этом, когда выносится песок, песчаный мост 306 формируется по меньшей мере в одной из совокупности осевых камер 312а-312й, чтобы предотвратить проникновение в центральный канал 208, сформированный во внутреннем диаметре основной трубы, текучей среды, такой как вода и углеводороды, и частиц, таких как песок. В результате путь 310 потока закупоривается внутри по меньшей мере одной осевой камеры, в то время как оставшиеся осевые камеры остаются открытыми для прохождения текучей среды, пока не заполнятся песком. Выгодным является то, что это предоставляет возможность более эффективного противодействия выносу песка и поступлению воды посредством блокировки только тех продольных и радиальных участков интервала добычи, в которых происходит вынос песка и поступление воды, предоставляя возможность притока углеводорода в специфических областях, где выноса песка и поступления воды не происходит. Специалисту по изобретениям должно быть понятно, что различные конфигурации камер и различное число камер входят в объем настоящего варианта осуществления изобретения.
В дополнение к этому, устройство контроля песка может обеспечить улучшение добычи из коллектора с несколькими зонами добычи, такого как подземный пласт 107. Например, подземный пласт 107 может включать в себя многочисленные зоны или интервалы 108а-108п добычи, в течение некоторого периода времени обеспечивающие добычу без выноса песка. Эти интервалы могут быть изолированы или из них может осуществляться одновременная добыча внутри скважины. Обычно после некоторого количества извлечения/истощения запасов или с началом поступления воды в различных интервалах добычи преждевременный прорыв воды или обрушение песка могут угрожать другим интервалам добычи
- 7 013587 скважины. Однако с настоящими устройствами противодействия выносу песка в скважину обрушение песка в специфическом интервале может отсекаться, когда линейные каналы потока через устройство противодействия выносу песка в скважину и примыкающие к нему заполнятся песком и закупорятся. В результате любой добывающий интервал добычи может продолжать подавать углеводороды, в то время как устройства 138а-138п контроля песка могут заблокировать поток песка и воды из истощенных интервалов 108а-108п добычи. Соответственно, использование устройств контроля песка с несколькими интервалами добычи показано более подробно на фиг. 4-6.
На фиг. 4 показан вариант осуществления устройств 138а-138п контроля песка в стволе 114 скважины согласно некоторым аспектам настоящей технологии. Соответственно, показанное на фиг. 4 можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 2Л-2О и 3А-3В. На фиг. 4 показано, возможно, предпочтительное использование устройств 138а-138Ь, участок ствола 114 скважины показан с устройствами 138а-138Ь, установленными рядом с интервалами 108а и 108Ь добычи. В этой секции пакеры 134а, 134Ь и 134с используются с устройствами 138а и 138Ь для создания разделенных отсеков, каждый из которых обеспечивает доступ к одному из интервалов 108а и 108Ь добычи. С устройствами 138а-138Ь, размещенными поперек соответствующих интервалов 108а и 108Ь добычи, пути потока текучей среды, такие как путь 402 потока текучей среды, например, могут формироваться для предоставления возможности прохождения текучей среды из интервалов 108а и 108Ь добычи в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы для каждого из отсеков. Расстояние (длина отсека, расстояние от отверстий в наружном кожухе до щелей в основной трубе) рассчитывается на основании свойств текучей среды и свойств песка, как рассматривалось выше. Если в одной зоне, такой как интервал 108а добычи, начинается вынос песка, этот песок заполняет отсеки в устройстве 138а контроля песка. Сопротивление потоку через устройство 138а контроля песка увеличивается по мере заполнения отсеков песком, эффективно ограничивая поток из интервала выноса песка. В частности, вынос песка показан в устройстве 138а, в котором формируется песчаный мост 403, который блокирует поток текучей среды из этого интервала 108а. Однако добыча текучей среды по пути 402 потока через устройство 138Ь может продолжаться.
