EA013937B1 - Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания - Google Patents

Abstract

Описывается способ, система и устройство, связанные с добычей углеводородов из подземного коллектора. Варианты осуществления устройства и системы изобретения используют набухающий элемент пакера вокруг основного и вторичного пути прохождения потока, пакера в интервале, выполненного с возможностью блокирвки прохождения потока на участке кольцевого пространства, и устройства контроля пескопроявления с шунтирующими трубами. Варианты осуществления способа изобретения включают в себя заполнение фильтров гравием вокруг устройств контроля пескопроявления в различных интервалах, при этом пропускают углеводороды через устройства контроля пескопроявления с созданием изоляции различных интервалов, размещают устройства контроля пескопроявления и пакер в стволе скважины в доведенном до требуемых параметров буровом растворе и вытесняют устройства текучей средой носителем.

Description

Изобретение относится, в общем, к устройству и способу для использования в стволах скважин, связанному с добычей углеводородов. В частности, но не исключительно, изобретение относится к устройству и способу для ствола скважины для создания разобщения зон с гравийным фильтром в скважине.

Уровень техники изобретения

Этот раздел предназначен для ознакомления читателя с различными аспектами уровня техники, которые могут связываться 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 обязятельно 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 стволе скважины с заканчиванием обсаженным стволом или необсаженным стволом. В заканчиваниях 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, в заканчиваниях 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 входа в эксплуатационную колонну.

Вместе с тем, при добыче углеводородов из подземных пластов работы становятся более 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 местах. 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 явиться причиной уменьшения числа заканчиваемых скважин 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 рассматриваются при разработке 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 обеспечения возможности добычи 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 является возможным добывать твердые частицы вместе с пластовой текучей средой, поскольку пласты слабо консолидированы или пласты ослаблены напряжением на забое вследствие проходки ствола скважины и извлечения пластовой текучей среды.

Вместе с тем, при ухудшении неблагоприятных условий, устройства контроля пескопроявления являются более чувствительными к повреждениям вследствие высокого напряжения, эрозии, закупоривания, сжатия/погружения и т.п. В результате устройства контроля пескопроявления, в общем, используются с другими способами, такими как заполнение фильтра гравием или обработки 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.

С гравийными фильтрами случайные потери несущей текучей среды могут формировать песчаные перемычки в интервале при заполнении фильтра гравием. Например, в толстых или наклонных продук

- 1 013937 тивных 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 № νθ 2004/094784, включенных в этот документ путем ссылки.

Использование альтернативных путей прохождения потока является высокоэффективным, но создает конструктивные проблемы в скреплении эксплуатационной колонны, такие как в соединении 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 этого, через основной путь прохождения потока.

Хотя, шунтирующие трубы помогают формированию гравийного фильтра, использование шунтирующих труб может ограничивать способы создания 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 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, необходимого 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 обеспечивают разобщение зон с гравийным фильтром, таким как при заканчивании скважины с необсаженным стволом. Также существует необходимость в скважинном устройстве и способе 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 № XVО 2004/094769; публикациях патентных заявок США № 2004/0003922; 2005/0284643; 2005/0205269 и статье Л11сгпа1с Ра111 Сотр1е1юик: А Стй1са1 Ρονιάν и Ьеккоик Ьеатпей Ртот Саке НМопек \νί(1ι Ресоттеийей Ргасйсек ίοτ Эсср\\'а1сг Аррйсайоик, О. Нитк1, е! а1. 8РЕ Рарег Νο. 86532-М8.

Сущность изобретения

В одном варианте осуществления описано устройство, связанное с добычей углеводородов. Устройство включает в себя трубчатую деталь с центральным каналом для прохождения потока текучей среды через трубчатую деталь и по меньшей мере одну соединительную трубную вставку, внешнюю по отношению к трубчатой детали; расширяющийся элемент, расположенный вокруг трубчатой детали, и по меньшей мере одну соединительную трубную вставку, при этом расширяющийся элемент выполнен с возможностью изоляции, по меньшей мере, участка кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины.