На фиг. 5 показан пример варианта осуществления устройств 138а-138п контроля песка, установленных в скважине с обсаженным стволом согласно некоторым аспектам настоящей технологии. Соответственно, показанное на фиг. 5, которая использует составные части, рассмотренные для показанного на фиг. 1, 2А-2О и 3А-3В, можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 2А-2О и 3А-3В. В стволе 500 скважины созданы перфорационные каналы 518а-518Ь через эксплуатационную обсадную колонну 126 и цемент 516 для создания путей потока из интервалов 504а-504Ь добычи подземного пласта, который может быть одинаковым с подземным пластом 107, показанным на фиг. 1, в колонну 128 эксплуатационных насосно-компрессорных труб через устройства 502а-502Ь контроля песка. Эти устройства 502а-502Ь могут включать в себя различные составляющие части, выполненные с возможностью расположения на специально подобранных расстояниях от перфорационных каналов 518а-518Ь или относительно этих каналов. Созданные со специфической конфигурацией пути потока могут ограничивать или предотвращать вынос песка и поступление воды в интервалах 504а и 504Ь добычи ствола 500 скважины, как рассматривалось выше.
На фиг. 5 показано предпочтительное использование устройств 502а-502Ь контроля песка, секция ствола 500 скважины показана с устройствами 502а-502Ь, установленными рядом с интервалами 504а-504Ь добычи. В этой секции пакеры 506а, 506Ь и 506с, которые могут быть аналогичными пакерам 134а-134п, используются с устройствами 502а-502Ь для создания разделенных отсеков, каждый из которых обеспечивает доступ к одному из интервалов 504а-504Ь добычи. Устройства 502а-502Ь могут включать в себя стойкие к эрозии предохранительные патрубки 508а-508Ь насосно-компрессорной колонны и песчаные фильтры 510а-510Ь, установленные вокруг основных труб 512а-512Ь, имеющих отверстия (не показаны) под песчаными фильтрами 510а-510Ь. Отверстия в основных трубах 512а-512Ь могут выполняться с предоставлением возможности прохождения текучей среды в основные трубы 512а-512Ь, в то время как частицы определенного размера блокируются песчаными фильтрами 510а-510Ь. Как рассматривалось выше, стойкие к эрозии предохранительные патрубки 508а-508Ь насосно-компрессорной колонны могут использоваться для формирования перфорационных каналов 518а-518Ь со специально подобранным месторасположением относительно песчаных фильтров 510а-510Ь.
Аналогично рассмотренным выше, отверстия в устройствах 502а-502Ь могут располагаться на достаточном расстоянии 505а-505Ь поперек соответствующего интервала 504а и 504Ь добычи. Однако в этой конфигурации кольцевое пространство между эксплуатационной обсадной колонной 126 и основными трубами 512а-512Ь используется как более длинный линейный путь потока текучей среды для закупоривания отсека кольцевого пространства для недопущения потока. Например, пути потока текучей среды, такие как путь 514 потока текучей среды, могут формироваться для предоставления возможности текучей среде проходить из интервалов 504а и 504Ь добычи в колонну 128 эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы. Когда текучая среда проходит из интервалов 504а и 504Ь добычи через цемент 516 и соответствующие перфорационные каналы 518а-518Ь в колонну 128 эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы, для каждого из отсеков расстояние 505а-505Ь в продольном направлении отделяет перфорационные каналы 518а-518Ь от песчаных фильтров 510а-510Ь, вызывая падение давления жидко
- 8 013587 сти вдоль пути 514 потока текучей среды. Соответственно, песчаный мост может формироваться рядом с одним из устройств 502а-502Ь контроля песка по причине падения давления жидкости, проходящей через перфорационные каналы 518а-518Ь и кольцевое пространство между устройством 502а-502Ь контроля песка и эксплуатационной обсадной колонной 126. Этот песчаный мост может эффективно ограничивать поток текучей среды из интервала добычи с выносом песка. В частности, формирование песчаного моста 517 рядом с устройством 502а контроля песка блокирует поток текучей среды из интервала 504а добычи в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. При этом поток текучей среды из интервала 504Ь добычи может продолжаться для продолжения добычи текучей среды через устройство 502Ь контроля песка.
На фиг. 6 показан пример варианта осуществления устройств 138а-138п контроля песка, установленных внутри ствола 500 скважины с необсаженным стволом с несколькими зонами добычи согласно некоторым аспектам настоящей технологии.
Соответственно, показанное на фиг. 6, которая использует составные части, рассмотренные для показанного на фиг. 1, 2Л-2С и 3А-3В, можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 2А-2С и 3А-3В и 5. На фиг. 6 пути потока от интервалов 604а и 604Ь добычи подземного пласта, который может быть аналогичным подземному пласту 107, показанному на фиг. 1, к колонне 128 эксплуатационных насосно-компрессорных труб, могут формироваться посредством установки устройств 502а-502Ь контроля песка внутри ствола 600 скважины. Эти устройства 502а-502Ь, которые рассматриваются выше, могут включать в себя различные составные части, выполненные с возможностью располагаться на специально подобранных расстояниях от интервалов 604а-604Ь добычи или относительно них. Со специфической конфигурацией созданные пути потока текучей среды могут ограничивать или предотвращать вынос песка и поступление воды в интервалах 604а-604Ь добычи ствола 600 скважины, как рассматривалось выше.
Аналогично рассмотрению выше отверстия в устройствах 502а и 502Ь контроля песка могут располагаться на достаточном расстоянии 605а-605Ь над соответствующим интервалом 604а и 604Ь добычи. Пакеры 602а-602Ь необсаженного ствола могут располагаться между интервалами 604а-604Ь добычи для изоляции различных зон. Однако в этой конфигурации кольцевое пространство между стенками ствола 600 скважины и основными трубами 512а-512Ь используется как более длинный линейный путь потока текучей среды для закупоривания отсека кольцевого пространства для предотвращения притока. Например, пути потока текучей среды, такие как путь 608 потока текучей среды, могут формироваться для предоставления возможности прохождения текучей среде из интервалов 604а-604Ь добычи в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Когда текучая среда проходит из интервалов 604а-604Ь добычи через кольцевое пространство в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы, для каждого из отсеков расстояние 605а-605Ь в продольном направлении отделяет интервалы 604а-604Ь добычи от песчаных фильтров 510а-510Ь, вызывая падение давления жидкости вдоль пути 608 потока текучей среды. Соответственно, песчаный мост может формироваться рядом с одним из устройств 502а-502Ь контроля песка по причине падения давления жидкости, проходящей от интервалов 604а-604Ь добычи в кольцевое пространство между устройством 502а-502Ь контроля песка и стенками ствола 600 скважины. Этот песчаный мост может эффективно ограничивать поток текучей среды из интервала добычи с выносом песка. В частности, формирование песчаного моста 610 рядом с устройством 502а контроля песка блокирует приток текучей среды из интервала 604а добычи в колонну 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. При этом поток текучей среды из интервала 604Ь добычи может продолжаться для продолжения добычи текучей среды через устройство 502Ь.
Выгодным является то, что различные комбинации этих устройств 138а-138п и 502а-502Ь контроля песка и поступления воды в скважину и показанные на фиг. 4-6 могут использоваться для противодействия выносу песка и поступлению воды в различных интервалах или зонах добычи скважины. Фактически это противодействие выносу песка и поступлению воды в скважину может выполняться самоподавляющим способом без геотехнических мероприятий пользователя (т.е. автоматически). В то время как один из интервалов добычи может блокироваться песчаным мостом, в других интервалах может продолжаться добыча текучей среды, которой не мешает вынос песка и/или поступление воды в скважину из блокированного интервала. Дополнительно, поскольку механизм не имеет перемещающихся частей или составляющих частей, создается дешевый механизм для исключения выноса песка и перекрывания поступления воды для некоторых вариантов практического применения на нефтепромысле. Состветственно, различные конфигурации обеспечивают противодействия выносу песка и поступлению воды в скважину посредством извилистого пути, сформированного внешним кожухом и основной трубой.