Во втором варианте осуществления описано другое устройство, связанное с добычей углеводородов. Устройство включает в себя трубчатую деталь с первым каналом для прохождения потока текучей

- 2 013937 среды сквозь полость трубчатой детали; втулку, расположенную вокруг трубчатой детали; множество несущих деталей, расположенных между трубчатой деталью и втулкой, при этом второй канал фрмируется между трубчатой деталью, втулкой и множеством несущих деталей; и расширяющийся элемент, расположенный вокруг втулки, при этом расширяющийся элемент выполнен с возможностью, по существу, предотвращать прохождение потока текучей среды за пределы втулки.

В третьем варианте осуществления описана система, связанная с добычей углеводородов. Система включает в себя ствол скважины, используемый для добычи углеводородов из подземного коллектора;

эксплуатационную колонну насосно-компрессорной трубы, расположенную в стволе скважины; множество устройств контроля пескопроявления, соединенных с эксплуатационной колонной насоснокомпрессорной трубы и расположенных в необсаженной секции ствола скважины; по меньшей мере один пакер, присоединенный между двумя из множества устройств контроля пескопроявления, при этом по меньшей мере один пакер выполнен с возможностью, по существу, предотвращать прохождение потока текучей среды, по меньшей мере, в участке кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины;

первый гравийный фильтр, расположенный, по меньшей мере, частично вокруг по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления выше по потоку по меньшей мере от одного пакера; и второй гравийный фильтр, расположенный, по меньшей мере, частично вокруг по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления, ниже по потоку по меньшей мере от одного пакера.

В четвертом варианте осуществления описана другая система, связанная с добычей углеводородов. Система включает в себя ствол скважины, используемый для добычи углеводородов из подземного коллектора; эксплуатационную колонну насосно-компрессорной трубы, расположенную в стволе скважины; множество устройств контроля пескопроявления, соединенных с эксплуатационной колонной насоснокомпрессорной трубы и расположенных в стволе скважины; при этом каждое из множества устройств контроля пескопроявления имеет основной путь прохождения потока, изолированный от ствола скважины материалом фильтра, и вторичный путь прохождение потока, сообщающийся текучей средой со стволом скважины; по меньшей мере один пакер, присоединенный по меньшей мере к одному из множества устройств контроля пескопроявления, при этом по меньшей мере один пакер, имеющий основной путь прохождения потока, сообщающийся текучей средой с основным путем прохождения потока по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления, и вторичный путь прохождения потока, сообщающийся текучей средой с вторичным путем прохождения потока по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления через область манифольда, где соединяется и перераспределяется поток во вторичном пути прохождения по меньшей мере одного пакера, при этом по меньшей мере один пакер выполнен с возможностью изоляции потока текучей среды между секциями ствола скважины за пределами основного пути прохождения потока и вторичного пути прохождения потока по меньшей мере одного пакера.

В пятом варианте осуществления описана третья система, связанная с добычей углеводородов. Система включает в себя трубчатый барьер, установленный в стволе скважины; первый пакер, соединенный с трубчатым барьером, причем первый пакер изолирует первое кольцевое пространство между трубчатым барьером и стенкой ствола скважины; по меньшей мере два устройства контроля пескопроявления, расположенных в трубчатом барьере, причем каждое, по меньшей мере, из двух устройств контроля пескопроявления имеет основной путь прохождения потока и вторичный путь прохождения потока; второй пакер, присоединенный между по меньшей мере двумя устройствами контроля пескопроявления и выполненный с возможностью изоляции второго кольцевого пространства между по меньшей мере двумя устройствами контроля пескопроявления и трубчатым барьером, второй пакер, имеющий основной путь прохождения потока, сообщающийся с основным путем прохождения потока по меньшей мере двух устройств контроля пескопроявления, и вторичный путь прохождения потока, сообщающийся текучей средой со вторичным путем прохождения потока по меньшей мере двух устройств контроля пескопроявления; первый гравийный фильтр, сформированный между трубчатым барьером и одним по меньшей мере из двух устройств контроля пескопроявления; и второй гравийный фильтр, сформированный между трубчатым барьером и другим по меньшей мере из двух устройств контроля пескопроявления.

В шестом варианте осуществления описан способ добычи углеводородов из скважины. Способ включает в себя следующее: располагают устройства контроля пескопроявления и по меньшей мере один пакер в стволе скважины рядом с подземным коллектором, при этом каждое из устройств контроля пескопроявления включает в себя по меньшей мере одну шунтирующую трубу и каждый по меньшей мере один пакер включает в себя основной и вторичный пути прохождения потока, при этом вторичный путь прохождения потока по меньшей мере одного пакера сообщается текучей средой по меньшей мере с одной шунтирующей трубой устройств контроля пескопроявления; крепят по меньшей мере один пакер в необсаженной секции ствола; заполняют фильтры гравием вокруг устройств контроля пескопроявления в интервале подземного коллектора выше по потоку по меньшей мере от одного пакера посредством того,

- 3 013937 что пропускают текучую среду носителя с гравием через вторичный путь прохождения потока по меньшей мере одного пакера; и добывают углеводороды из ствола скважины, при этом пропускают углеводороды через устройства контроля пескопроявления. Кроме того, способ может включать в себя следующее: доводят до требуемых параметров буровой раствор, используемый для обеспечения доступа к подземному пласту через ствол скважины, при этом устройства контроля пескопроявления и по меньшей мере один пакер располагают в стволе скважины доведенного до требуемых параметров бурового раствора; вытесняют доведенный до требуемых параметров буровой раствор рядом с устройствами контроля пескопроявления и по меньшей мере с одним пакером посредством текучей среды носителя, прежде чем крепить пакер; и заполняют фильтры гравием в интервалах ствола скважины посредством текучей среды носителя с гравием.

В седьмом варианте осуществления раскрывается способ добычи углеводородов из скважины, содержащий следующее: располагают по меньшей мере три устройства контроля пескопроявления и по меньшей мере два пакера в стволе скважины рядом с подземным коллектором, при этом каждое по меньшей мере из трех устройств контроля пескопроявления включает в себя основной путь прохождения текучей среды и по меньшей мере одну шунтирующую трубу, причем по меньшей мере одна шунтирующая труба формирует вторичный путь прохождения потока, а каждый по меньшей мере из двух пакеров включает в себя основной и вторичный пути прохождения потока, при этом вторичные пути прохождения потока по меньшей мере двух пакеров сообщаются текучей средой по меньшей мере с одной шунтирующей трубой по меньшей мере трех устройств контроля пескопроявления. Способ дополнительно включает в себя следующее: устанавливают в нужное положение по меньшей мере одно по меньшей мере из трех устройств контроля пескопроявления выше по потоку по меньшей мере от двух пакеров и по меньшей мере одно по меньшей мере из трех устройств контроля пескопроявления ниже по потоку по меньшей мере от двух пакеров; крепят по меньшей мере два пакера в секции необсаженного ствола в стволе скважины. Дополнительно способ включает в себя следующее: заполняют фильтры гравием вокруг по меньшей мере двух по меньшей мере из трех устройств контроля пескопроявления через шунтирующие трубы по меньшей мере трех устройств контроля пескопроявления и вторичные пути прохождения потока по меньшей мере одного по меньшей мере из двух пакеров, при этом по меньшей мере одно по меньшей мере из трех устройств контроля пескопроявления оставляют с незаполненным гравием фильтром, при этом устройство контроля пескопроявления с незаполненным гравием фильтром находится ниже по потоку по меньшей мере от одного устройства контроля пескопроявления с заполненным гравием фильтром и выше по потоку по меньшей мере от одного устройства контроля пескопроявления с заполненным гравием фильтром, и добывают углеводороды из ствола скважины, при этом пропускают углеводороды через устройства контроля пескопроявления.