Настоящее изобретение также заключает в себе размещение трубчатой детали снаружи прежде установленной основной трубы. Например, некоторые скважины могут уже иметь установленную в них перфорированную основную трубу, предоставляющую возможность добычи текучей среды, попадающей в скважину, но в них может отсутствовать концентрическая труба или трубчатая деталь для перекрывания нежелательного потока текучей среды в ствол скважины. Эти скважины могли не иметь выноса песка и поступления воды в скважину, когда первоначально размещалась основная труба, но в них уже начался вынос песка и поступление воды в скважину или появилась вероятность выноса таких побочных
- 9 013587 продуктов. В таком случае оператор может устанавливать перфорированную трубчатую деталь внутри имеющейся основной трубы на некоторых интервалах, установленных для препятствования выносу песка и поступлению воды через основную трубу. Размер и месторасположение отверстий по длине трубы может подсчитываться на основании измеренных свойств среды ствола скважины.
Следует заметить, что внутри интервалов добычи может формироваться любое число отсеков. Например, как показано на фиг. 4-6, одно или несколько устройств контроля песка могут вместе использоваться для формирования одного отсека, который включает в себя несколько интервалов добычи. Вдобавок, может использоваться одно или несколько устройств контроля песка на одном интервале добычи. В такой конфигурации различные устройства контроля песка могут обеспечивать различные зоны или секции противодействия выносу песка для одного интервала добычи.
Дополнительно, как другая вариация вариантов осуществления изобретения, описанных выше, должно быть ясно, что песчаные фильтры 510а-510Ь, показанные на фиг. 5 и 6, могут размещаться или устанавливаться под соответствующими интервалами 504а-504Ь и 604а-604Ь добычи. Эта установка месторасположения песчаных фильтров 510а-510Ь, показанных на фиг. 5 и 6, может создать преимущества для некоторых вариантов практического применения и функционирования способом, аналогичным описанному выше. Также песчаные фильтры 510а-510Ь могут устанавливаться над и под интервалами 504а-504Ь и 604а-604Ь добычи. Эта конфигурация может быть выгодной в практическом применении при высокой интенсивности добычи. При этом могут использоваться различные конфигурации с описанными вариантами осуществления изобретения для придания функциональности такой системе добычи.
Хотя настоящая технология 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 (25)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для добычи углеводородов, содержащая первую трубчатую деталь, определяющую первый центральный канал и имеющую непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, включающую первое множество отверстий между первым центральным каналом первой трубчатой детали и наружной областью первой трубчатой детали; и вторую трубчатую деталь, по меньшей мере, частично закрывающую первую трубчатую деталь и имеющую непроницаемую продольную секцию, по существу, радиально выровненную с первой трубчатой деталью, и проницаемую продольную секцию, имеющую второе множество отверстий между внутренней областью и наружной областью второй трубчатой детали для прохождения частиц, меньших заданного размера, при этом проницаемая продольная секция второй трубчатой детали, по существу, радиально выровнена с непроницаемой продольной секцией первой трубчатой детали, и проницаемая продольная секция второй трубчатой детали отделена от непроницаемой продольной секции первой трубчатой детали определенным расстоянием в продольном направлении, выбранным на основании свойств скважинной среды в стволе скважины, предназначенном для установки системы.
- 2. Система по п.1, в которой расстояние в продольном направлении выбрано на основе рассчитанного падения давления текучей среды, проходящей через проницаемую продольную секцию второй трубчатой детали к проницаемой продольной секции первой трубчатой детали.
- 3. Система по п.1, в которой первая трубчатая деталь является перфорированной основной трубой и первое множество отверстий является щелями, сформированными в перфорированной основной трубе и предотвращающими проход частиц песка в первое центральное отверстие.
- 4. Система по п.3, в которой вторая трубчатая деталь является эксплуатационной обсадной коленной и второе множество отверстий является перфорационными каналами в эксплуатационной обсадной колонне.
- 5. Система по п.3, в которой вторая трубчатая деталь является перфорированным наружным кожухом и второе множество отверстий выполнено в перфорированном наружном кожухе и предназначено для входа частиц песка в проход между перфорированным наружным кожухом и перфорированной основной трубой.
- 6. Система по п.5, содержащая множество осевых стержней, установленных между перфорированным наружным кожухом и перфорированной основной трубой.
- 7. Система по п.5, в которой перфорированный наружный кожух и перфорированная основная труба соединены вместе как скважинный инструмент.
- 8. Система по п.5, содержащая концевые крышки, прикрепленные к перфорированному наружному кожуху и перфорированной основной трубе.
- 9. Система по п.1, в которой первая трубчатая деталь предназначена для подачи добываемых углеводородов.- 10 013587
- 10. Система по п.1, в которой выбранное расстояние в продольном направлении рассчитано для достижения проектного падения давления при данной интенсивности потока.
- 11. Система по п.1, в которой выбранное расстояние в продольном направлении рассчитано для формирования песчаного моста достаточной величины для блокировки притока воды в первую трубчатую деталь.
- 12. Система по п.1, в которой свойства скважинной среды представляют собой геометрию ствола скважины, содержание текучей среды в стволе скважины и содержание песка в стволе скважины.
- 13. Система по п.1, в которой первая трубчатая деталь соединена с колонной эксплуатационных насосно-компрессорных труб, установленной в стволе скважины.
- 14. Система по п.13, в которой первая трубчатая деталь выполнена с возможностью добычи углеводородов через колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб.
- 15. Способ добычи углеводородов, содержащий следующие стадии:расчет выбранного расстояния в продольном направлении на основе свойств скважинной среды;обеспечение первой трубчатой детали, содержащей непроницаемую продольную секцию и проницаемую продольную секцию, обеспечивающую протекание текучей среды между первым центральным каналом и наружной областью трубчатой детали;обеспечение второй трубчатой детали, по меньшей мере, частично заключающей в себе первую трубчатую деталь и содержащей непроницаемую продольную секцию, установленную вблизи проницаемой продольной секции первой трубчатой детали, и проницаемую продольную секцию, обеспечивающую возможность прохождения текучей среды и частиц песка между вторым центральным каналом и наружной областью второй трубчатой детали и проницаемой продольной секции второй трубчатой детали;установку непроницаемой продольной секции первой трубчатой детали вблизи проницаемой продольной секции второй трубчатой детали, при этом проницаемая продольная секция первой трубчатой детали отделена от проницаемой продольной секции второй трубчатой детали выбранным расстоянием вдоль продольной оси.
- 16. Способ по п.15, содержащий установку первой трубчатой детали и второй трубчатой детали в стволе скважины.
- 17. Способ по п.16, содержащий добычу из подземного пласта углеводородов через первую трубчатую деталь и вторую трубчатую деталь.
- 18. Способ по п.16, содержащий нагнетание текучей среды в ствол скважины через первую трубчатую деталь и вторую трубчатую деталь.
- 19. Способ по п.15, содержащий формирование песчаного моста вблизи проницаемой продольной секции первой трубчатой детали.
- 20. Способ по п.15, в котором свойства скважинной среды представляют собой геометрию ствола скважины, содержание текучей среды в стволе скважины и содержание песка в среде ствола скважины.
- 21. Способ добычи углеводородов с использованием системы по п.1.
- 22. Способ добычи углеводородов с использованием системы по п.13.
- 23. Система по п.1, дополнительно содержащая множество осевых перегородок, установленных между первой и второй трубчатыми деталями для формирования множества осевых камер.
- 24. Система по п.23, содержащая восемь осевых камер.