В восьмом варианте осуществления описан другой способ добычи углеводородов из скважины. Этот способ включает в себя следующее: оборудуют множество устройств контроля пескопроявления с основным путем прохождения потока и вторичным путем прохождения потока в устройствах контроля пескопроявления, при этом вторичный путь прохождения потока состоит из шунтирующих труб; соединяют пакер, имеющий трубчатую деталь, и расширяющийся элемент, расположенный вокруг трубчатой детали между двумя из множества устройств контроля пескопроявления, при этом расширяющийся элемент выполняют с возможностью изоляции участка кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины и создания основного пути прохождения потока для множества устройств контроля пескопроявления в трубчатой детали и вторичного пути прохождения потока через пакер, при этом вторичный путь прохождения потока сообщается текучей средой с шунтирующими трубами множества устройств контроля пескопроявления; и размещают множество устройств контроля пескопроявления и пакер в стволе скважины.

В девятом варианте осуществления описан способ управления работой скважины. Этот способ включает в себя следующее: оборудуют два устройства контроля пескопроявления, расположенных в стволе скважины рядом с подземным коллектором, в этих устройствах контроля пескопроявления имеется основной путь прохождения потока и вторичный путь прохождения потока, при этом основной путь прохождения потока проходит сквозь полость устройства контроля пескопроявления; присоединяют пакер, в котором имеется основной путь прохождения потока и вторичный путь прохождения потока между двумя устройствами контроля пескопроявления, при этом основной путь прохождения потока в пакере выполнен с возможностью сообщения текучей средой с основным путем прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления и вторичный путь прохождения потока выполнен с возможностью сообщения текучей средой с вторичным путем прохождения потока двух устройств контроля пескопроявления; крепят пакер в стволе скважины так, чтобы одно из двух устройств контроля пескопроявления находилось над пакером и формировало первый интервал между устройством контроля пескопроявления и стенкой ствола скважины и другое из двух устройств контроля пескопроявления находилось под пакером и формировало второй интервал между множеством устройств контроля пескопроявления и стенкой ствола скважины; заполняют фильтр гравием в первом интервале, заполняют фильтр гравием во втором интервале и нагнетают текучую среду по меньшей мере в одно из следующего: первый интервал и второй интервал, посредством того, что пропускают текучую среду через вторичные пути прохождения по

- 4 013937 тока устройств контроля пескопроявления и вторичные пути прохождения потока пакера.

Краткое описание чертежей

Упомянутые выше и другие преимущества настоящей методики могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, где на фиг. 1 показан пример системы добычи, согласно некоторым аспектам настоящей методики; на фиг. 2А-2В - 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 конфигурации, используемые 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, показанного на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики; на фиг. 7 показан пример блок-схемы операций способа установки пакера, устройства 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.

Подробное описание изобретения

В следующем подробном описании описаны 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 работы скважины (например, заполнить фильтр гравием, и/или улучшить добычу углеводородов из скважины, и/или улучшить нагнетание 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, описаны скважинные устройства, создающие пути прохождения потока текучей среды для технологий альтернативного пути прохождения потока в пакере, которые могут использоваться при заканчивании с необсаженным 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 или устройства 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 елку 104 фонтанной арматуры, 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, где число п является любым целым числом, имеющие углеводороды, такие как нефть или газ. 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 настоящей методики, может быть применима 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 за

- 5 013937 движкой 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 от морского дна 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 направления и эксплуатационная колонна 126 могут цементироваться неподвижно в стволе 114 скважины для дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри обсадных колонн 124 и 126 направления и эксплуатационной может устанавливаться эксплуатационная колонна 128 насосно-компрессорной 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 насоснокомпрессорной 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 средой между устройствами 138а-138п контроля пескопроявления в различных интервалах 108а-108п и недопущения 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 ниже на фиг. 3Ά-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 А-А различных составляющих частей. Следует отметить, что