- 25. Способ добычи углеводородов с использованием системы по п.23.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US75167605P | 2005-12-19 | 2005-12-19 | |
| PCT/US2006/039878 WO2007078375A2 (en) | 2005-12-19 | 2006-10-12 | Profile control apparatus and method for production and injection wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870081A1 EA200870081A1 (ru) | 2009-12-30 |
| EA013587B1 true EA013587B1 (ru) | 2010-06-30 |
Family
ID=36302204
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870081A EA013587B1 (ru) | 2005-12-19 | 2006-10-12 | Устройство и способ регулирования профиля потока для добывающих и нагнетательных скважин |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7845407B2 (ru) |
| EP (1) | EP1963619B1 (ru) |
| CN (1) | CN101326340B (ru) |
| AU (1) | AU2006333562B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0620026B1 (ru) |
| CA (1) | CA2631565C (ru) |
| EA (1) | EA013587B1 (ru) |
| NO (1) | NO342886B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007078375A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU173196U1 (ru) * | 2017-04-13 | 2017-08-16 | Сергей Евгеньевич Варламов | Устройство для выравнивания притока нефтяной скважины |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10316616B2 (en) * | 2004-05-28 | 2019-06-11 | Schlumberger Technology Corporation | Dissolvable bridge plug |
| US8770261B2 (en) | 2006-02-09 | 2014-07-08 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of manufacturing degradable alloys and products made from degradable alloys |
| EP2007968A4 (en) | 2006-04-03 | 2015-12-23 | Exxonmobil Upstream Res Co | DRILLING METHOD AND DEVICE FOR SANDING AND INFLUENCE CONTROL DURING BOHROPERATIONS |
| GB0619970D0 (en) * | 2006-10-10 | 2006-11-15 | Univ Robert Gordon | Screen system |
| WO2010132894A1 (en) | 2009-05-15 | 2010-11-18 | Vast Power Portfilio, Llc | Method and apparatus for strain relief in thermal liners for fluid transfer |
| US8196655B2 (en) * | 2009-08-31 | 2012-06-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Selective placement of conformance treatments in multi-zone well completions |
| US8424609B2 (en) * | 2010-03-16 | 2013-04-23 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow between formations and wellbores |
| CA2799482C (en) | 2010-05-17 | 2019-07-23 | Vast Power Portfolio, Llc | Bendable strain relief fluid filter liner, method and apparatus |
| CA2704896C (en) | 2010-05-25 | 2013-04-16 | Imperial Oil Resources Limited | Well completion for viscous oil recovery |
| US8356668B2 (en) * | 2010-08-27 | 2013-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable flow restrictor for use in a subterranean well |
| US8430158B2 (en) * | 2010-08-30 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having integral connector rings and method for making same |
| US8430130B2 (en) * | 2010-09-10 | 2013-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| US8789597B2 (en) * | 2011-07-27 | 2014-07-29 | Saudi Arabian Oil Company | Water self-shutoff tubular |
| US8584762B2 (en) * | 2011-08-25 | 2013-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole fluid flow control system having a fluidic module with a bridge network and method for use of same |
| SG10201602806RA (en) | 2011-10-12 | 2016-05-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore |
| US9228426B2 (en) * | 2011-12-21 | 2016-01-05 | Linc Energy Ltd. | Underground coal gasification well liner |
| MY167298A (en) * | 2012-01-27 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services Inc | Series configured variable flow restrictors for use in a subterranean well |
| MX351927B (es) * | 2012-06-26 | 2017-11-03 | Halliburton Energy Services Inc | Control de flujo de fluido utilizando canales. |
| WO2014066071A1 (en) | 2012-10-26 | 2014-05-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole flow control, joint assembly and method |
| WO2014149395A2 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand control screen having improved reliability |
| CA2901982C (en) | 2013-03-15 | 2017-07-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and methods for well control |
| US9828837B2 (en) | 2013-07-12 | 2017-11-28 | Baker Hughes | Flow control devices including a sand screen having integral standoffs and methods of using the same |
| US9512701B2 (en) | 2013-07-12 | 2016-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Flow control devices including a sand screen and an inflow control device for use in wellbores |
| US9574408B2 (en) | 2014-03-07 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore strings containing expansion tools |
| US9926772B2 (en) | 2013-09-16 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods for selectively treating production zones |
| US10465461B2 (en) | 2013-09-16 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation |
| BR112016005279B1 (pt) | 2013-09-16 | 2022-04-19 | Baker Hughes Incorporated | Aparelho para o uso em um furo de poço e método para realizar uma operação de furo de poço |
| 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 |
| GB2523751A (en) * | 2014-03-03 | 2015-09-09 | Maersk Olie & Gas | Method for managing production of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
| US9879501B2 (en) | 2014-03-07 | 2018-01-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multizone retrieval system and method |
| CA2963396C (en) * | 2014-10-03 | 2019-01-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for remediating a screen-out during well completion |
| US10502030B2 (en) * | 2016-01-20 | 2019-12-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Gravel pack system with alternate flow path and method |
| CN106121548B (zh) * | 2016-08-19 | 2018-08-17 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种扶正防砂一体化管柱及其操作方法 |
| RU2645054C1 (ru) * | 2017-06-13 | 2018-02-15 | Владимир Александрович Чигряй | Способ заканчивания скважины |
| US11180968B2 (en) | 2017-10-19 | 2021-11-23 | Dril-Quip, Inc. | Tubing hanger alignment device |
| NO20231200A1 (en) * | 2021-05-07 | 2023-11-07 | Schlumberger Technology Bv | Primary and secondary filters for enhanced sand control |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1620412A (en) * | 1925-07-30 | 1927-03-08 | Tweeddale John | Liner for oil wells |
| US5881809A (en) * | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
| US6220345B1 (en) * | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
Family Cites Families (40)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US789823A (en) * | 1904-07-25 | 1905-05-16 | John W Thoma | Pail-holder. |
| US1028065A (en) | 1909-04-13 | 1912-05-28 | Smith Metal Perforating Company | Well-casing. |
| US1604386A (en) | 1925-06-25 | 1926-10-26 | Byerly William Fred | Well strainer |
| US2525897A (en) * | 1948-03-01 | 1950-10-17 | Haskell M Greene | Well pipe filter |
| US4064938A (en) | 1976-01-12 | 1977-12-27 | Standard Oil Company (Indiana) | Well screen with erosion protection walls |
| NO306127B1 (no) * | 1992-09-18 | 1999-09-20 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og produksjonsror for produksjon av olje eller gass fra et olje- eller gassreservoar |
| US5355949A (en) | 1993-04-22 | 1994-10-18 | Sparlin Derry D | Well liner with dual concentric half screens |
| US5476143A (en) | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
| CN2214523Y (zh) * | 1994-08-29 | 1995-12-06 | 王永林 | 金属布夹层防砂筛管 |
| US5642781A (en) | 1994-10-07 | 1997-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Multi-passage sand control screen |
| US5722490A (en) | 1995-12-20 | 1998-03-03 | Ely And Associates, Inc. | Method of completing and hydraulic fracturing of a well |
| US5896928A (en) | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
| US5782299A (en) | 1996-08-08 | 1998-07-21 | Purolator Products Company | Particle control screen assembly for a perforated pipe used in a well, a sand filter system and methods of making the same |
| US5803179A (en) | 1996-12-31 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screened well drainage pipe structure with sealed, variable length labyrinth inlet flow control apparatus |
| US5909774A (en) * | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| US6789623B2 (en) | 1998-07-22 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for open hole gravel packing |
| US6619397B2 (en) | 1998-11-03 | 2003-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
| US6125932A (en) | 1998-11-04 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tortuous path sand control screen and method for use of same |
| US6227303B1 (en) * | 1999-04-13 | 2001-05-08 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6513599B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| US6412565B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable screen jacket and methods of using same |
| US6695054B2 (en) | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Expandable sand screen and methods for use |
| US6789621B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US6848510B2 (en) | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
| US6752206B2 (en) * | 2000-08-04 | 2004-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
| GB2371319B (en) | 2001-01-23 | 2003-08-13 | Schlumberger Holdings | Completion Assemblies |
| US6622794B2 (en) | 2001-01-26 | 2003-09-23 | Baker Hughes Incorporated | Sand screen with active flow control and associated method of use |