- 6 013937 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. 3Α 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 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 ему может предоставляться возможность расширяться для вхождения в контакт со стенками ствола скважины перед добычей углеводородов или во время добычи. Также является возможным 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 8о1и1юп5 ΟΟΝδΤΚΙΟΤΟΚ™ или δνΕΕΤΡΑΟΚΕΡ™ и 8\\ό11Ειχ Ε-ΖΙΡ™. Набухающий пакер может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал, известный специалистам уровня техники, который может крепиться посредством одной из модифицированных буровых растворов, 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 с заданной длиной 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. 3Β, 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. 3Β и 3С ниппельная секция 306, и муфтовая секция 310 пакера 300 соединены с соответствующими секциями уст- 7 013937 ройств 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 В-В 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, которые используются 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, имеющих заданные 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. Т.е. 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 крепиться буровым раствором, текучей средой заканчивания, добываемой текучей средой, текучей средой нагнетания, текучей средой обработки для интенсификации притока или любой их комбинацией.

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 с заданной длиной 414, которая может быть аналогичной длине 314, рассмотренной выше, имеющими 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 № АО 2004/094769, АО 2005/031105, публикациям патентных заявок США № 2004/0140089, 2005/0028977, 2005/0061501 и 2005/0082060.

Конфигурация пакера 400 показана на фиг. 4В с внутренними шунтирующими трубами и на фиг. 4С с внешними шунтирующими трубами. 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 так, что могут 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 в пути прохождения потока пакера или канал 420. Альтернативное изображение частичного вида пакера 400, вид поперечного сечения различных составных частей по ли

- 8 013937 нии С-С 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, а 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, ЕΖΙΡ™, ΟΘΝδΤΚΙΟΤΟΚ™ 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. Т.е. 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 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 Ό-Ό показан на фиг. 5В и 5С. На фиг. 5В первый пакер 502 может быть обычным пакером для необсаженного ствола, таким как, например, ΟϋΝΞΤΒΙΟΤΘΒ™. 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 может опять 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 рассматривается дополнительно ниже.

На фиг. 6 показан пример блок-схемы последовательности-операции способа использования пакера или пакеров вместе с устройствами контроля пескопроявления, показанными на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящей методики. 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. Т.е. настоящая методика 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 начинаются блоком 602. В блоке 604 может выполняться бурение скважины. Скважина может быть пробурена до заданного места и на глубине через различные интервалы 108 добычи подземного пласта 107. Для бурения скважины может привлекаться обычная методика, используемая 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 различной методики. 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 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 другая аналогичная методика. Также

- 9 013937 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, что количество поступающей воды увеличивается или перешло 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 спуск зонда эксплуатационного каротажа (РЬТ) на каротажном кабеле в заданное место в скважине для подтверждения поступления воды в интервале. 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 различную методику, основывающуюся 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 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, Векйпк ВЕ§ЕЬО^™ и Вакег ЕОиАБΙΖΕΚ™) 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 гравием или может не заполняться гравием. Т.е. работы по заполнению гравием фильтра могут выполняться с избирательным заполнением гравием фильтра в интервале, в то время как в других интервалах не 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 настоящей методики. Эта блок-схема последовательности операций способа, обозначенная номером 700 ссылки, может быть лучше всего понятна при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3Α-3Ό, 4А4Ό, 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 предоставлением 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 расширители ствола скважины, щетки и скребки, например.

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.

- 10 013937

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 носитель может быть текучей средой, загущенной полимером ГЭЦ, текучей средой, загущенной полимером ксантан, или текучей средой, загущенной вязкоэластичным поверхностно-активным веществом. Также текучая среда носитель 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, ЗАЗИ, 4А-4И 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 неводной основе (ΝΑΒ), которая может содержать большое количество 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 методику, аналогичную методике, рассмотренной в международной патентной заявке № АО 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 кондиционный буровой раствор, который 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. 8И, 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 носителем 812, переводник 802 смещается в положение реверсирования. Буровой раствор 804 на безводной основе, доведенный до требуемых параметров,

- 11 013937 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. 8Р. 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 13 4Ь. Текучая среда носитель 812 с гравием 820 начинает создавать второй 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 рассмотреному для фиг. 8Β-8Ν.

На фиг. 9Ά-9Ό показаны варианты осуществления разобщения зон, которое может создаваться пакерами, описанными выше, согласно аспектам настоящей методики. 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 изолирует 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

- 12 013937 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-9Э 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 тампон 926 может устанавливаться в основной трубе на месте пакеров 502Ь и 504Ь. Этот тампон 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 тампон, закрепленный 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. Тампон 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™ (8еЫитЬегдег), набухающем пакере, таком как, например, Е-ΖΙΡ™), обычно являясь самым малым в колонне заканчивания. Также следует отметить, что при отклонении более 65 градусов 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 застопривающей манжетой. Сборка сдвоенного пакера может скрепляться с рабочей колонной гибкой насосно-компрессорной трубы 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 типов гравия. Например, на фиг. 10А-10В показаны примеры вариантов осуществления различных типов гравийных фильтров с использованием разобщения зон, создаваемых пакерами, описанными выше, согласно аспектам настоящей методики. Соответственно, эти варианты осуществления можно лучше всего понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3Α-3Ό, 4Α-4Ό, 5А-5С и 9Α-9Ό.

На фиг. 10А-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 обычной методики гравийного фильтра над пакером 134Ь. Размер гравия в гравийном фильтре 140а может отличаться от размеров гравия в гравийных фильт

- 13 013937 рах 140Ь и 140с для улучшения показателей работы скважины. По этой причине это разобщение зон создает гибкость размещения гравийных фильтров, а также возможность 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 шунтирующие трубы и прохождение потока через пакеры могут функционировать аналогично с добычей из скважины, но создавать поток в разных направлениях. Соответственно, пакеры могут выполнять 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 настоящей методики. Соответственно, эти варианты осуществления можно лучше всего понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3Α-3Ό, 4Α-4Ό, 5А-5С и 9Α-9Ό.

На фиг. 11Α 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. Поскольку устройство 138Ь контроля пескопроявления может блокироваться сборкой двойного пакера, как отмечено выше, в результате нагнетаемая текучая среда может оставаться 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 для обработки скважины для интенсификации притока, нагнетается в интервал 108Ь в направлении, указанном стрелками 1112. Также текучая среда обработки может подаваться в интервал 108Ь через методику 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 вторичных путей прохождения потока устройств контроля пескопроявления соединяется с потоком основных путей прохождения потока устройств контроля пескопроявления.

Одним примером методики такой обработки является удаление фильтрационной корки. В этом примере интервал 108Ь включает в себя фильтрационную корку, и устройства 138а-138с 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 обработки методики использует технологию альтернативного пути, задействующую шунтирующие трубы 1110 с соплами (не показаны), 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 очертания 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

- 14 013937 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 АБЕРАС® и ЛПБКАС®.

Более того, должно быть ясно, что настоящая методика 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 методики, описанной выше, по меньшей мере, на фиг. 9Ά-9Ό.

Хотя настоящая методика 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 (21)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Система, связанная с добычей углеводородов, содержащая ствол скважины, использующийся для добычи углеводородов из подземного коллектора; эксплуатационную колонну насосно-компрессорной трубы, расположенную в стволе скважины; множество устройств контроля пескопроявления, соединенных с эксплуатационной колонной насосно-компрессорной трубы и расположенных в необсаженной секции ствола скважины, причем каждое из множества устройств контроля пескопроявления содержит по меньшей мере одну шунтирующую трубу;

   по меньшей мере один пакер, присоединенный между двумя из множества устройств контроля пескопроявления, при этом по меньшей мере один пакер выполнен с возможностью создания по меньшей мере одного пути прохождения потока по меньшей мере через один пакер и между шунтирующими трубами двух из множества устройств контроля пескопроявления, при этом по меньшей мере один пакер выполнен с возможностью, по существу, предотвращения прохождения потока текучей среды, по меньшей мере, на участке кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины;

   первый гравийный фильтр, расположенный, по меньшей мере, частично вокруг по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления выше по потоку по меньшей мере от одного пакера; и второй гравийный фильтр, расположенный, по меньшей мере, частично вокруг по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления ниже по потоку по меньшей мере от одного пакера, при этом по меньшей мере одна шунтирующая труба каждого из множества устройств контроля пескопроявления и по меньшей мере один путь прохождения потока по меньшей мере через один пакер выполнены с возможностью расположения второго гравийного фильтра.
2. 2. Система по п.1, в которой по меньшей мере один пакер содержит трубчатую деталь с первым каналом для прохождения потока текучей среды через трубчатую деталь;

   элемент пакера, расположенный вокруг трубчатой детали, при этом элемент пакера выполнен с возможностью изоляции участка кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины; и по меньшей мере одну соединительную трубную вставку, внешнюю по отношению к трубчатой детали и находящуюся в контакте с элементом пакера.
3. 3. Система по п.1, в которой по меньшей мере один пакер содержит трубчатую деталь с первым каналом для прохождения потока текучей среды сквозь полость трубчатой детали;

   втулку, расположенную вокруг трубчатой детали, причем второй канал формируется между трубчатой деталью и втулкой;

   - 15 013937 множество несущих деталей, расположенных между трубчатой деталью и втулкой; и элемент пакера, расположенный вокруг втулки, причем элемент пакера выполнен с возможностью, по существу, предотвращать прохождение потока текучей среды за пределами втулки.
4. 4. Система по п.3, в которой множество каналов формируется во втором канале втулкой, трубчатой деталью и множеством несущих деталей.
5. 5. Система по п.1, в которой расширяющийся элемент содержит по меньшей мере одно из следующего: набухающий элемент, надувной элемент и элемент пакера с уплотняющими манжетами.
6. 6. Система по п.1, в которой расширяющийся элемент приводится в действие одним или несколькими из следующего: гидравлический привод, механический привод и привод гидростатического давления.
7. 7. Система по п.1, в которой расширяющийся элемент расширяется в присутствии по меньшей мере одного из следующего: буровой раствор, добываемая текучая среда, текучая среда заканчивания и любые их комбинации.
8. 8. Система по п.1, в которой каждое из множества устройств контроля пескопроявления имеет основной путь прохождения потока, изолированный от ствола скважины материалом фильтра, и при этом по меньшей мере одна шунтирующая труба создает вторичный путь прохождения потока; и при этом по меньшей мере один пакер создает основной путь прохождения потока, сообщающийся текучей средой с основным путем прохождения потока по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления, и вторичный путь прохождения потока сообщается текучей средой по меньшей мере с одной шунтирующей трубой по меньшей мере одного из множества устройств контроля пескопроявления через область манифольда, соединяющую и перераспределяющую поток во вторичный путь прохождения потока по меньшей мере одного пакера.
9. 9. Система по п.1, в которой шунтирующие трубы располагаются внешне по отношению к материалу фильтра.
10. 10. Система по п.1, в которой шунтирующие трубы располагаются внутренне по отношению к материалу фильтра.
11. 11. Способ добычи углеводородов из скважины, заключающийся в том, что располагают устройства контроля пескопроявления и по меньшей мере один пакер в стволе скважины рядом с подземным коллектором, при этом каждое из устройств контроля пескопроявления включает в себя по меньшей мере одну шунтирующую трубу и каждый по меньшей мере из одного пакера включает в себя основной и вторичный путь прохождения потока, при этом вторичный путь прохождения потока по меньшей мере одного пакера сообщается текучей средой по меньшей мере с одной шунтирующей трубой устройств контроля пескопроявления;

    крепят по меньшей мере один пакер в необсаженной секции ствола;

    заполняют фильтры гравием вокруг устройств контроля пескопроявления в интервале подземного коллектора вниз по потоку по меньшей мере от одного пакера посредством того, что пропускают текучую среду носителя с гравием через вторичный путь прохождения потока по меньшей мере одного пакера; и добывают углеводороды из ствола скважины, при этом пропускают углеводороды через устройства контроля пескопроявления.
12. 12. Способ по п.11, заключающийся в том, что заполняют фильтры гравием вокруг устройств контроля пескопроявления в интервалах подземного коллектора выше по потоку по меньшей мере от одного пакера.
13. 13. Способ по п.12, заключающийся в том, что доводят до требуемых параметров буровой раствор, используемый для обеспечения доступа к подземному пласту посредством ствола скважины, при этом устройства контроля пескопроявления и по меньшей мере один пакер располагают в стволе скважины в доведенном до требуемых параметров буровом растворе;

    вытесняют доведенный до требуемых параметров буровой раствор рядом с устройствами контроля пескопроявления и по меньшей мере с одним пакером посредством текучей среды носителя, прежде чем крепить пакер; и заполняют фильтры гравием в интервалах ствола скважины посредством текучей среды носителя с гравием.
14. 14. Способ по п.13, в котором доведенный до требуемых параметров буровой раствор содержит большое количество твердой фазы текучей среды на нефтяной основе.
15. 15. Способ по п.13, в котором доведенный до требуемых параметров буровой раствор содержит большое количество твердой фазы текучей среды на водной основе.
16. 16. Способ по п.13, в котором текучая среда носитель содержит текучую среду, загущенную одним из следующего: полимер ГЭЦ, полимер ксантан, вязкоэластичное поверхностно-активное вещество.
17. 17. Способ по п.13, в котором текучая среда носитель имеет реологию и возможность несения песка, выполненные с возможностью заполнения фильтров гравием в интервалах ствола скважины с использованием шунтирующих труб устройств контроля пескопроявления.

    - 16 013937
18. 18. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один пакер содержит трубчатую деталь с центральным каналом для создания основного пути прохождения потока текучей среды через пакер;

    элемент пакера, расположенный вокруг трубчатой детали, при этом элемент пакера выполнен с возможностью отделения участка кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины; и по меньшей мере одну соединительную трубную вставку, внешнюю по отношению к трубчатой детали и находящуюся в контакте с элементом пакера для создания вторичного пути прохождения потока текучей среды через пакер.
19. 19. Способ по п.11, в котором по меньшей мере один пакер содержит трубчатую деталь с центральным каналом для создания основного пути прохождения потока текучей среды через трубчатую деталь;

    втулку, расположенную вокруг трубчатой детали, при этом второй канал формируется между трубчатой деталью и втулкой;

    множество несущих деталей, расположенных между трубчатой деталью и втулкой; и элемент пакера, расположенный вокруг втулки, при этом элемент пакера выполнен с возможностью, по существу, предотвращать прохождение потока текучей среды за пределами втулки.
20. 20. Способ, связанный с добычей углеводородов, заключающийся в том, что оборудуют множество устройств контроля пескопроявления с основным путем прохождения потока через устройства контроля пескопроявления с шунтирующими трубами, при этом каждая из шунтирующих труб формирует вторичный путь прохождения потока;

    присоединяют пакер между двумя из множества устройств контроля пескопроявления, при этом пакер содержит трубчатую деталь, при этом расширяющийся элемент выполняют с возможностью отделения участка кольцевого пространства между трубчатой деталью и стенкой ствола скважины, при этом трубчатую деталь выполняют с возможностью создания основного пути прохождения потока, сообщающегося текучей средой с основным путем прохождения потока текучей среды устройств контроля пескопроявления, и при этом вторичный путь прохождения потока проходит через пакер и сообщается текучей средой с шунтирующими трубами множества устройств контроля пескопроявления;

    располагают множество устройств контроля пескопроявления и пакер в стволе скважины и добывают углеводороды из ствола скважины, при этом пропускют углеводороды через устройства контроля пескопроявления.
21. 21. Способ по п.11, в котором добыча углеводородов заключается в том, что добывают углеводороды из первого интервала ствола скважины через основной путь прохождения потока устройств контроля пескопроявления и через вторичный путь прохождения потока пакера и добывают углеводороды из второго интервала ствола скважины, изолированного от первого интервала пакером, через вторичные пути прохождения потока пакера и шунтирующие трубы устройств контроля пескопроявления.