| US6659179B2 (en) | 2001-05-18 | 2003-12-09 | Halliburton Energy Serv Inc | Method of controlling proppant flowback in a well |
| US6581689B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6601646B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
| US6837308B2 (en) * | 2001-08-10 | 2005-01-04 | Bj Services Company | Apparatus and method for gravel packing |
| US6830104B2 (en) * | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
| US20040007829A1 (en) * | 2001-09-07 | 2004-01-15 | Ross Colby M. | Downhole seal assembly and method for use of same |
| US6857475B2 (en) | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
| US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
| NZ542419A (en) * | 2003-03-31 | 2008-11-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | A wellbore apparatus and method for completion, production and injection where a number of fluid paths and screens are provided to prevent blockages |
| NO318189B1 (no) | 2003-06-25 | 2005-02-14 | Reslink As | Anordning og fremgangsmate for selektiv styring av fluidstromning mellom en bronn og omkringliggende bergarter |
| US20050263287A1 (en) * | 2004-05-26 | 2005-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Flow Control in Conduits from Multiple Zones of a Well |
| US7413022B2 (en) * | 2005-06-01 | 2008-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Expandable flow control device |
| US20070246212A1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-25 | Richards William M | Well screens having distributed flow |
-
2006
- 2006-10-12 BR BRPI0620026-5A patent/BRPI0620026B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-10-12 AU AU2006333562A patent/AU2006333562B2/en not_active Ceased
- 2006-10-12 CN CN2006800462428A patent/CN101326340B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-12 WO PCT/US2006/039878 patent/WO2007078375A2/en active Search and Examination
- 2006-10-12 US US12/085,210 patent/US7845407B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-12 EA EA200870081A patent/EA013587B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-10-12 CA CA2631565A patent/CA2631565C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-10-12 EP EP06825819.3A patent/EP1963619B1/en not_active Not-in-force
-
2008
- 2008-07-04 NO NO20082962A patent/NO342886B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1620412A (en) * | 1925-07-30 | 1927-03-08 | Tweeddale John | Liner for oil wells |
| US5881809A (en) * | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
| US6220345B1 (en) * | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU173196U1 (ru) * | 2017-04-13 | 2017-08-16 | Сергей Евгеньевич Варламов | Устройство для выравнивания притока нефтяной скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1963619A2 (en) | 2008-09-03 |
| EP1963619A4 (en) | 2015-02-25 |
| US20090183873A1 (en) | 2009-07-23 |
| WO2007078375A3 (en) | 2007-12-21 |
| CA2631565C (en) | 2012-06-12 |
| CN101326340A (zh) | 2008-12-17 |
| NO20082962L (no) | 2008-09-04 |
| BRPI0620026A2 (pt) | 2011-10-25 |
| US7845407B2 (en) | 2010-12-07 |
| CN101326340B (zh) | 2012-10-31 |
| AU2006333562B2 (en) | 2011-09-08 |
| WO2007078375A2 (en) | 2007-07-12 |
| NO342886B1 (no) | 2018-08-27 |
| CA2631565A1 (en) | 2007-07-12 |
| EA200870081A1 (ru) | 2009-12-30 |
| BRPI0620026B1 (pt) | 2017-07-18 |
| EP1963619B1 (en) | 2017-11-29 |
| AU2006333562A1 (en) | 2007-07-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA013587B1 (ru) | Устройство и способ регулирования профиля потока для добывающих и нагнетательных скважин | |
| US8522867B2 (en) | Well flow control systems and methods | |
| US7870898B2 (en) | Well flow control systems and methods | |
| US6601646B2 (en) | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore | |
| US6857476B2 (en) | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same | |
| US6557634B2 (en) | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore | |
| US7367395B2 (en) | Sand control completion having smart well capability and method for use of same | |
| EA018184B1 (ru) | Система и способ для регулирования притока нежелательных текучих сред из ствола скважины при добыче углеводородов | |
| EA025464B1 (ru) | Фильтрующее текучую среду устройство для ствола скважины и способ заканчивания ствола скважины | |
| US10487630B2 (en) | High flow injection screen system with sleeves | |
| EA015638B1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| AU2018314205B2 (en) | Inflow control device bypass and bypass isolation system for gravel packing with shunted sand control screens |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |