EA014109B1 - Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций - Google Patents
Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций Download PDFInfo
- Publication number
- EA014109B1 EA014109B1 EA200870408A EA200870408A EA014109B1 EA 014109 B1 EA014109 B1 EA 014109B1 EA 200870408 A EA200870408 A EA 200870408A EA 200870408 A EA200870408 A EA 200870408A EA 014109 B1 EA014109 B1 EA 014109B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tubular element
- control device
- sand
- fluid
- sand control
- Prior art date
Links
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims abstract description 291
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 131
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract description 86
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 77
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 69
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 69
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 156
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 56
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 28
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 28
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 23
- 238000005065 mining Methods 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 11
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 10
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 claims 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims 2
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 241000124033 Salix Species 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 8
- 101100041681 Takifugu rubripes sand gene Proteins 0.000 description 243
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 48
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 11
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 238000010618 wire wrap Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000000021 stimulant Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/04—Gravelling of wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Описаны способ, система и устройство для добычи углеводородов. Система включает в себя ствол скважины с доступом к подземному коллектору, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, расположенную в стволе скважины, и одно или несколько устройств предотвращения выноса песка, соединенных с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и расположенных в стволе скважины. По меньшей мере одно из устройств предотвращения выноса песка включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента. Второй трубчатый элемент имеет множество отверстий и устройство регулирования притока, каждое из которых обеспечивает путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента. Кроме того по меньшей мере одно из устройств предотвращения выноса песка включает в себя уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом. Уплотнительное устройство сконфигурировано для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которое меньше, чем потеря давления во время, по меньшей мере, некоторых производственных операций.
Description
В общем, настоящее изобретение относится к устройству и способу, предназначенным для использования в стволах скважины при добыче углеводородов. Более конкретно, настоящее изобретение относится к скважинным устройству и способу для обеспечения регулирования потока, которые могут быть использованы для повышения качества, по меньшей мере, гравийной набивки и операций по добыче углеводородов в буровой скважине.
Предшествующий уровень техники
Данный раздел предназначен для представления различных объектов из уровня техники, которые могут быть связаны с примерами осуществлений настоящего изобретения. Заявитель полагает, что это рассмотрение поможет лучшему пониманию конкретных объектов настоящего изобретения. В соответствии с этим должно быть понятно, что этот раздел должен толковаться в этом свете, а не обязательно как доступ к предшествующему уровню техники.
Добычу углеводородов, таких как нефть и газ, осуществляют в течение многих лет. Однако добыча углеводородов из нижних горизонтов или подземных пластов становится все более трудной из-за местоположения некоторых подземных пластов. Например, в тех случаях, когда некоторые подземные пласты располагаются под водой на глубинах, которые выходят за пределы возможностей бурильных работ, в коллекторах с высокими значениями давления и температуры, при протяженных интервалах, при высоких темпах добычи и в удаленных местах. Само по себе местоположение подземного пласта может вызывать проблемы, которые существенно увеличивают стоимость строительства скважины. Затраты на доступ к подземному пласту могут приводить к меньшему количеству законченных скважин вследствие необходимости поддержания экономических показателей месторождения. В соответствии с этим надежность и долговечность скважины становятся конструктивными факторами, позволяющими исключать нежелательное снижение продуктивности и дорогостоящее вмешательство в работу скважин или их ремонт.
Для повышения добычи углеводородов в продуктивной системе могут использоваться различные устройства, такие как устройства предотвращения выноса песка и другие приспособления для решения конкретных задач в скважине. Обычно эти устройства помещают в ствол законченной скважины с обсаженным стволом или открытым стволом. При заканчивании скважины с обсаженным стволом в ствол скважины помещают обсадную колонну и создают перфорационные отверстия сквозь обсадную колонну в подземные пласты для обеспечения пути потока для пластовых текучих сред, таких как углеводороды, в ствол скважины. В качестве варианта при заканчивании скважины с открытым стволом эксплуатационную колонну располагают внутри ствола скважины без обсадной колонны. Пластовые текучие среды протекают через кольцевое пространство между подземным пластом и продуктивной колонной, входя в продуктивную колонну.
Независимо от вида заканчивания скважины, устройства предотвращения выноса песка обычно используют в скважине для управления выносом твердого вещества, такого, как песок. Вынос твердого вещества может приводить к выносу песка на поверхность, повреждению скважинного оборудования, снижению продуктивности скважины и/или потере напора в скважине. Кроме того, при некоторых эксплуатационных условиях устройство предотвращения выноса песка, которое может иметь щелевые отверстия или может быть фильтром с проволочной обмоткой, может быть использовано совместно с гравийным фильтром. Гравийная набивка скважины включает в себя размещение гравия или другого материала в виде частиц вокруг устройства предотвращения выноса песка. При заканчивании скважины с открытым стволом гравийный фильтр обычно располагают между стенкой ствола скважины и песчаным фильтром, окружающим перфорированную несущую трубу. В качестве варианта при заканчивании скважины с обсаженным стволом гравийный фильтр располагают между обсадной колонной, имеющей перфорационные отверстия, и песчаным фильтром, окружающим перфорированную несущую трубу. В любом случае пластовые текучие среды протекают из подземного пласта в эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну через гравийный фильтр и устройство предотвращения выноса песка, в то время как твердые частицы сверх определенного размера блокируются.
Кроме того, чтобы повысить качество процесса гравийной набивки, альтернативные технологии могут быть использованы для образования, по существу, полных гравийных фильтров в стволе скважины. Например, альтернативные пути потока, как и внутренние и внешние отводные трубки, могут быть использованы для обхода песчаных перемычек и равномерного распределения гравия на протяжении интервалов. Дополнительные подробности раскрыты в патентах США №№ 4945991, 5082052, 5113935, 5333688 и Международной патентной заявке Ρ0Τ/ϋ804/01599, в которых дополнительно описаны альтернативные пути потока и которые включены в настоящую заявку посредством ссылки.
В дополнение к предотвращению выноса твердых частиц поток пластовых текучих сред также можно регулировать внутри скважины. Например, в устройствах предотвращения выноса песка можно использовать технологию регулирования скважинного потока, такую как технология регулирования притока, или устройства регулирования притока. См., например, РЕ8ЕЕО\У™ от ВекБик, ΕΟυΛΕΙΖΕΡ™ от Вакег или РЬОВЕО™ от \Уеа111егГогБ. Эти устройства обычно используют в протяженных горизонталь
- 1 014109 ных законченных скважинах с открытым стволом для уравновешивания притока в оборудование для заканчивания на протяжении продуктивных интервалов или зон. При уравновешенном притоке улучшается управление коллектором и уменьшается опасность преждевременного прорыва воды или газа из высокопроницаемого пласта-коллектора или нижней части скважины. В дополнение к этому большее количество углеводородов может быть собрано из забоя скважины путем применения технологии регулирования притока.
Поскольку операции гравийной набивки обычно включают в себя пропускание больших количеств жидкости, такой как жидкость-носитель, через песчаный фильтр и устройство регулирования притока, гравийная набивка совместно с типовыми устройствами регулирования притока практически неосуществима вследствие того, что при гравийной набивке и производственных операциях используют одни и те же пути потока. В частности, локализованный и сниженный приток жидкости-носителя, обусловленный устройствами регулирования притока, может быть причиной преждевременного перекрывания, неплотных набивок, пустот и/или необходимости повышенного давления во время закачивания гравийной набивки. В соответствии с этим существует необходимость в способе и устройстве, которыми обеспечивается регулирование притока без ограничения образования гравийного фильтра.
Другие родственные материалы можно найти в патентах США №5293935, 5435393, 5642781, 5803179, 5986928, 6112815, 6112817, 6237683, 6302216, 6308783, 6405800, 6464261, 6533038, 6622794, 6644412, 6715558, 6745843, 6749024, 6786285, 6817416, 6851560, 6857475, 6875476, 6860330, 6868910, 6883613, 6886634, 6892816, 6899176, 6978840, публикациях патентных заявок США №2003/0173075, 2004/0251020, 2004/02 62011, 2005/0263287, 2006/0042795, патентных заявках США 60/765023, 60/775434.
Сущность изобретения
Согласно одному осуществлению описывается система для добычи углеводородов. Система включает в себя ствол скважины, используемый для добычи углеводородов из подземного коллектора, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, расположенную в стволе скважины, и по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка, соединенное с эксплуатационной насоснокомпрессорной колонной и расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одно из по меньшей мере одного устройство предотвращения выноса песка включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, каждое из которых обеспечивает путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированное для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которое меньше, чем потеря давления во время, по меньшей мере, части производственных операций.
Согласно второму осуществлению описывается способ добычи углеводородов из скважины. Способ включает в себя этапы, на которых располагают по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка в стволе скважины вблизи подземного пласта, при этом по меньшей мере одно из по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка содержит первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, каждое из которых обеспечивает путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированное для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которое меньше, чем потеря давления во время по меньшей мере части производственных операций, осуществляют гравийную набивку по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины и добывают углеводороды из по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка посредством пропускания углеводородов через по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка.
Согласно третьему осуществлению создана другая система для добычи углеводородов. Эта система включает в себя эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, расположенную в стволе скважины, используемом для доступа к подземному пласту, по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка, соединенное с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и расположенное в стволе скважины. По меньшей мере, одно из, по меньшей мере, одного устройства предотвращения выноса песка включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом. Уплотнительное устройство сконфигурировано для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время операций гравийной набивки через только одно из множества отверстий и множества отверстий вместе по меньшей мере с одним устройством регулирования притока и обеспечения второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время
- 2 014109 части операций по добыче через только по меньшей мере одно устройство регулирования притока. Согласно четвертому осуществлению создан другой способ для добычи углеводородов. Способ включает в себя этапы, на которых подготавливают устройство предотвращения выноса песка, имеющее первый трубчатый элемент с проницаемой секцией и непроницаемой секцией, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированное для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время операций гравийной набивки через только одно из множества отверстий и множества отверстий вместе с по меньшей мере одним устройством регулирования притока и обеспечения второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время по меньшей мере части операций по добыче через только по меньшей мере одно устройство регулирования притока, располагают устройство предотвращения выноса песка в стволе скважины, присоединяют устройство предотвращения выноса песка к перепускному приспособлению для образования гравийного фильтра, по меньшей мере, частично вокруг устройства предотвращения выноса песка, отсоединяют перепускное устройство от устройства предотвращения выноса песка и соединяют устройство предотвращения выноса песка с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной для добычи углеводородов через по меньшей мере одно устройство регулирования притока.
Согласно пятому осуществлению создано устройство для добычи углеводородов. Устройство включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительный элемент, расположенный между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и расположенный между множеством отверстий и по меньшей мере одним устройством регулирования притока. Уплотнительный элемент сконфигурирован для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через множество отверстий и второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через, по меньшей мере, одно устройство регулирования притока во время первой операции и блокирования потока текучей среды по первому пути потока во время второй операции.
Согласно шестому осуществлению создано второе устройство для добычи углеводородов. Устройство включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, обеспечивающих путь потока текучей среды во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и барьерный элемент, расположенный между первым и вторым трубчатыми элементами. Барьерный элемент сконфигурирован для изоляции первой камеры от второй камеры, образованных между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом, при этом первая камера включает в себя проницаемую секцию первого трубчатого элемента, а вторая камера включает в себя множество отверстий во втором трубчатом элементе и по меньшей мере один трубопровод, расположенный между первым и вторым трубчатым элементами и обеспечивающий по меньшей мере один путь потока текучей среды между первой камерой и второй камерой сквозь барьерный элемент.
Согласно седьмому осуществлению создано третье устройство для добычи углеводородов. Устройство включает в себя первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока и втулку, расположенную вблизи второго трубчатого элемента и сконфигурированную для перемещения между множеством положений. Множество положений включает в себя первое положение, обеспечивающее первый путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через, по меньшей мере, множество отверстий, и второе положение, обеспечивающее второй путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через по меньшей мере одно устройство регулирования притока, при этом предотвращается поток текучей среды через множество отверстий.
Краткое описание чертежей
Упомянутые выше и другие преимущества настоящего изобретения могут стать очевидными при рассмотрении нижеследующего подробного описания не создающих ограничений примеров осуществлений и чертежей, на которых изображено следующее:
фиг. 1 изображает вид варианта системы для добычи углеводородов согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 - вариант блок-схемы последовательности скважинных операций с применением устройства предотвращения выноса песка с устройством регулирования притока из фиг. 1 в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 3А-3С изображают варианты осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющим уплотнительный элемент, в соответствии с настоящим изобретением;
- 3 014109 фиг. 4А-4С - виды первого варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3А-3С в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 5А-5Е - виды второго варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3А-3С в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 6А-6С - виды третьего варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3А-3С в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 7А-7В - виды еще одного варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющим уплотнительный элемент, в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 8А-8С - виды варианта устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющим трубопровод, в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 9А-9Е - виды первого варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 8А-8С в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 10А-10С - виды второго варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 8А-8С в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 11А-11Е - виды еще одного варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющим втулку, в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 12 изображает вариант системы добычи в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание
В нижеследующем разделе подробного описания конкретные варианты осуществления настоящего изобретения описываются в связи с предпочтительными осуществлениями. Однако в той части, в какой нижеследующее описание является специфическим для конкретного осуществления или конкретного использования настоящего изобретения, оно предназначено только для иллюстративных целей, и им просто предоставляется описание примеров осуществлений. В соответствии с этим изобретение не ограничено конкретными осуществлениями, описанными ниже, а точнее оно включает в себя все варианты, модификации и эквиваленты, попадающие в рамки истинной сущности и объема прилагаемой формулы изобретения.
Настоящее изобретение включает в себя одно или несколько вариантов осуществлений устройств предотвращения выноса песка, которые могут быть использованы в системе заканчивания скважины, добычи или нагнетания для повышения качества скважинных операций, которые могут включать в себя операции гравийной набивки и производственные операции, которые описываются ниже. В настоящем изобретении устройство, система и способ описываются применительно к спуску и гравийной набивке устройства предотвращения выноса песка, имеющего устройство регулирования притока в оборудовании для заканчивания скважины, например, заканчивания скважины с открытым стволом и заканчивания скважины с обсаженным стволом. В таком случае устройство предотвращения выноса песка используют при добыче пластовых текучих сред, таких как углеводороды из законченной скважины. Устройство предотвращения выноса песка согласно осуществлениям может представлять собой устройство предотвращения выноса песка с уплотнительным устройством, таким как способный разбухать материал, уплотнительный элемент или регулируемая втулка. В соответствии с этим для обеспечения гибкости при скважинных операциях устройство предотвращения выноса песка согласно конкретным осуществлениям может представлять собой устройство предотвращения выноса песка с уплотнительным элементом по меньшей мере одним трубопроводом и/или по меньшей мере одной втулкой. В данном осуществлении уплотнительное устройство сконфигурировано для обеспечения меньшей потери давления во время определенных операций, таких как операции гравийной набивки, чем потеря давления во время других операций, таких как производственные операции. Потеря давления представляет собой изменение давления текучей среды при его протекании с наружной стороны устройства предотвращения выноса песка во внутреннее пространство несущей трубы или основного трубчатого элемента. Потеря давления может включать в себя потерю давления на трение и потерю за счет формы. Более высокая потеря давления происходит в результате повышенного регулирования притока, которое обеспечивает гибкость при проведении необходимого регулирования потока текучей среды в течение различных операций. Настоящее изобретение может быть использовано при заканчиваниях скважин для улучшения размещения гравия, повышения добычи углеводородов и/или воздействия на подземный пласт. При заканчивании скважины устройства предотвращения выноса песка согласно настоящему изобретению могут быть использованы в сочетании с другими устройствами предотвращения выноса песка.
На фиг. 1 показан вариант системы 100 для добычи углеводородов в соответствии с настоящим изобретением. Система 100 содержит плавучее промысловое оборудование 102, соединенное с донной фонтанной арматурой 104, расположенной на морском дне 106. Через донную фонтанную арматуру 104 достигается доступ плавучего промыслового оборудования 102 к одному или нескольким подземным пластам, таким как подземный пласт 107, который может включать в себя многочисленные продуктивные интервалы или зоны 108а-108п, при этом число η является любым целым числом. Продуктивные
- 4 014109 интервалы 108а-108п могут иметь углеводороды, такие как нефть и газ. Предпочтительно, чтобы устройства, такие как устройства 138а-138п предотвращения выноса песка, имеющие устройства регулирования притока, можно было использовать для повышения добычи углеводородов из продуктивных интервалов 108а-108п. Однако заявитель считает необходимым отметить, что система 100 добычи показана с иллюстративными целями, и настоящее изобретение может быть полезным при добыче или нагнетании текучих сред из любого подводного места заложения скважины, с платформы или из любого наземного места заложения скважины.
Плавучее промысловое оборудование 102 может быть сконфигурировано для контроля и добычи углеводородов из продуктивных интервалов 108а-108п подземного пласта 107.
Плавучее промысловое оборудование 102 может быть плавучим судном, способным осуществлять управление добычей текучих сред, таких как углеводороды, из подводных скважин. Эти текучие среды могут сохраняться в плавучем промысловом оборудовании 102 и/или передаваться на танкеры (непоказанные). Для получения доступа к продуктивным интервалам 108а-108п плавучее промысловое оборудование 102 соединено с донной фонтанной арматурой 104 и контрольным клапаном 110 посредством управляющего шлангокабеля 112. Управляющий шлангокабель 112 может включать в себя эксплуатационный трубопровод для подачи углеводородов из донной фонтанной арматуры 104 в плавучее промысловое оборудование 102, управляющий трубопровод для гидравлических или электрических устройств и контрольный кабель для связи с другими устройствами в стволе 114 скважины.
Для получения доступа к продуктивным интервалам 108а-108п ствол 114 скважины проходит через морское дно 106 до глубины, на которой обеспечивается контакт с продуктивными интервалами 108а108п на различных глубинах в стволе 114 скважины. Продуктивные интервалы 108а-108п, которые могут быть названы продуктивными интервалами 108, могут включать в себя различные слои или интервалы породы, которые могут включать в себя или могут не включать в себя углеводороды и могут называться зонами. Донная фонтанная арматура 104, расположенная на морском дне 106 выше ствола 114 скважины, обеспечивает сопряжение между устройствами в стволе 114 скважины и плавучим промысловым оборудованием 102. В соответствии с этим донная фонтанная арматура 104 может быть соединена с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 128 для обеспечения путей потока текучей среды и с контрольным кабелем (непоказанным), предназначенным для обеспечения каналов связи, который может сопрягаться с управляющим шлангокабелем 112 на донной фонтанной арматуре 104.
В стволе 114 скважины система 100 добычи также может включать в себя различное оборудование для получения доступа к продуктивным интервалам 108а-108п. Например, кондукторная обсадная колонна 124 может быть установлена от морского дна 106 до места на конкретной глубине ниже морского дна 106. Внутри кондукторной обсадной колонны 124 промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 126, которая может продолжаться вниз до глубины вблизи продуктивного интервала 108а, может быть использована для обеспечения поддержания стенок ствола 114 скважины. Кондукторная и эксплуатационная обсадные колонны 124 и 126 могут быть зацементированы в фиксированном положении внутри ствола 114 скважины с целью дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри кондукторной и эксплуатационной обсадных колонн 124 и 126 эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 128 может быть использована для обеспечения пути потока для углеводородов и других текучих сред через ствол 114 скважины. Подземный предохранительный клапан 132 может быть использован для блокировки потока текучих сред из участков эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 128 в случае разрыва или разрушения находящегося выше подземного предохранительного клапана 132. Кроме того, пакеры 134 и 136 могут быть использованы для изоляции друг от друга отдельных зон в кольцевом пространстве ствола скважины. Пакеры 134 и 136 могут быть сконфигурированы для обеспечения путей сообщения по текучей среде между поверхностью и устройствами 138а-138п предотвращения выноса песка, при этом предотвращается протекание текучей среды в одну или несколько других зон, таких как кольцевое пространство ствола скважины.
В дополнение к упомянутому выше оборудованию другое оборудование, такое как устройства 138а138п предотвращения выноса песка и гравийные фильтры 140а-140п, может быть использовано для управления потоком текучих сред из внутренней части ствола скважины. В частности, устройства 138а138п предотвращения выноса песка могут быть использованы для управления протеканием текучих сред и/или частиц в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 128 с гравийными фильтрами 140а140п. Устройства 138а-138п предотвращения выноса песка могут включать в себя хвостовики с щелевыми прорезями, изолированные фильтры, фильтры с предварительной набивкой, фильтры с проволочной обмоткой, мембранные фильтры, расширяемые фильтры и/или проволочные сетчатые фильтры, тогда как гравийные фильтры 140а-140п могут включать в себя гравий или другое подходящее твердое вещество. Устройства 138а-138п предотвращения выноса песка также могут включать в себя устройства регулирования притока, такие как устройства регулирования притока (то есть клапаны, трубопроводы, патрубки или другие подходящие средства), которые могут повышать потерю давления вдоль пути потока текучей среды. Гравийные фильтры 140а-140п могут быть полными гравийными фильтрами, которые перекрывают все соответствующие устройства 138а-138п предотвращения выноса песка, или могут быть частично расположенными вокруг устройств 138а-138п предотвращения выноса песка. Независимо от
- 5 014109 этого устройства 138а-138п предотвращения выноса песка могут включать в себя различные компоненты, которые обеспечивают регулировку потока для интервалов 108а-108п скважины. Процесс установки и использования этих устройств предотвращения выноса песка показан ниже на фиг. 2.
На фиг. 2 представлен вариант блок-схемы последовательности стадий при установке и использовании устройств предотвращения выноса песка из фиг. 1 в соответствии с объектами настоящего изобретения. Блок-схема 200 последовательности стадий может быть лучше всего понята при одновременном рассмотрении фиг. 1. На блок-схеме 200 последовательности операций показан способ повышения добычи углеводородов из ствола 114 скважины путем обеспечения регулирования потока в устройстве предотвращения выноса песка с гравийными фильтрами. Настоящим изобретением предоставляется механизм эффективного образования гравийного фильтра вокруг устройства предотвращения выноса песка и обеспечения регулирования потоков текучих сред, добываемых из интервалов после того, как гравийный фильтр образован. В соответствии с этим устройство предотвращения выноса песка может повышать качество выполнения операций и повышать добычу углеводородов из интервалов 108 подземного пласта 107.
Блок-схема последовательности операций начинается со стадии 202. Скважина может быть пробурена на стадии 204. Скважина может быть пробурена через различные продуктивные интервалы 108 подземного пласта 107 до места на конкретной глубине. Бурение скважины может включать в себя бурильные работы и типовые технологии, используемые на конкретных месторождениях. Затем могут быть выполнены стадии 206 и 208 гравийной набивки. Стадии гравийной набивки включают в себя установку на стадии 206 в скважину одного или нескольких устройств предотвращения выноса песка, имеющих устройство регулирования притока. Устройства предотвращения выноса песка могут иметь различные осуществления, такие как устройство предотвращения выноса песка, имеющее устройство регулирования притока с уплотнительным элементом (показанное на фиг. 3А-3С, 4А-4С, 5А-5Б, 6А-6С и 7А-7В), устройство предотвращения выноса песка, имеющее устройство регулирования притока в виде трубопровода (показанное на фиг. 8А-8С, 9А-9Е и 10А-10С), и устройство предотвращения выноса песка, имеющее устройство регулирования притока с втулкой (показанное на фиг. 11А-11Е). Каждое из этих осуществлений может быть установлено с использованием различных средств, например, с помощью бурильной колонны, каротажного кабеля и гибкой трубы и других подобных средств, известных специалистам в данной области техники. Гравийный фильтр может быть установлен на стадии 208 в стволе скважины вокруг устройства предотвращения выноса песка. Установка гравийного фильтра может включать в себя соединение перепускного приспособления с устройством предотвращения выноса песка и закачивание жидкости-носителя с гравием через перепускное приспособление. Посредством контакта между устройством предотвращения выноса песка и перепускным приспособлением гравийный фильтр может быть образован, по меньшей мере, частично вокруг устройства предотвращения выноса песка. Конкретный способ образования гравийного фильтра также рассмотрен в предварительной заявке №60/778434 на патент США. Однако заявитель считает необходимым отметить, что операции гравийной набивки также могут включать в себя другие технологии и процедуры гравийной набивки с использованием альтернативного пути и альфа-бета-волн.
После того как операции гравийной набивки завершены, могут быть выполнены на стадиях 210-220 операции по добыче углеводородов. В случае установки устройства предотвращения выноса песка и гравийного фильтра может быть выполнена регулировка на стадии 210 устройства предотвращения выноса песка до производственной конфигурации. Такая регулировка может включать в себя удаление промывочной трубы, передачу сигнала по электрическому кабелю или по гидравлической системе с целью перемещения втулки, химическое воздействие или другие подходящие способы для регулировки устройства предотвращения выноса песка с приведением в соответствие с производственными операциями. В частности, заявитель считает необходимым отметить, что регулировка устройства предотвращения выноса песка может быть инициирована автоматически при наличии воздействия, которое дополнительно рассматривается ниже. Согласно стадии 212 углеводороды, такие как нефть и газ, могут быть добыты из скважины. Добыча углеводородов может включать отсоединение перепускного приспособления от устройства предотвращения выноса песка и соединение устройства предотвращения выноса песка с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной для добычи углеводородов через по меньшей мере одно из устройств регулирования притока. На стадии 214 характеристики скважины могут контролироваться во время добычи. Контроль скважины может включать в себя общий технический надзор, например контроль темпа отбора углеводородов, объема воды, извлекаемой из буровой скважины, газового фактора, динамики добычи на основании каротажа в эксплуатационной скважине, выноса песка из скважины и/или контроль по иным аналогичным методикам. Кроме того, средства контроля могут включать в себя детекторы и датчики, которые определяют уровни выноса песка из скважины, давление в скважине, температурные профили в скважине и т.п. На стадии 216 выполняют определение, отсекается ли поток текучей среды в устройство предотвращения выноса песка. Это определение может включать в себя сравнение добычи из определенного интервала с заданным пороговым значением или сигнал с контрольно-измерительного устройства, находящегося в стволе скважины, о том, что из определенного интервала, такого как интервал нижней части скважины, существует избыточная добыча воды. Если нет необходи
- 6 014109 мости отсекать интервал, то на стадии 214 скважинный контроль может быть продолжен.
Однако, если интервал отсекают, то на стадии 218 выполняют определение, будут ли продолжены операции по добыче. Если операции по работе будут продолжены, то на стадии 220 могут быть выполнены техническое обслуживание и ремонт. Техническое обслуживание и ремонт могут включать в себя приведение в действие элемента в устройстве регулирования притока, такого как втулка или клапан, чтобы не допустить втекания текучей среды в устройство предотвращения выноса песка, установку сдвоенной перемычки на конкретном интервале, обработку интервала жидкостью для обработки и/или установку пробки в пределах или выше по потоку от устройства предотвращения выноса песка. Затем на стадии 214 продолжают контролировать скважину. Если добыча из скважины завершается, то, не обращая внимания ни на что, процесс может быть закончен на стадии 222.
Использованием устройства предотвращения выноса песка выгодно обеспечивается механизм повышения качества операций гравийной набивки и гибкость при выполнении производственных операций, таких как техническое обслуживание и ремонт. Устройством предотвращения выноса песка представляется механизм для гравийной набивки скважины с различными перфорациями, которые могут быть или могут не быть использованы при добыче углеводородов. Кроме того, устройство предотвращения выноса песка может быть изолировано, чтобы не допускать вхождения пластовых текучих сред в ствол скважины из конкретного интервала с целью управления конкретными участками ствола скважины. То есть устройствами предотвращения выноса песка обеспечивается гибкость при управлении потоком из различных интервалов и изоляции его для исключения нежелательной добычи газа и воды. Кроме того, этими устройствами предотвращения выноса песка обеспечивается гибкость установок регулирования потока между пластами с изменяющимися значениями давления, продуктивности или проницаемости. Например, устройство предотвращения выноса песка одного и того же типа может быть использовано в скважине с одним интервалом, содержащим гравийную набивку, и другими, не содержащими гравийной набивки. То есть в рамках одного и того же процесса устройство предотвращения выноса песка может быть использовано для конкретных интервалов с гравийной набивкой в то же самое время, когда другие интервалы не содержат гравийной набивки. Кроме того, обеспечивая сбалансированный поток, устройства предотвращения выноса песка могут ограничивать кольцевой поток для исключения на оборудовании для заканчивания участков повышенной коррозии в местах высокого притока, которые являются обычными в нижней части оборудования для заканчивания или на затрубном изоляционном пакере. Участки повышенной коррозии являются местами высокоскоростного потока, где эрозия является вероятной, если частицы песка или мелкозернистые фракции находятся в струйном течении.
Ниже в настоящем описании с иллюстративными целями описываются различные устройства 138а138п предотвращения выноса песка согласно различным осуществлениям. В этих осуществлениях уплотнительное устройство может включать в себя уплотнительный элемент, барьерный элемент и/или втулку в соответствующих осуществлениях. Кроме того, устройство регулирования притока может включать в себя трубопровод или устройства регулирования притока (то есть небольшую диафрагму или штуцер) в соответствующих осуществлениях. В соответствии с этим конкретные варианты осуществлений показаны на фиг. 3А-3С, 4А-4О, 5А-5Р, 6А-6О, 7А-7С, 8А-8С, 9А-9Р, 10А-10Р, 11А-11Р и 12.
Устройство предотвращения выноса песка с уплотнительным элементом
На фиг. 3А-3С представлены варианты осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, имеющего устройство регулирования притока, в соответствии с объектами настоящего изобретения. Каждое из устройств 300а и 300Ь предотвращения выноса песка включает в себя трубчатый элемент или несущую трубу 302, окруженную песчаным фильтром 304, имеющим ребра 305. Песчаный фильтр 304 может включать в себя проницаемую секцию, такую как фильтр с проволочной обмоткой или фильтрующая среда, и непроницаемую секцию, такую как секция неперфорированной трубы. Ребра 305, которые ради простоты не показаны на фиг. 3А и 3Р, используются для поддержания песчаного фильтра 304 на заданном расстоянии от несущей трубы 302. Пространство между несущей трубой 302 и песчаным фильтром 304 образует камеру, которая посредством проницаемой секции является доступной со стороны текучих сред, внешних по отношению к устройствам 300а и 300Ь предотвращения выноса песка. На фиг. 3А-3С устройства 300а и 300Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 300 предотвращения выноса песка, относятся к одному и тому же осуществлению устройства предотвращения выноса песка на различных стадиях работы, например во время операций гравийной набивки и производственных операций. Предпочтительно, чтобы в устройстве 300 предотвращения выноса песка уплотнительный элемент 312 был сконфигурирован для обеспечения одного или нескольких путей потока к отверстиям 310 и/или устройству 308 регулирования притока во время операций гравийной набивки и для блокировки пути потока к отверстиям 310 до или во время производственных операций. Устройство 300 предотвращения выноса песка может быть использовано для повышения качества выполнения операций в скважине.
На фиг. 3А-3С устройства 300а и 300Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 300 предотвращения выноса песка, могут включать в себя различные компоненты, используемые для управления потоком текучих сред и твердых частиц в скважину. Для примера, устройство 300 предотвращения выноса песка включает в себя секцию 320 основной части, секцию 322
- 7 014109 притока, первую соединительную секцию 324, перфорированную секцию 326 и вторую соединительную секцию 328, которые могут быть изготовлены из стали, металлических сплавов или других подходящих материалов. Секция 320 основной части может быть участком несущей трубы 302, окруженным участком песчаного фильтра 304. Секцию 320 основной части можно выполнить так, чтобы она имела конкретную длину, например от 10 до 50 футов (от 3,048 до 15,24 м), и при этом имела конкретные внутренний и наружный диаметры (некоторые секции имеют длину 6 футов (1,8288 м), 8 футов (2,4384 м), 14 футов (4,2672 м), 38 футов (11,5824 м) или 40 футов (12,192 м)). Секция 322 притока и перфорированная секция 326 могут быть другими участками несущей трубы 302, окруженными другими участками песчаного фильтра 304, например, непроницаемыми секциями, которые могут включать в себя компоненты, которые обеспечивают пути потока через несущую трубу 302. Секция 322 притока и перфорированная секция 326 могут быть выполнены длиной от 0,5 футов (15,24 см) до 4 футов (1,2192 м). Первая и вторая соединительные секции 324 и 328 могут быть использованы для соединения устройства 300 предотвращения выноса песка с другими устройствами предотвращения выноса песка или трубопроводом и могут быть местом расположения камеры, образованной несущей трубой 302 и концами песчаного фильтра 304. Первая и вторая соединительные секции 324 и 328 можно выполнить так, чтобы они имели конкретную длину, например от 2 дюймов (50,8 мм) до 4 футов (1,292 м), или другую подходящую длину, и при этом имели конкретные внутренний и наружный диаметры.
Согласно вариантам осуществлений настоящего изобретения в первой и второй соединительных секциях 324 и 328 соединительные устройства могут быть использованы для образования надежных и герметизированных соединений. Например, первая соединительная деталь 330 может быть расположена в первой соединительной секции 324, а вторая соединительная деталь 332 может быть расположена во второй соединительной секции 328. Эти соединительные детали 330 и 332 могут различными способами образовывать соединения с другими устройствами. Например, первая соединительная деталь 330 может иметь внутренние резьбы, а вторая соединительная деталь 332 может иметь наружные резьбы, образующие уплотнение с другими устройствами предотвращения выноса песка или другим сегментом трубы. В других осуществлениях соединительное устройство для устройства 300 предотвращения выноса песка может представлять собой соединительное устройство из числа описанных, например, в патенте США № 6464261, патентной заявке США № 60/775434, Международных патентных заявках ν02004/046504, \νϋ2004/094769. ^02005/031105. публикациях патентных заявок США №2004/0140089, №2005/00228977, №2005/0061501, №2005/0082 060, патентных заявках США №60/765023 и №60/775434.
В некоторых осуществлениях настоящего изобретения в секции 322 притока и перфорированной секции 326 могут быть использованы устройства регулирования потока для регулирования путей потока или потери давления в устройстве предотвращения выноса песка. В качестве конкретного примера устройство 300 предотвращения выноса песка может включать в себя одно или несколько устройств 308 регулирования притока, одно или несколько перфорационных отверстий или отверстий 310 и уплотнительный элемент 312. Устройства 308 регулирования притока могут быть расположены на одном конце устройства 300 предотвращения выноса песка, а отверстия 310 вместе с уплотнительным элементом 312 на другом конце устройства 300 предотвращения выноса песка. Устройства 308 регулирования притока могут быть использованы для регулирования потока пластовых текучих сред из камеры в несущую трубу 302 во время операций гравийной набивки и/или производственных операций. Устройства 308 регулирования притока могут включать в себя патрубки, клапаны, извилистые каналы, фасонные изделия или другие подходящие устройства, известные в данной области техники, для создания падения давления или потери давления. В частности, устройства 308 регулирования притока могут дросселировать поток путем создания потери давления (например, с помощью фасонного изделия, патрубка) или потери давления на трение (например, за счет спиральной геометрии и труб).
Создание потери давления, которое основано на форме и выравнивании объекта относительно потока текучей среды, обусловлено разделением текучей среды, который протекает поверх объекта, что приводит к турбулентным зонам с различными давлениями позади объекта. Отверстия 310 могут быть использованы для обеспечения дополнительных путей движения жидкостей, таких как жидкостиносители, во время операций гравийной набивки, поскольку устройства 308 регулирования притока могут ограничивать размещение гравия, препятствуя протеканию жидкости-носителя в несущую трубу 302 во время операций гравийной набивки. Число отверстий в несущей трубе 302 может быть выбрано из условия обеспечения отвечающего требованиям притока во время операций гравийной набивки для получения частичного или, по существу, полного гравийного фильтра. То есть число и размер отверстий в несущей трубе 302 могут быть выбраны из условия обеспечения достаточного потока текучей среды из ствола скважины через песчаный фильтр 304, который используют для осаждения гравия в стволе скважины и образования гравийного фильтра. Как известно, с целью получения полного гравийного фильтра в данной области техники в эксплуатационных условиях демонстрировались технологии альтернативного пути для гравийной набивки с отвечающим требованиям уходом жидкости через песчаный фильтр 304.
В некоторых осуществлениях настоящего изобретения уплотнительный или расширяющийся элемент 312 может окружать несущую трубу 302 и может быть надувным элементом, приводимым в дейст
- 8 014109 вие гидравлически (то есть эластомером или термопластичным материалом), или способным разбухать материалом (то есть разбухающим резиновым элементом или способным разбухать полимером). Способный разбухать материал может расширяться в присутствии стимулирующих веществ, таких как вода, кондиционированный буровой раствор, жидкость для заканчивания скважин, продуктивная текучая среда (то есть углеводороды), другое химическое вещество или любое сочетание из них. Для примера, способный разбухать материал может быть помещен в устройство 300 предотвращения выноса песка, где он расширяется в присутствии углеводородов с образованием уплотнения между стенками несущей трубы 302 и непроницаемой секцией песчаного фильтра 304 (см., например, ΟΟΝδΤΚΙΟΤΟΚ™ от Баку Не11 8о1и1юи или Ε-ΖΙΡ™ или Ρ-ΖΙΡ™ от 8\\'е11Нх). Кроме того, для изоляции отверстия 310 от потока текучей среды во время некоторых или всех операций по добыче уплотнительный элемент 312 может быть приведен в действие химическим способом, механическим способом путем удаления промывочной трубы и/или посредством сигнала, электрического или гидравлического. Альтернативные виды устройств 300а и 300Ь предотвращения выноса песка показаны поперечными сечениями компонентов по линии АА на фиг. 3В, по линии ВВ на фиг. 3С, по линии СС на фиг. 3Ό, по линии ΌΌ на фиг. 3Е и по линии ЕЕ на фиг. 3С.
В дальнейшем со ссылками на фиг. 3А и 3Е описываются некоторые осуществления эксплуатации устройства 300 предотвращения выноса песка. Показанное на фиг. 3А устройство 300а предотвращения выноса песка спускают в конкретное место в стволе скважины. Устройство 300а, которое может быть соединено с перепускным приспособлением, обеспечивает один или несколько путей 314 потока для жидкости-носителя через песчаный фильтр 304 и отверстия 310 в несущую трубу 302 во время операций гравийной набивки. Жидкость-носитель или жидкость для намыва гравийного фильтра может включать в себя полисахаридный (ХС) гель (хаиЛошоиак сатреЛпк или ксантановую смолу), вязкоупругие жидкости, имеющие неньютоновские реологические свойства, жидкость, загущенную гидроксиэтилцеллюлозным (ГЭЦ) полимером, жидкость, загущенную очищенным ксантановым полимером (например, ΧΑΝνίδ® от Ке1со), жидкость, загущенную вязкоупругим поверхностно-активным веществом, и/или жидкость, имеющую подходящие реологию и несущую способность по отношению к песку в случае гравийной набивки подземного пласта ствола скважины, при использовании, по меньшей мере, одного устройства предотвращения выноса песка в сочетании с технологией альтернативного пути (А11егпа1е Ра111). Во время операций гравийной упаковки уплотнительный элемент 312 не блокирует путь 314 потока и обеспечивает альтернативный путь потока для жидкости-носителя в дополнение к устройствам 308 регулирования притока. Как показано на фиг. 3Е, после образования гравийного фильтра, можно начинать операции по добыче. На фиг. 3Е уплотнительный элемент 312 приведен в действие для блокировки потока текучей среды через отверстия 310. В результате устройство 300Ь предотвращения выноса песка, которое может быть соединено с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 128 или с другим трубопроводом, может обеспечивать один или несколько путей 316 потока для пластовых текучих сред через песчаный фильтр 304 и устройства 308 регулирования притока в несущую трубу 302. Таким образом, согласно осуществлению отверстия 310 изолируются для ограничения протекания текучей среды только в устройства 308 регулирования притока, которые предназначены для управления потоком текучих сред из интервала 108.
В качестве конкретного примера устройство 300 предотвращения выноса песка может быть спущено в буровой раствор на водной основе совместно со способным разбухать под действием углеводородов материалом, используемым для уплотнительного элемента 312. Во время спуска скважинного фильтра и операций гравийной набивки камера между несущей трубой 302 и песчаным фильтром 304 открыта для потока текучей среды через устройства 308 регулирования притока и/или отверстия 310. Однако во время производственных операций, таких как последующие испытания скважины, уплотнительный элемент 312, содержащий способный разбухать под действием углеводородов материал, расширяется, закрывая камеру в перфорированной секции 326. В результате движение текучей среды в устройства 308 регулирования притока ограничивается после изоляции отверстия 310 уплотнительным элементом 312, содержащим способный разбухать под действием углеводородов материал.
В качестве варианта, при спуске устройства 300 предотвращения выноса песка в буровой раствор на нефтяной основе, такой как жидкость на неводной основе, способный разбухать под действием углеводородов материал может быть использован для уплотнительного элемента 312. В этом варианте процесс расширения уплотнительного элемента 312 оценивают для определения момента времени, связанного с изоляцией отверстий, с целью предотвращения потока текучей среды в скважину. Рецептура материала, входящего в состав уплотнительного элемента 312, может быть составлена так, чтобы уплотнительный элемент 312 разбухал с известной скоростью в жидкости на неводной основе. В качестве варианта покрытие или изоляционный слой полупроницаемого материала, который может предотвращать преждевременное разбухание уплотнительного элемента 312, можно нанести на уплотнительный элемент 312. В любом случае процесс расширения может быть рассчитан так, чтобы он протекал с заданной скоростью для обеспечения возможности выполнения определенных операций в стволе скважины. После разбухания уплотнительного элемента 312 пластовая текучая среда может входить во внутреннюю часть несу
- 9 014109 щей трубы 302 только через устройства 308 регулирования притока.
Предпочтительно, чтобы устройство 300 предотвращения выноса песка со способным разбухать материалом было пассивной системой, которую можно автоматически регулировать для управления потоком текучей среды в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 128. Кроме того, данный вариант является несложным, что снижает затраты на изготовление. В дополнение к этому устройством 300 предотвращения выноса песка также предоставляются различные эксплуатационные возможности. Например, на основе расширения разбухающего материала, полные испытания скважины могут быть осуществлены на интервалах в пределах подземного пласта до отклонения потока исключительно в устройства 308 регулирования притока. К тому же производственные операции, такие как операции восстановления или воздействия на пласт, могут быть выполнены с использованием химических веществ, таких как кислоты, для растворения или сжатия способного разбухать материала с целью повышения потока из отдельного интервала в скважину. В качестве варианта для сжатия материала также может быть использован электрический или гидравлический сигнал.
Другой вариант осуществления устройства 300 предотвращения выноса песка дополнительно показан на фиг. 4А-4С. На фиг. 4А-4С представлены иллюстративные виды первого варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3 А-3С в соответствии с объектами настоящего изобретения. На фиг. 4А-4С устройства 400а и 400Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 400 предотвращения выноса песка, являются альтернативными видами устройства 400 предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча. В соответствии с этим в устройстве 400 предотвращения выноса песка для аналогичных компонентов использованы такие же позиции, как указанные выше на фиг. 3. В частности, устройство 400 предотвращения выноса песка может включать в себя секцию 410 основной части, секцию 412 притока, первую соединительную секцию 414, перфорированную секцию 416 и вторую соединительную секцию 418, которые изготовлены из стали или металлических сплавов. Каждая из этих секций 410-418 может включать в себя аналогичные детали, работает аналогичным образом и включает в себя аналогичные материалы соответственно секциям 320-328, рассмотренным выше.
Однако в данном варианте осуществления отводные трубки 402 включены в состав устройства 400 предотвращения выноса песка. Отводные трубки 402 могут представлять собой набивочные трубки и/или транспортные трубки и совместно с песчаными фильтрами 304 также могут быть использованы для гравийной набивки и других операций в стволе скважины. Набивочные трубки могут иметь один или несколько клапанов или патрубков (непоказанных), которые обеспечивают путь потока для суспензии гравийной набивки, которая включает в себя жидкость-носитель и гравий, в кольцевое пространство, образованное между песчаным фильтром 304 и стенками ствола скважины. Клапаны могут предотвращать перетекание текучих сред из изолированного интервала в другой интервал через по меньшей мере одну из отводных трубок. Эти отводные трубки являются известными в данной области техники, поскольку описаны в патентах США №№ 5515915, 5890533, 6220345 и 6227303.
Устройство 400 предотвращения выноса песка согласно данному варианту осуществления включает в себя устройства 308 регулирования притока, отверстия 310, уплотнительный элемент 312 и отводные трубки 402. Уплотнительный элемент 312 может включать в себя многочисленные индивидуальные секции или участки, например множество секций уплотнительных элементов 312, расположенных между соседними отводными трубками 402, или единственный уплотнительный элемент 312 с отверстиями для отводных трубок 402. Множеством секций уплотнительных элементов 312, которые могут включать в себя приводимые в действие гидравлически надувные элементы или способные раздуваться материалы, может блокироваться поток текучей среды в отверстия 310 в устройстве 400 предотвращения выноса песка. В качестве альтернативного перспективного вида устройств 400а и 400Ь предотвращения выноса песка поперечные сечения некоторых из разнообразных компонентов показаны по линии ЕЕ на фиг. 4В, по линии ОС на фиг. 4С, по линии НН на фиг. 4Ό, по линии II на фиг. 4Е и по линии Л на фиг. 40.
В дальнейшем со ссылками на фиг. 4А и 4Е описываются некоторые осуществления эксплуатации устройства 400 предотвращения выноса песка. Устройство 400а предотвращения выноса песка из фиг. 4 спускают в конкретное место в стволе скважины. Устройство 400а, которое может быть соединено с перепускным приспособлением, обеспечивает один или несколько путей 404 потока для жидкостиносителя через песчаный фильтр 304 и отверстия 310 в несущую трубу 302. Во время операций гравийной набивки уплотнительный элемент 312 не блокирует путь 404 потока и обеспечивает альтернативный путь потока для жидкости-носителя в дополнение к устройствам 308 регулирования притока. После образования гравийного фильтра, могут быть начаты операции по добыче углеводородов в соответствии с фиг. 4Е. На фиг. 4Е индивидуальные секции уплотнительного элемента 312 раздуты для блокирования потока текучей среды через отверстия 310. В результате устройство 400Ь предотвращения выноса песка, которое может быть соединено с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 128 или другим трубопроводом, может обеспечивать один или несколько путей 408 потока для пластовых текучих сред через песчаный фильтр 304 и устройства 308 регулирования притока в несущую трубу 302. Таким образом, отверстия 310 изолируются с целью ограничения потока через устройства 308 регулирования притока, которые управляют потоком текучих сред из интервала 108. Путем использования отводных трубок
- 10 014109
402 более протяженные участки интервалов могут быть заполнены гравием без ухода жидкости в пласт. Обычно одной из причин ухода жидкости в пласт является неполный гравийный фильтр. Поэтому отводные трубки 402 обеспечивают механизм образования, по существу, полного гравийного фильтра вместе с песчаным фильтром, который перепускает песок, и/или гравийными перемычками.
На фиг. 5А-5Е представлены иллюстративные виды еще одного осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3А-3С согласно объектам настоящего изобретения. На фиг. 5А-5Е устройства 500а и 500Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 500 предотвращения выноса песка, являются альтернативными видами устройства 500 предотвращения выноса песка на различных этапах эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча углеводородов. Устройство 500 работает аналогичным образом, как и устройство 400, и в нем используются компоненты, подобные показанным выше на фиг. 3А-3С и 4А-4С. Однако в этом осуществлении уплотнительный элемент 312 и отводные трубки 402 сконфигурированы для зацепления с опорными элементами 502, которые действуют подобно ребрам 305, отделяя несущую трубу 302 от песчаного фильтра 304. Согласно одному осуществлению опорные элементы 502 могут быть уплотнены относительно отводных трубок 402 и могут поддерживать отводные трубки 402. В качестве варианта опорные элементы 502 могут быть соединены с отводными трубками 402 посредством сварных соединений или резьбовых соединений для обеспечения изолированного пути потока для текучих сред из каждой отводной трубки 402 через этот участок устройства 500. Опорные элементы 502 могут быть изготовлены из стали, металлического сплава или другого подходящего материала. Каждый из опорных элементов 502 расположен вокруг одной из отводных трубок 402 или соединен с ней и находится между несущей трубой 302 и песчаным фильтром 304. Уплотнительный элемент 312 расположен между соседними опорными элементами 502, которые образуют определенное пространство для секций уплотнительного элемента 312 для расширения и образования уплотнения между опорными элементами 502, несущей трубой 302 и песчаным фильтром 304. В качестве альтернативного перспективного вида устройств 500а и 500Ь предотвращения выноса песка поперечные сечения некоторых из разнообразных компонентов показаны по линии КК на фиг. 5В, по линии ЬЬ на фиг. 5 С, по линии ММ на фиг. 5Е и по линии NN на фиг. 5Е.
На фиг. 6А-6С представлены иллюстративные виды еще одного варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 3А-3С в соответствии с объектами настоящего изобретения. На фиг. 6А-6С устройства 600а и 600Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 600 предотвращения выноса песка, являются альтернативными видами устройства предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча. В соответствии с данным вариантом в устройстве 600 использованы те же позиции для аналогичных компонентов, как указанные на фиг. 3А-3С и 4А-4С. В частности, устройство 600 может включать в себя секцию 610 основной части, секцию 612 притока, первую соединительную секцию 614, перфорированную секцию 616 и вторую соединительную секцию 618, которые могут быть изготовлены из стали или металлических сплавов. Каждая из этих секций 610-618 может включать в себя аналогичные детали, работает аналогичным образом и включает в себя аналогичные материалы соответственно секциям 320328, рассмотренным выше.
Однако в данном осуществлении отводные трубки 602 являются внешними по отношению к песчаному фильтру 304. Аналогично отводным трубкам 402, упомянутым выше, отводные трубки 602 могут представлять собой набивочные трубки, транспортные трубки и включать в себя клапаны и другие компоненты, используемые при гравийной набивке интервала в стволе скважины. Эти отводные трубки, которые могут иметь любое число геометрий, известны в данной области техники и дополнительно описаны в патентах США №№ 4945991 и 5113935.
Согласно некоторым осуществлениям настоящего изобретения устройство 600 предотвращения выноса песка включает в себя устройства 308 регулирования притока, отверстия 310, уплотнительный элемент 312 и отводные трубки 602, которые действуют аналогично рассмотренным выше. В частности, уплотнительный элемент 312, который может быть единственным элементом или множеством уплотнительных секций, может действовать аналогично рассмотренному на фиг. 4А-4С, т.е. устройство 600а предотвращения выноса песка из фиг. 6А, которое может быть соединено с перепускным приспособлением, обеспечивает один или несколько путей 604 потока для жидкости-носителя через песчаный фильтр 304 и отверстия 310 в несущую трубу 302 во время операций гравийной набивки. После образования гравийного фильтра устройство 600Ь, которое может быть соединено с эксплуатационной насоснокомпрессорной колонной 128 или другим трубопроводом, может обеспечивать один или несколько путей 608 потока для пластовых текучих сред через песчаный фильтр 304 и устройства 308 регулирования притока в несущую трубу 302, показанную на фиг. 4Е. В качестве альтернативного перспективного вида устройств 600а и 600Ь предотвращения выноса песка поперечные сечения некоторых компонентов показаны по линии ОО на фиг. 6В, по линии РР на фиг. 6С, по линии рр на фиг. 6Ό, по линии ВК на фиг. 6Е и по линии 88 на фиг. 6С.
В качестве еще одного примера на фиг. 7А-7В представлены иллюстративные виды еще одного варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, снабженного устройством регулирования притока, имеющим уплотнительный элемент в соответ- 11 014109 ствии с объектами настоящего изобретения. Аналогично показанным на фиг. 3А-3С, устройства 700а и 700Ь предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 700 предотвращения выноса песка, являются альтернативными видами устройства предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча. Устройство 700 имеет устройства 308 регулирования притока, отверстия 310 и уплотнительный элемент 312, которые действуют аналогично рассмотренным выше. Однако в этом осуществлении устройства 700 устройства 308 регулирования притока, отверстия 310 и уплотнительный элемент 312 расположены на одном и том же конце устройства 700.
Согласно некоторым осуществлениям настоящего изобретения устройство 700 включает в себя различные секции, такие как секция 702 основной части, секция 704 притока, перфорированная секция 706, первая соединительная секция 708 и вторая соединительная секция 710, которые, как отмечалось выше, изготовлены из стали или металлических сплавов. Секция 702 основной части и соединительные секции 708 и 710 могут быть выполнены аналогично секциям 320, 324 и 328, которые рассмотрены выше. Однако, хотя в данном осуществлении секцию 704 притока и перфорированную секцию 706 можно выполнить так, чтобы они имели одинаковые длины с 322 и 326 показанными на фиг. 3А-3О, секция 704 притока и перфорированная секция 706 расположены на одном и том же конце устройства 700 предотвращения выноса песка.
Устройство 700 предотвращения выноса песка спускают в конкретное место в стволе скважины. На фиг. 7А устройство 700 предотвращения выноса песка, которое может быть соединено с перепускным приспособлением, обеспечивает один или несколько путей 712 потока для жидкости-носителя через песчаный фильтр 304 и отверстия 310 в несущую трубу 302. Во время операций гравийной набивки уплотнительный элемент 312 не блокирует путь 712 потока, обеспечивая альтернативный путь потока для жидкости-носителя. После образования гравийного фильтра можно начать, как показано на фиг. 7В, операции по добыче. На фиг. 7В уплотнительный элемент 312 находится в разбухшем состоянии для блокировки потока текучих сред через отверстия 310. В результате устройство 700Ь предотвращения выноса песка, которое может быть соединено с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной 128 или другим трубопроводом, может обеспечивать один или несколько путей 714 потока для пластовых текучих сред через песчаный фильтр 304 и устройства 308 рерулирования притока в несущую трубу 302. Таким образом, отверстия 310 изолируются для ограничения потока через устройства 308 регулирования притока, которые управляют потоком текучих сред из интервала 108.
Устройство предотвращения выноса песка с трубопроводом
На фиг. 8А-8С представлены иллюстративные виды осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющего трубопровод, в соответствии с объектами настоящего изобретения. В устройстве 800 предотвращения выноса песка из фиг. 8А-8С используются позиции для аналогичных компонентов такие же, как указанные выше на фиг. 3А-3О. Однако в данном осуществлении один или несколько трубопроводов, которые ради простоты показаны как единственный трубопровод 802 и барьерный элемент 804 использованы вместо устройств 308 регулирования притока с целью обеспечения потери давления от трения для устройства предотвращения выноса песка. В соответствии с этим, как описывается в настоящей заявке, трубопровод 802 и барьерный элемент 804 могут повышать качество гравийной набивки и производственных операций в стволе скважины.
Согласно варианту осуществления устройство 800 предотвращения выноса песка включает в себя секцию 810 основной части, перфорированную секцию 812, первую соединительную секцию 814 и вторую соединительную секцию 816, которые могут быть изготовлены из стали и металлических сплавов. Подобно секциям 320, 324 и 326 из фиг. 3А-3О секции 810, 814 и 816, как указано выше, могут быть изготовлены из аналогичного материала, могут включать в себя аналогичные компоненты и могут быть выполнены аналогичным образом. Перфорированная секция 812 может быть изготовлена из стали и/или металлических сплавов и может быть длиной от около 4 дюймов (10,16 см) до около 4 футов (1,2192 м), при этом имея конкретные внутренний и наружный диаметры.
Устройство 800 предотвращения выноса песка включает в себя трубопровод 802 и барьерный элемент 804, которые используются для управления потоком текучих сред во время гравийной набивки и производственных операций. Трубопровод 802 может включать одну или несколько трубок (аналогичных отводным трубкам 402 из фиг. 4), один или несколько каналов или других аналогичных промывочных каналов. Трубопровод 802 продолжается между изолированными камерами, образованными между несущей трубой 302, песчаным фильтром 304 и барьерным элементом 804 в секции 302 основной части и перфорированной секции 812. Трубопровод 802 имеет заданные диаметр и длину для обеспечения требуемого ухода жидкости в пласт во время процесса гравийной набивки с целью получения полного или, по существу, полного фильтра. Например, согласно различным осуществлениям трубопровод 802 может иметь диаметр от 1/4 дюйма (6,35 мм) до 1 дюйма (25,4 мм), может представлять собой от 1 до 36 трубопроводов и иметь длину б от около 10 футов (3,048 м) до около 50 футов (15,24 м). Кроме того, диаметр и длина трубопровода могут быть выбраны из условия обеспечения достаточного дросселирования с помощью потерь давления от трения во время операций по добыче с целью получения функций, аналогич
- 12 014109 ных функциям устройств регулирования притока. Диаметр и длина трубопровода 802 могут быть определены на основании практики, свойств текучей среды, моделирования и/или вычислений (то есть на основании вычислений динамики жидкости или уравнений, которые включают в себя свойства жидкости-носителя и пластовых текучих сред, для различных операций). Барьерный элемент 804 может быть образован из стали, металлических сплавов, способного разбухать материала (то есть уплотнительного элемента 312) и/или другого подходящего материала, который обеспечивает изоляцию друг от друга камер в секции 810 основной части и перфорированной секции 812. В качестве альтернативного перспективного вида устройства 800 предотвращения выноса песка поперечные сечения компонентов показаны по линии ТТ на фиг. 8В и по линии ИИ на фиг. 8С.
Устройство 800 предотвращения выноса песка спускают в конкретное место в стволе скважины. Во время гравийной набивки и производственных операций текучая среда протекает по пути 806 потока, входит через песчаный фильтр 304 в первую камеру, протекает по трубопроводу 802 во вторую камеру и входит в несущую трубу 302 через перфорационные отверстия 310. В случае операций гравийной набивки жидкость-носитель протекает по трубопроводу 802, что позволяет образовать гравийный фильтр вокруг устройства 800 предотвращения выноса песка. В соответствии с этим жидкость-носитель, используемая для операций гравийной набивки, может быть составлена так, чтобы она имела меньшие потери давления от трения по сравнению с водой или углеводородами. Например, жидкость-носитель может включать в себя жидкости, используемые для выполнения операций гравийной набивки по методике альтернативного пути, указанной выше. Благодаря выбору жидкостей-носителей с низкими потерями давления от трения жидкость-носитель и гравий могут протекать через скважину с образованием гравийного фильтра, который является, по существу, полным. Однако в результате эффекта регулирования притока добыча углеводорода и воды, для которых вследствие их природы существует более высокое падение давления от трения, становится более ограниченной.
В качестве конкретного примера потеря давления на трубопроводах может быть вычислена и использована для выбора труб, которые повышают качество операций по сравнению с устройствами регулирования притока, такими как патрубки. В частности, если потери давления во время производственных операций вычисляют, исходя из использования двух 4-миллиметровых патрубков, то два трубопровода, имеющих длину 30 футов (9,144 м) и диаметр 10 мм, могут быть использованы во время производственных операций. Падение давления или дросселирование на патрубках и трубопроводах составляет около 150 фунтов/дюйм2 (1,034 МПа) при 550 баррелях (87,443 м3) нефти в сутки на каждую плеть фильтра. Однако, во время операций гравийной набивки патрубки и трубопроводы могут функционировать различным образом. Например, жидкостью-носителем может быть полисахаридный (ХС) гель, который протекает в количестве 1/2 барреля в минуту (0,079 м3/мин) на каждое устройство предотвращения выноса песка. Результирующая потеря давления на патрубках, которое может быть около 500 фунтов/дюйм2 (3,447 МПа), приблизительно, в 5 раз больше потери давления на двух трубопроводах, которое может быть около 100 фунтов/дюйм2 (689,476 кПа).
Предпочтительно, чтобы трубопровод 802 и камера, образованная барьерным элементом 804, использовались для дросселирования потока углеводородов и воды с потерями давления от трения, отличающимися от потерь давления вследствие использования устройств регулирования притока или патрубков. Хотя обе технологии оказывают аналогичное влияние на производственные операции, трубопроводом 802 предоставляется механизм для эффективного выполнения операций гравийной набивки, тогда как для устройств регулирования потока характерна тенденция сдерживания жидкости-носителя и замедления образования гравийного фильтра.
Еще один вариант осуществления устройства 800 предотвращения выноса песка дополнительно показан на фиг. 9А-9Е. На фиг. 9А-9Е представлены иллюстративные виды первого варианта осуществления устройств предотвращения выноса песка из фиг. 8А-8С в соответствии с объектами настоящего изобретения. На фиг. 9А-9Е показаны альтернативные виды устройства 900 предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча, с добавлением внутренних отводных трубок 402. В соответствии с этим в устройстве 900 используются позиции для аналогичных компонентов такие же, как указанные выше на фиг. 3А-3О, 4А-4О и 8А-8С. Согласно этому осуществлению отводные трубки 402 включены в состав устройства 900 для обеспечения механизма гравийной набивки на других участках ствола скважины через устройство 900, описанное ниже. Как отмечалось выше, отводные трубки 402 могут представлять собой набивочные трубки и/или транспортные трубки и также могут быть использованы совместно с песчаными фильтрами 304 для гравийной набивки в стволе скважины.
На фиг. 9А-9О устройство 900 предотвращения выноса песка включает в себя отверстия 310, отводные трубки 402, трубопровод 802 и барьерный элемент 804. Барьерный элемент 804 расположен между несущей трубой 302 и песчаным экраном 304 для изоляции друг от друга камер в секции 810 основной части и перфорированной секции 812. Соответственно, согласно этому осуществлению барьерный элемент 804 может включать в себя многочисленные индивидуальные секции, например множество барьерных секций, расположенных между соседними отводными трубками 402 и/или трубопроводом 802, или может быть единственным элементом с отверстиями для отводных трубок 402 и/или трубопровода 802.
- 13 014109
Текучая среда из интервала может протекать по пути 902 при гравийной набивке и выполнении производственных операций. В качестве альтернативного перспективного вида устройства 900 поперечные сечения некоторых компонентов показаны по линии УУ на фиг. 9В, по линии \ν\ν на фиг. 9С, по линии XX на фиг. 9Ό и по линии ΥΥ на фиг. 9Е.
В качестве еще одного примера на фиг. 10А-10С представлены иллюстративные виды второго варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка из фиг. 8А-8С, в соответствии с объектами настоящего изобретения. На фиг. 10А-10С показаны альтернативные виды устройства 1000 предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации, таких как гравийная набивка и добыча, с добавлением внешних отводных трубок 602. Соответственно, в устройстве 1000 используются позиции для аналогичных элементов, такие же как для показанных выше на фиг. 3 А-3С, 6А-6С и 8А-8С. Согласно этому осуществлению отводные трубки 602 включены в состав устройства 1000 для обеспечения механизма гравийной набивки на других участках ствола скважины через устройство 1000 предотвращения выноса песка, описанное ниже. Отводные трубки 602 могут представлять собой набивочные трубки и/или транспортные трубки для гравийной набивки устройства 1000 в стволе скважины.
На фиг. 10А-10С устройство 1000 предотвращения выноса песка включает в себя отверстия 310, отводные трубки 602, трубопровод 802 и барьерный элемент 804. Барьерный элемент 804 расположен между несущей трубой 302 и песчаным фильтром 304 для изоляции друг от друга камер в секции 810 основной части и перфорированной секции 812. Соответственно, согласно данному осуществлению барьерный элемент 804 может быть единственным элементом с отверстиями для трубопровода 802. Текучая среда из интервала может протекать по пути 1002 при гравийной набивке и выполнении производственных операций. В качестве альтернативного перспективного вида устройства 1000 поперечные сечения некоторых различных компонентов показаны по линии ΖΖ на фиг. 10В и по линии А'А' на фиг. 10С.
Устройство предотвращения выноса песка со скользящей втулкой
На фиг. 11А-11Е представлены иллюстративные виды еще одного варианта осуществления устройства предотвращения выноса песка, используемого в системе добычи из фиг. 1, с устройством регулирования притока, имеющим втулку, в соответствии с объектами настоящего изобретения. На фиг. 11А-11Е показаны альтернативные виды устройств 1100а-1100Г предотвращения выноса песка на различных стадиях эксплуатации с использованием позиций для аналогичных компонентов, таких же, как указанные выше на фиг. 3А-3С. Однако, согласно этому осуществлению втулка 1102, которая может быть установлена во множество положений, таких как транспортное положение, положение гравийной набивки и положение добычи, используется для регулирования путей потока через устройства 1100а-1100Г предотвращения выноса песка, которые совместно могут быть названы устройством 1100 предотвращения выноса песка. Например, втулка 1102 на фиг. 11А-11С выполнена с возможностью поворота вокруг окружности несущей трубы 302 в направлениях, показанных стрелками 1104 и 1106, тогда как втулка 1102 на фиг. 11Ό-11Ε выполнена с возможностью скольжения вдоль продольной оси несущей трубы 302 в направлениях, показанных стрелками 1107 и 1108. Втулка 1102 может быть установлена, независимо от конкретной конфигурации втулки, для регулирования потери давления при различных скважинных операциях и может быть расположена снаружи или внутри несущей трубы 302, вблизи ее.
В одном примере осуществления устройство 1100 включает в себя секцию 1110 основной части, перфорированную секцию 1112, первую соединительную секцию 1114 и вторую соединительную секцию 1116, которые изготовлены из стали или металлических сплавов. Аналогично секциям 320, 324 и 326 из фиг. 3А-3С секции 1110, 1114 и секция 1116 могут быть изготовлены из аналогичного материала, могут включать в себя аналогичные компоненты и сконфигурированы аналогичным образом, указанным выше. Перфорированную секцию 1112 можно изготовить из стали и/или металлических сплавов и выполнить длиной от около 4 дюймов (10,16 см) до около 4 футов (1,2192 м), при этом она будет иметь конкретные внутренний и наружный диаметры.
Согласно некоторым осуществлениям устройство 1100 может дополнительно включать в себя устройство 308 регулирования притока, отверстия 310 и втулку 1102, которые используются для управления потоком текучих сред во время спуска, гравийной набивки и производственных операций. Втулка 1102 может включать в себя корпус из стали или металлического сплава, имеющий уплотнительный элемент, прикрепленный к корпусу. Хотя втулка 1102 показана расположенной с наружной стороны вокруг несущей трубы 302, согласно другим осуществлениям втулка 1102 также может быть расположена внутри несущей трубы 302.
Согласно некоторым осуществлениям эксплуатации настоящего изобретения втулка 1102 выполнена с возможностью перемещения между различными положениями, такими как транспортное положение, показанное на фиг. 11А и 11Ό, положение гравийной набивки, показанное на фиг. 11В и 11Е, и положение добычи, показанное на фиг. 11С и 11Е. Например, как показано на фиг. 11А и 11Ό, втулка 1102 может быть смещена в транспортное положение посредством смещающего элемента (непоказанного). В транспортном положении втулка 1102 может блокировать поток текучей среды в устройство 308 регулирования притока и отверстия 310 путем образования уплотнения, которое охватывает эти компоненты. После этого втулка 1102 может быть передвинута в положение гравийной набивки путем перемещения промывочной трубы через устройство 1100а предотвращения выноса песка. Перемещением промывоч
- 14 014109 ной трубы можно отключить или отсоединить смещающий элемент. Как показано на фиг. 11В и 11Е, в положении гравийной набивки втулка 1102 может блокировать поток текучей среды в устройство 308 регулирования притока через отверстия 310. Таким образом, жидкость-носитель можно возвращать из ствола скважины через песчаный экран 304 и в отверстия 310. После того как гравийный фильтр образован, промывочная труба может быть удалена из устройства 1100Ь предотвращения выноса песка. Удалением промывочной трубы втулку 1102 можно переместить в положение добычи, показанное на фиг. 11С и 11Е. В положении добычи втулка 1102 может блокировать поток текучей среды в отверстия 310, но обеспечивать путь текучей среды через устройство 308 регулирования притока. Таким образом, пластовая текучая среда, такая как углеводороды, может протекать из ствола скважины через песчаный фильтр 304 и устройство 308 регулирования притока в несущую трубу 302. Заявитель считает необходимым отметить, что втулка 1102, которой можно управлять электрически и гидравлически, может быть перемещена в транспортное положение для блокирования потока из интервала, когда обнаруживают поступление воды.
Предпочтительно, чтобы втулка 1102, имеющая несколько положений, могла быть использована для управления потоком текучей среды из ствола скважины эффективным способом. Втулка 1102 обеспечивает дополнительную гибкость при выполнении производственных операций и может упрощать ремонтные работы путем изоляции интервала или участка интервала вблизи устройства 1100 предотвращения выноса песка. Поворот втулки также может включать в себя спиральное или другое радиальное перемещение или поворот в соответствии с другими геометриями.
Как отмечалось, проблемы, связанные с добычей воды/газа, могут включать в себя потерю производительности, повреждение оборудования и/или дополнительную обработку, спускоподъемные операции и расходы на удаление отходов. Эти проблемы дополнительно усложняются в случае скважин, имеющих некоторое количество различных интервалов заканчивания, таких как интервалы 108а-108п, и когда прочность горной породы, слагающей пласт, изменяется от интервала к интервалу. По существу, вода или газ, выходящий из одного из интервалов, в стволе скважины может представлять опасность для остальных запасов. В соответствии с этим, как рассмотрено ниже на фиг. 12, для обеспечения зональной изоляции или управления потоком текучей среды в стволе 114 скважины пакеры могут быть использованы совместно с устройствами 138а-138п предотвращения выноса песка, которые могут представлять собой одно или несколько из осуществлений 300, 400, 500, 600, 700 и 1100.
На фиг. 12 представлен примера системы 1200 добычи в соответствии с настоящим изобретением. В системе 1200 добычи используются позиции для аналогичных компонентов такие же, как и указанные выше на фиг. 1. Однако пакеры 1202а-1202п, где п - любое целое число, в этом осуществлении использованы для изоляции друг от друга различных интервалов 108а-108п ствола 114 скважины. Пакеры 1202а1202п могут представлять собой подходящие пакеры, например пакеры, описанные в предварительной заявке №60/765023 на патент США.
Соответственно, согласно этому осуществлению различные осуществления устройств 138 предотвращения выноса песка вместе с пакерами 1202а-1202п могут быть использованы для управления потоком углеводородов или обеспечения зональной изоляции внутри скважины.
Например, для управления потоком углеводородов устройства 138а-138п предотвращения выноса песка могут представлять собой одно или несколько из осуществлений 300, 400, 500, 600, 700 и 1100. Если устройство 138 предотвращения выноса песка включает в себя способный разбухать в воде материал в качестве уплотнительного элемента 312 или имеет втулку 1102, отверстия 310 могут быть использованы для гравийной набивки и выполнения производственных операций с целью максимизации продуктивного потока до тех пор, пока из интервала не начнет добываться вода. При начале добычи воды уплотнительный элемент 312 может быть расширен или втулка может быть установлена в положение добычи для изоляции отверстий 310 от пластовой текучей среды. В результате устройства 308 регулирования притока являются единственным путем из интервала во внутреннее пространство несущей трубы 302. В этом осуществлении может быть выгодно ограничен эффект добычи воды из одного из интервалов пласта.
Для обеспечения зональной изоляции в стволе 114 скважины пакеры 1202а-1202п могут быть использованы совместно с устройствами 138а-138п предотвращения выноса песка, которые могут представлять собой, по меньшей мере, устройство 1100. В этом варианте устройство 138 предотвращения выноса песка может включать в себя втулку 1102, сконфигурированную для обеспечения или блокирования доступа к устройству 308 регулирования притока и отверстиям 310. Отверстия 310 могут быть использованы для гравийной набивки, тогда как устройство 308 регулирования притока может быть использовано для выполнения производственных операций. После начала добычи воды втулка 1102 может быть перемещена в транспортное положение для изоляции отверстий 310 и устройства 308 регулирования притока от воды. В результате этого по меньшей мере одно устройство 138 предотвращения выноса песка и два соседних пакера 1202а-1202п могут быть использованы для изоляции интервала в стволе 114 скважины. В качестве варианта способный разбухать в воде пакер может быть использован для выполнения той же самой функции в сочетании с любым из осуществлений.
В качестве вариантов осуществлений различные геометрические конфигурации или любое число
- 15 014109 труб, таких как отводные трубки 402 и 602 и трубопровод 802, могут быть использованы для различных применений. Эти трубы могут быть сконфигурированы для обеспечения избыточных путей потока или отклонения (смещения) потоков в устройствах 138 предотвращения выноса песка. Например, хотя устройство 400 предотвращения выноса песка показано с девятью внутренними отводными трубками 402, но в зависимости от конкретного применения устройства предотвращения выноса песка могут включать любое количество отводных трубок, например одну, две, три, четыре, пять, шесть, семь, восемь или большее количество трубок. Кроме того, хотя устройство 600 предотвращения выноса песка показано с четырьмя внешними отводными трубками 602, но опять в зависимости от конкретного применения устройства предотвращения выноса песка могут включать в себя любое количество отводных трубок, например одну, две, три, четыре или большее количество трубок. Кроме того, хотя устройство 800 предотвращения выноса песка показано с одним трубопроводом 802, но опять в зависимости от конкретного применения устройства предотвращения выноса песка могут включать в себя любое количество трубопроводов, например один, два, три, четыре или большее количество трубопроводов. В дополнение к этому заявитель считает необходимым еще раз отметить, что трубы могут иметь различные формы и могут быть выбраны на основе пространственных ограничений, потери давления, характеристик разрушения и смятия. Например, трубы могут быть круговыми, прямоугольными, трапецеидальными, многоугольными или других форм при иных применениях.
Аналогичным образом трубчатые элементы, такие как несущая труба 302 и песчаный фильтр 304, при различных применениях могут иметь различные геометрические конфигурации, рассмотренные применительно к трубам. Например, трубчатый элемент может иметь такие формы, как круговую, прямоугольную, трапецеидальную, многоугольную или другие формы при иных применениях. Кроме того, хотя эти трубчатые элементы показаны в концентрической конфигурации, в зависимости от конкретных применений эксцентрические конфигурации также могут быть использованы.
Далее эти осуществления могут быть использованы совместно с процедурами размещения гравия (например, для выполнения операций гравийной набивки), которые рассмотрены в заявке №60/765023 на патент США. Например, для доступа к подземному пласту ствол скважины может быть пробурен с использованием промывочных жидкостей. Промывочная жидкость может быть доведена до кондиционного состояния с помощью вибрационного грохота или другого оборудования для удаления материала с частицами выше определенного размера. Затем одно или несколько устройств предотвращения выноса песка можно расположить в стволе скважины или спустить в ствол скважины в кондиционированный буровой раствор по соседству с подземным пластом. Устройства предотвращения выноса песка могут иметь любые осуществления согласно настоящему изобретению, раскрытые в настоящей заявке, и/или другие конфигурации, уже известные или неизвестные, или некоторые сочетания из них. Устройство предотвращения выноса песка может включать в себя устройство регулирования притока для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которая меньше, чем потеря давления во время некоторых производственных операций. Перепускное приспособление может быть связано или соединено с устройством предотвращения выноса песка, а пакер может быть установлен выше устройства предотвращения выноса песка для изоляции ствола скважины выше устройства предотвращения выноса песка. После выполнения установки, кондиционированная промывочная жидкость вблизи устройства предотвращения выноса песка может быть замещена жидкостью-носителем. В таком случае жидкостьноситель с гравием может циркулировать через перепускное приспособление для образования гравийного фильтра вокруг устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины. Затем перепускное приспособление может быть отсоединено от устройства предотвращения выноса песка, а эксплуатационная насосно-компрессорная колонна может быть соединена с устройством предотвращения выноса песка. Далее, различными способами, описанными выше, может быть выполнена регулировка устройства предотвращения выноса песка для ограничения потока текучей среды во время производственных операций. После этого можно добывать углеводороды через гравийный фильтр и устройство предотвращения выноса песка.
Заявитель считает необходимым отметить, что термин выше при использовании для описания положения устройства в скважине, должен толковаться широко и не должен быть ограничен значением ближе к поверхности. Как известно, некоторые скважины могут быть горизонтальными или даже направленными под небольшим углом кверху, так что устройство, которое находится ближе к поверхности, может находиться ниже в эксплуатационной колонне, если учитывать траекторию скважины. В данном случае выше или ниже, при использовании применительно к компоновке эксплуатационной колонны, относится к траектории эксплуатационной колонны, а не к расстоянию по прямой линии до земной поверхности.
Хотя настоящее изобретение может допускать различные модификации и альтернативные формы, примеры осуществлений, рассмотренные выше, показаны только для примера. Однако и в этом случае следует понимать, что изобретение не предполагается ограниченным конкретными осуществлениями, раскрытыми в настоящей заявке. В действительности настоящее изобретение включает в себя все варианты, модификации и эквиваленты, находящиеся в рамках сущности изобретения и в объеме прилагае
- 16 014109 мой формулы изобретения.
Claims (67)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для добычи углеводородов, содержащая ствол скважины, используемый для добычи углеводородов из подземного коллектора, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, расположенную в стволе скважины, по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка, соединенное с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, расположенное в стволе скважины и содержащее первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, обеспечивающее путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и уплотнительное устройство, расположенное между первым и вторым трубчатыми элементами и сконфигурированное для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которое меньше, чем потеря давления во время по меньшей мере части операций по добыче.
- 2. Система по п.1, в которой потеря давления представляет собой изменение давления текучей среды при его протекании с наружной стороны по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка во внутреннюю часть второго трубчатого элемента.
- 3. Система по п.1 или 32, в которой по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка расположено в необсаженной секции ствола скважины.
- 4. Система по п.1 или 32, дополнительно содержащая по меньшей мере одну отводную трубку, прикрепленную к по меньшей мере одному из первого трубчатого элемента и второго трубчатого элемента.
- 5. Система по п.4, в которой по меньшей мере одна отводная трубка представляет собой множество отводных трубок, а уплотнительное устройство содержит множество секций, расположенных между двумя из множества отводных трубок.
- 6. Система по п.5, дополнительно содержащая по меньшей мере один опорный элемент, расположенный вокруг по меньшей мере одной из множества отводных трубок и прикрепленный к по меньшей мере одному из первого трубчатого элемента и второго трубчатого элемента.
- 7. Система по п.4, дополнительно содержащая по меньшей мере одно ребро, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом, для поддержания проницаемой секции первого трубчатого элемента.
- 8. Система по п.1 или 32, в которой уплотнительное устройство представляет собой способный разбухать материал, автоматически расширяющийся в ответ на присутствие стимулирующего вещества для блокировки потока текучей среды во множество отверстий.
- 9. Система по п.1 или 32, в которой уплотнительное устройство является одним из приводимых в действие гидравлически, приводимых в действие электрически и приводимых в действие химически.
- 10. Система по п.1, в которой уплотнительное устройство расположено между множеством отверстий и по меньшей мере одним устройством регулирования притока и сконфигурировано для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока и второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через по меньшей мере одно устройство регулирования притока во время операций гравийной набивки и блокировки потока текучей среды по первому пути потока во время по меньшей мере части производственных операций.
- 11. Система по п.10 или 32, в которой множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока расположены на одном и том же конце каждого из по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 12. Система по п.10 или 32, в которой множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока расположены на противоположных концах по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 13. Система по п.10 или 32, в которой по меньшей мере одно устройство регулирования притока содержит одно из патрубка, извилистого канала, трубы и любого сочетания из них.
- 14. Система по п.1, в которой уплотнительное устройство сконфигурировано для изоляции первой камеры от второй камеры, образованных между первым трубчатым и вторым трубчатыми элементами, при этом первая камера включает в себя проницаемую секцию первого трубчатого элемента и вторая камера включает в себя множество отверстий во втором трубчатом элементе, и, по меньшей мере, одно устройство регулирования притока представляет собой, по меньшей мере, один трубопровод, обеспечивающий, по меньшей мере, один путь потока текучей среды между первой камерой и второй камерой через уплотнительное устройство.
- 15. Система по п.1, в которой уплотнительное устройство содержит втулку, расположенную вблизи второго трубчатого элемента и сконфигурированную для перемещения между множеством положений, содержащих первое положение, обеспечивающее первый путь потока во внутреннюю часть второго- 17 014109 трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через, по меньшей мере, множество отверстий, и второе положение, обеспечивающее второй путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через только по меньшей мере одно устройство регулирования притока.
- 16. Система по п.15 или 34, в которой втулка сконфигурирована для частичного поворота вокруг второго трубчатого элемента.
- 17. Система по п.15 или 34, в которой втулка сконфигурирована для скольжения вдоль второго трубчатого элемента.
- 18. Система по п.1 или 32, дополнительно содержащая гравийный фильтр, образованный вокруг по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 19. Система по п.1 или 32, дополнительно содержащая фонтанную арматуру, соединенную с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной и расположенную выше ствола скважины, и дополнительно содержащая плавучее промысловое оборудование, соединенное с фонтанной арматурой и используемое для добычи углеводородов из подземного коллектора.
- 20. Система по п.1 или 32, в которой операции гравийной набивки содержат действия, выполняемые для образования гравийного фильтра, по меньшей мере, частично вокруг по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 21. Система по п.1 или 32, в которой операции по добыче содержат действия, выполняемые для добычи углеводородов из подземного коллектора после образования, по меньшей мере, частичного гравийного фильтра вокруг по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 22. Способ добычи углеводородов из скважины, содержащий следующие этапы:расположение в стволе скважины вблизи подземного пласта по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка, содержащего первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, обеспечивающее путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и уплотнительное устройство, расположенное между первым и вторым трубчатыми элементами и сконфигурированное для обеспечения потери давления во время операций гравийной набивки, которое меньше, чем потеря давления во время по меньшей мере части операций по добыче;осуществление гравийной набивки по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины; и добывают углеводороды из по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка посредством пропускания углеводородов через по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка.
- 23. Способ по п.22 или 35, дополнительно содержащий регулировку устройства предотвращения выноса песка для ограничения потока текучей среды через по меньшей мере одно устройство регулирования притока.
- 24. Способ по п.23, в котором регулировка устройства предотвращения выноса песка содержит автоматический отклик на воздействие уплотнительного устройства в устройстве предотвращения выноса песка.
- 25. Способ по п.23, в котором уплотнительное устройство содержит втулку и регулировка устройства предотвращения выноса песка содержит регулировку втулки в устройстве предотвращения выноса песка.
- 26. Способ по п.22 или 35, дополнительно содержащий регулировку устройства предотвращения выноса песка для блокировки по меньшей мере одного пути потока текучей среды во внутреннюю часть по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка.
- 27. Способ по п.22, содержащий следующие этапы:кондиционирование бурового раствора, используемого для доступа к подземному пласту через ствол скважины, при этом по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка располагают в стволе скважины в кондиционированном буровом растворе;замещение кондиционированного бурового раствора вблизи по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка жидкостью-носителем после установки пакера выше по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка;осуществление гравийной набивки по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка с помощью жидкости-носителя, имеющей гравий.
- 28. Способ по п.27 или 36, в котором жидкость-носитель представляет собой жидкость, загущенную по меньшей мере одним из гидроксиэтилцеллюлозного полимера, ксантанового полимера, вязкоупругого поверхностно-активного вещества и любого сочетания из них.
- 29. Способ по п.27 или 36, в котором жидкость-носитель имеет подходящие реологию и несущую способность по отношению к песку для гравийной набивки устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины с помощью технологии альтернативного пути.
- 30. Способ по п.27, дополнительно содержащий установку множества пакеров для обеспечения зо- 18 014109 нальной изоляции в скважине.
- 31. Способ по п.22, в котором потеря давления представляет собой изменение давления текучей среды при его протекании с наружной стороны по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка во внутреннюю часть трубчатого элемента по меньшей мере в одном устройстве предотвращения выноса песка.
- 32. Система для добычи углеводородов, содержащая эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, расположенную в стволе скважины, используемом для доступа к подземному пласту, по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка, соединенное с эксплуатационной насоснокомпрессорной колонной, расположенное в стволе скважины и содержащее первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, и второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированное для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время операции гравийной набивки через одно из множества отверстий и множества отверстий и по меньшей мере одного устройства регулирования притока и обеспечения второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время по меньшей мере одной операции по добыче через только по меньшей мере одно устройство регулирования притока.
- 33. Система по п.32, в которой уплотнительное устройство расположено между множеством отверстий и по меньшей мере одним устройством регулирования притока и сконфигурировано для блокировки потока текучей среды через множество отверстий во время по меньшей мере одной операции по добыче.
- 34. Система по п.32, в которой уплотнительное устройство представляет собой втулку, расположенную вблизи второго трубчатого элемента и сконфигурированную для перемещения между множеством положений, содержащих первое положение, обеспечивающее первый путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента, и второе положение, обеспечивающее второй путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента.
- 35. Способ добычи углеводородов, содержащий следующие этапы:подготовка устройства предотвращения выноса песка, имеющее первый трубчатый элемент с проницаемой секцией и непроницаемой секцией, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий и, по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительное устройство, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированное для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время операций гравийной набивки через только одно из множества отверстий и множества отверстий вместе по меньшей мере с одним устройством регулирования притока, и обеспечения второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента во время по меньшей мере части операций по добыче через только по меньшей мере одно устройство регулирования притока;расположение устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины;присоединение устройства предотвращения выноса песка к перепускному приспособлению для образования гравийного фильтра, по меньшей мере, частично вокруг устройства предотвращения выноса песка;отсоединение перепускного приспособления от устройства предотвращения выноса песка;соединение устройства предотвращения выноса песка с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной для добычи углеводородов через по меньшей мере одно устройство регулирования притока.
- 36. Способ по п.35, содержащий следующие этапы:кондиционирование бурового раствора, используемого для доступа к подземному пласту через ствол скважины, при этом устройство предотвращения выноса песка располагают в стволе скважины в кондиционированном буровом растворе;установка пакера выше устройства предотвращения выноса песка;замещение кондиционированного бурового раствора жидкостью-носителем вблизи устройства предотвращения выноса песка и осуществление гравийной набивки устройства предотвращения выноса песка с помощью жидкостиносителя, имеющей гравий.
- 37. Способ по п.35, содержащий нагнетание обрабатывающей жидкости в устройство предотвращения выноса песка для удаления уплотнительного устройства и обеспечения возможности протекания текучей среды по первому пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента.
- 38. Устройство для добычи углеводородов, содержащее первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и уплотнительный элемент, расположенный между первым и вторым трубчатыми элементами и расположенный между множеством отверстий и по меньшей мере одним устройством регулиро- 19 014109 вания притока и сконфигурированный для обеспечения первого пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через множество отверстий и второго пути потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через по меньшей мере одно устройство регулирования притока во время первой операции и блокировки потока текучей среды по первому пути потока при сохранении потока текучей среды по второму пути потока во время второй операции.
- 39. Устройство по пп.38, 56 или 60, в котором первый трубчатый элемент содержит песчаный фильтр, а проницаемая секция содержит фильтрующую среду.
- 40. Устройство по п.39, в котором фильтрующая среда представляет собой одно из сетчатого фильтра, проволочной обмотки, среды для предохранения от частиц заданного размера и любого сочетания из них.
- 41. Устройство по п.38, 56 или 60, в котором второй трубчатый элемент содержит несущую трубу.
- 42. Устройство по п.38 или 60, дополнительно содержащее по меньшей мере одну отводную трубку, прикрепленную по меньшей мере к одному из первого трубчатого элемента и второго трубчатого элемента.
- 43. Устройство по п.42 или 57, в котором по меньшей мере одна отводная трубка расположена между первым и вторым трубчатыми элементами.
- 44. Устройство по п.43, которое содержит множество отводных трубок, при этом уплотнительный элемент содержит множество секций, расположенных между двумя из множества отводных трубок.
- 45. Устройство по п.43, дополнительно содержащее опорный элемент, расположенный вокруг по меньшей мере одной отводной трубки и прикрепленный по меньшей мере к одному из первого трубчатого элемента и второго трубчатого элемента.
- 46. Устройство по пп.38, 56 или 60, дополнительно содержащее по меньшей мере одно ребро, расположенное между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом, для поддержания проницаемой секции первого трубчатого элемента.
- 47. Устройство по п.38 или 60, в котором множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока расположены на одном и том же конце устройства.
- 48. Устройство по п.38 или 60, в котором множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока расположены на противоположных концах устройства.
- 49. Устройство по п.38 или 60, в котором по меньшей мере одно устройство регулирования притока содержит одно из патрубка, извилистого канала, трубы и любого сочетания из них.
- 50. Устройство по п.38 или 60, в котором множество отверстий представляет собой перфорации во втором трубчатом элементе.
- 51. Устройство по п.38, в котором уплотнительный элемент представляет собой способный разбухать материал, автоматически расширяющийся в присутствии стимулирующего вещества.
- 52. Устройство по п.51, в котором стимулирующее вещество представляет собой одно из воды, кондиционированного бурового раствора, раствора для заканчивания скважины, продуктивной текучей среды или любого сочетания из них.
- 53. Устройство по п.38, в которой уплотнительный элемент является одним из приводимых в действие гидравлически, электрически или химически для расширения с целью блокирования потока текучей среды по первому пути потока во время второй операции.
- 54. Устройство по п.38, в котором первая операция представляет собой операцию гравийной набивки.
- 55. Устройство по п.38, в котором вторая операция представляет собой операцию по добыче.
- 56. Устройство для добычи углеводородов, содержащее первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, обеспечивающих путь потока текучей среды во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и барьерный элемент, расположенный между первым и вторым трубчатыми элементами и сконфигурированный для изоляции первой камеры от второй камеры, образованных между первым и вторым трубчатыми элементами, при этом первая камера включает в себя проницаемую секцию первого трубчатого элемента, а вторая камера включает в себя множество отверстий во втором трубчатом элементе, и по меньшей мере один трубопровод, расположенный между первым и вторым трубчатыми элементами, обеспечивающий по меньшей мере один путь потока текучей среды между первой камерой и второй камерой через барьерный элемент и сконфигурированный для обеспечения адекватного ухода жидкости в пласт во время операций гравийной набивки и достаточного дросселирования во время производственных операций.
- 57. Устройство по п.56, дополнительно содержащее по меньшей мере одну отводную трубку, прикрепленную по меньшей мере к одному из первого трубчатого элемента и второго трубчатого элемента и сконфигурированную для прохождения через барьерный элемент.
- 58. Устройство по п.57, которое содержит множество отводных трубок, при этом барьерный элемент содержит множество секций, расположенных между двумя из множества отводных трубок или между одной из множества отводных трубок и из по меньшей мере одним трубопроводом.- 20 014109
- 59. Устройство по п.56, в котором по меньшей мере один трубопровод представляет собой одно из трубы, канала и любого сочетания из них.
- 60. Устройство для добычи углеводородов, содержащее первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий и по меньшей мере одно устройство регулирования притока, и втулку, расположенную вблизи второго трубчатого элемента и сконфигурированную для перемещения между множеством положений, содержащих первое положение, обеспечивающее первый путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через, по меньшей мере, множество отверстий, и второе положение, обеспечивающее второй путь потока во внутреннюю часть второго трубчатого элемента из проницаемой секции первого трубчатого элемента через по меньшей мере одно устройство регулирования притока, при этом предотвращается поток текучей среды через множество отверстий.
- 61. Устройство по п.60, в котором множество положений дополнительно содержит третье положение, предотвращающее протекание текучей среды во внутреннюю часть второго трубчатого элемента.
- 62. Устройство по п.60, в котором втулка сконфигурирована для, по меньшей мере, частичного поворота вокруг второго трубчатого элемента.
- 63. Устройство по п.60, в котором втулка сконфигурирована для, по меньшей мере, частичного скольжения вдоль второго трубчатого элемента.
- 64. Устройство по п.60, в котором втулка является внешней по отношению ко второму трубчатому элементу.
- 65. Устройство по п.60, в котором втулка является внутренней по отношению ко второму трубчатому элементу.
- 66. Устройство по п.54 или 56, в котором при операциях гравийной набивки используется по меньшей мере одна неньютоновская жидкость.
- 67. Способ добычи углеводородов из скважины, содержащий следующие этапы:расположение в стволе скважины вблизи подземного пласта по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка, содержащего первый трубчатый элемент, имеющий проницаемую секцию и непроницаемую секцию, второй трубчатый элемент, расположенный внутри первого трубчатого элемента и имеющий множество отверстий, обеспечивающих путь потока текучей среды во внутреннюю часть второго трубчатого элемента, и барьерный элемент, расположенный между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом и сконфигурированный для изоляции первой камеры от второй камеры, образованных между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом, при этом первая камера включает в себя проницаемую секцию первого трубчатого элемента, а вторая камера включает в себя множество отверстий во втором трубчатом элементе, и по меньшей мере один трубопровод, расположенный между первым трубчатым элементом и вторым трубчатым элементом, обеспечивающий по меньшей мере один путь потока текучей среды между первой камерой и второй камерой сквозь барьерный элемент и сконфигурированный для обеспечения адекватного ухода жидкости в пласт во время операций гравийной набивки и достаточного дросселирования во время операций по добыче; осуществление гравийной набивки по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка в стволе скважины с использованием по меньшей мере одной неньютоновской жидкости, при этом по меньшей мере один трубопровод конфигурируют для пропускания неньютоновской жидкости, по существу, без ограничения;добыча углеводородов через по меньшей мере одно устройство предотвращения выноса песка путем пропускания углеводородов через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере одного устройства предотвращения выноса песка, при этом по меньшей мере один трубопровод конфигурируют для применения заданного дросселирования к потоку углеводородов через трубопровод.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US78879506P | 2006-04-03 | 2006-04-03 | |
| PCT/US2007/004770 WO2007126496A2 (en) | 2006-04-03 | 2007-02-23 | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200870408A1 EA200870408A1 (ru) | 2009-04-28 |
| EA014109B1 true EA014109B1 (ru) | 2010-10-29 |
Family
ID=36691520
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200870408A EA014109B1 (ru) | 2006-04-03 | 2007-02-23 | Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7984760B2 (ru) |
| EP (1) | EP2007968A4 (ru) |
| CN (1) | CN101421486B (ru) |
| AU (1) | AU2007243920B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0709898B1 (ru) |
| CA (2) | CA2787840C (ru) |
| EA (1) | EA014109B1 (ru) |
| MX (2) | MX2008011191A (ru) |
| NO (1) | NO345120B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007126496A2 (ru) |
Families Citing this family (128)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7673678B2 (en) * | 2004-12-21 | 2010-03-09 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device with a permeable membrane |
| US8453746B2 (en) | 2006-04-20 | 2013-06-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tools with actuators utilizing swellable materials |
| US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
| US7478676B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-01-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| US7575062B2 (en) | 2006-06-09 | 2009-08-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and devices for treating multiple-interval well bores |
| CA2867387C (en) | 2006-11-07 | 2016-01-05 | Charles R. Orbell | Method of drilling with a string sealed in a riser and injecting fluid into a return line |
| CN101535595B (zh) * | 2006-11-15 | 2013-01-23 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于完井、开采和注入的井身方法和设备 |
| US7900705B2 (en) * | 2007-03-13 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control assembly having a fixed flow control device and an adjustable flow control device |
| GB2448298B (en) * | 2007-04-10 | 2009-12-23 | Swelltec Ltd | Downhole apparatus and method |
| US20080283238A1 (en) * | 2007-05-16 | 2008-11-20 | William Mark Richards | Apparatus for autonomously controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| GB0711979D0 (en) * | 2007-06-21 | 2007-08-01 | Swelltec Ltd | Method and apparatus |
| GB2464009B (en) * | 2007-08-17 | 2012-05-16 | Shell Int Research | Method for controlling production and douwnhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
| US9004155B2 (en) * | 2007-09-06 | 2015-04-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Passive completion optimization with fluid loss control |
| US8474535B2 (en) | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
| GB2455807B (en) * | 2007-12-22 | 2012-08-22 | Weatherford Lamb | Isolating tubing |
| US7712529B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7703520B2 (en) | 2008-01-08 | 2010-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and associated methods |
| US20110073308A1 (en) * | 2008-02-14 | 2011-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Valve apparatus for inflow control |
| US8286715B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated sleeved oil and gas well production devices |
| US8602113B2 (en) | 2008-08-20 | 2013-12-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated oil and gas well production devices |
| US8220563B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-07-17 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Ultra-low friction coatings for drill stem assemblies |
| US7866383B2 (en) | 2008-08-29 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7814973B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7841409B2 (en) | 2008-08-29 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and method for use of same |
| US7987909B2 (en) * | 2008-10-06 | 2011-08-02 | Superior Engery Services, L.L.C. | Apparatus and methods for allowing fluid flow inside at least one screen and outside a pipe disposed in a well bore |
| US7784532B2 (en) * | 2008-10-22 | 2010-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Shunt tube flowpaths extending through swellable packers |
| US8286704B2 (en) | 2008-10-30 | 2012-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing conveyed combined inflow and outflow control devices |
| GB2465206B (en) * | 2008-11-11 | 2011-11-23 | Swelltec Ltd | Swellable apparatus and method |
| US7841417B2 (en) | 2008-11-24 | 2010-11-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of swellable material in an annular seal element to prevent leakage in a subterranean well |
| US8739870B2 (en) * | 2008-12-05 | 2014-06-03 | Superior Energy Services, Llc | System and method for sealing gravel exit ports in gravel pack assemblies |
| MY162236A (en) * | 2009-05-27 | 2017-05-31 | Schlumberger Technology Bv | Method and system of sand management |
| US20110000674A1 (en) * | 2009-07-02 | 2011-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Remotely controllable manifold |
| US8256510B2 (en) | 2009-08-12 | 2012-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control screen assembly |
| US8302680B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable screen assembly |
| US8291985B2 (en) * | 2009-09-04 | 2012-10-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well assembly with removable fluid restricting member |
| CN101696629B (zh) * | 2009-10-14 | 2012-11-28 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院 | 直井防砂工艺评价物模试验装置 |
| CN101696626B (zh) * | 2009-10-14 | 2012-05-30 | 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司采油工艺研究院 | 水平井多功能物模试验装置 |
| MY164284A (en) * | 2009-11-20 | 2017-11-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore |
| US9279298B2 (en) * | 2010-01-05 | 2016-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well control systems and methods |
| US8056629B2 (en) * | 2010-01-07 | 2011-11-15 | GEOSCIENCE Support Services, Inc. | Slant well desalination feedwater supply system and method for constructing same |
| US8479815B2 (en) * | 2010-01-07 | 2013-07-09 | GEOSCIENCE Support Services, Inc. | Desalination subsurface feedwater supply and brine disposal |
| US8590627B2 (en) | 2010-02-22 | 2013-11-26 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated sleeved oil and gas well production devices |
| US8316952B2 (en) | 2010-04-13 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow through a sand screen |
| US8136589B2 (en) * | 2010-06-08 | 2012-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having control line capture capability |
| NO338616B1 (no) | 2010-08-04 | 2016-09-12 | Statoil Petroleum As | Anordning og fremgangsmåte for lagring av karbondioksid i underjordiske geologiske formasjoner |
| US9085960B2 (en) | 2010-10-28 | 2015-07-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Gravel pack bypass assembly |
| US10082007B2 (en) | 2010-10-28 | 2018-09-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Assembly for toe-to-heel gravel packing and reverse circulating excess slurry |
| US9068435B2 (en) | 2010-10-28 | 2015-06-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Gravel pack inner string adjustment device |
| US9447661B2 (en) | 2010-10-28 | 2016-09-20 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Gravel pack and sand disposal device |
| US9260950B2 (en) | 2010-10-28 | 2016-02-16 | Weatherford Technologies Holdings, LLC | One trip toe-to-heel gravel pack and liner cementing assembly |
| US9057251B2 (en) | 2010-10-28 | 2015-06-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Gravel pack inner string hydraulic locating device |
| US8770290B2 (en) | 2010-10-28 | 2014-07-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gravel pack assembly for bottom up/toe-to-heel packing |
| BR112013008056B1 (pt) * | 2010-12-16 | 2020-04-07 | Exxonmobil Upstream Res Co | módulo de comunicações para alternar empacotamento de cascalho de trajeto alternativo e método para completar um poço |
| BR112013013148B1 (pt) * | 2010-12-17 | 2020-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | aparelho de furo do poço e métodos para isolamento zonal e controle de fluxo |
| CA2819371C (en) * | 2010-12-17 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
| US20120175112A1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-12 | Wesley Ryan Atkinson | Gravel packing in lateral wellbore |
| GB2491131A (en) | 2011-05-24 | 2012-11-28 | Weatherford Lamb | Velocity string installation |
| US8689892B2 (en) | 2011-08-09 | 2014-04-08 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore pressure control device |
| US8833445B2 (en) * | 2011-08-25 | 2014-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for gravel packing wells |
| 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 |
| WO2013055451A1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fluid filtering device for a wellbore and method for completing a wellbore |
| EP2766564A4 (en) * | 2011-10-14 | 2015-11-25 | Halliburton Energy Services Inc | BOHRLOCHSIEB WITH REINFORCING FILTER |
| MY163954A (en) * | 2011-11-07 | 2017-11-15 | Halliburton Energy Services Inc | Fluid discrimination for use with a subterranean well |
| US9428989B2 (en) | 2012-01-20 | 2016-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
| WO2013109287A1 (en) * | 2012-01-20 | 2013-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subterranean well interventionless flow restrictor bypass system |
| US9169723B2 (en) | 2012-01-25 | 2015-10-27 | Baker Hughes Incorporated | System and method for treatment of well completion equipment |
| US9010417B2 (en) | 2012-02-09 | 2015-04-21 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with exterior bypass tubes and fluid interconnections at tubular joints therefore |
| WO2013162545A1 (en) * | 2012-04-25 | 2013-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control device cleaning system |
| US9725985B2 (en) * | 2012-05-31 | 2017-08-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Inflow control device having externally configurable flow ports |
| CN104471186B (zh) * | 2012-06-26 | 2016-06-29 | 哈里伯顿能源服务公司 | 使用通道的流体流动控制 |
| DE102012018384A1 (de) * | 2012-09-18 | 2014-03-20 | Ivoclar Vivadent Ag | Vorrichtung und Verfahren zur Applikation von Kompositen |
| US8960287B2 (en) * | 2012-09-19 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternative path gravel pack system and method |
| MY191876A (en) | 2012-10-26 | 2022-07-18 | Exxonmobil Upstream Res Co | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| CN104755695B (zh) | 2012-10-26 | 2018-07-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于流量控制的井下接头组件以及用于完成井筒的方法 |
| US9945212B2 (en) | 2013-01-20 | 2018-04-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable well screens with slurry delivery shunt conduits |
| AU2013379758A1 (en) * | 2013-03-01 | 2015-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Misalignment in coupling shunt tubes of well screen assemblies |
| CA2901982C (en) | 2013-03-15 | 2017-07-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and methods for well control |
| CA2899792C (en) | 2013-03-15 | 2018-01-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Sand control screen having improved reliability |
| EP2978930B1 (en) * | 2013-03-26 | 2018-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Exterior drain tube for well screen assemblies |
| WO2014182311A1 (en) * | 2013-05-10 | 2014-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interventionless downhole screen and method of actuation |
| CA2918791A1 (en) | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Schlumberger Canada Limited | Sand control system and methodology |
| 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 |
| WO2015038265A2 (en) | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| AU2014381686B2 (en) | 2014-02-05 | 2017-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow distribution assemblies for distributing fluid flow through screens |
| WO2015122907A1 (en) * | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow Distribution Assemblies Incorporating Shunt Tubes and Screens |
| WO2015122915A1 (en) * | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow distribution assemblies for preventing sand screen erosion |
| US20160290054A1 (en) * | 2014-03-12 | 2016-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Particle exclusion and accumulation prevention using nanoforest filters on downhole tools |
| US10100606B2 (en) | 2014-04-28 | 2018-10-16 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for gravel packing a wellbore |
| CA2971753C (fr) * | 2014-12-22 | 2019-11-12 | Total Sa | Dispositif d'evacuation de liquides accumules dans un puits |
| US10119365B2 (en) | 2015-01-26 | 2018-11-06 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Tubular actuation system and method |
| EP3112830B1 (en) | 2015-07-01 | 2018-08-22 | Sensata Technologies, Inc. | Temperature sensor and method for the production of a temperature sensor |
| US10107093B2 (en) | 2015-08-10 | 2018-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control and method for completing a wellbore |
| WO2017039453A1 (en) * | 2015-09-01 | 2017-03-09 | Statoil Petroleum As | Inflow channel |
| US10184316B2 (en) * | 2015-09-03 | 2019-01-22 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Three position interventionless treatment and production valve assembly |
| WO2017083295A1 (en) | 2015-11-09 | 2017-05-18 | Weatherford Technology Holdings, LLC. | Inflow control device having externally configurable flow ports and erosion resistant baffles |
| SG11201804838QA (en) | 2016-03-11 | 2018-07-30 | Halliburton Energy Services Inc | Alternate flow paths for single trip multi-zone systems |
| CN105649599A (zh) * | 2016-03-14 | 2016-06-08 | 中国石油大学(北京) | 一种用于油井的自适应式流入控制装置 |
| US10138716B2 (en) * | 2016-05-18 | 2018-11-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Modular nozzle inflow control device with autonomy and flow bias |
| WO2018013441A1 (en) * | 2016-07-09 | 2018-01-18 | Modicum, Llc | Down-hole gas separation system |
| SG11201810994PA (en) | 2016-09-13 | 2019-01-30 | Halliburton Energy Services Inc | Shunt system for downhole sand control completions |
| US10428716B2 (en) | 2016-12-20 | 2019-10-01 | Sensata Technologies, Inc. | High-temperature exhaust sensor |
| WO2018144669A1 (en) | 2017-02-02 | 2018-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool for gravel packing a wellbore |
| AU2018234837A1 (en) * | 2017-03-16 | 2019-10-03 | Schlumberger Technology B.V. | System and methodology for controlling fluid flow |
| US10851617B2 (en) | 2017-04-12 | 2020-12-01 | Saudi Arabian Oil Company | Polyurethane foamed annular chemical packer |
| WO2018190819A1 (en) * | 2017-04-12 | 2018-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-position inflow control device |
| US10502641B2 (en) | 2017-05-18 | 2019-12-10 | Sensata Technologies, Inc. | Floating conductor housing |
| AU2018314205B2 (en) * | 2017-08-08 | 2023-12-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control device bypass and bypass isolation system for gravel packing with shunted sand control screens |
| EP3540177B1 (en) | 2018-03-12 | 2021-08-04 | Inflowcontrol AS | A flow control device and method |
| RU181704U1 (ru) * | 2018-04-12 | 2018-07-26 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Электрогидравлический клапан контроля притока |
| GB2575362B (en) * | 2018-06-18 | 2021-04-14 | Schlumberger Technology Bv | Optipac packing tube leak-off inhibiting methods |
| RU2720207C1 (ru) * | 2018-06-22 | 2020-04-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Многошунтовый узел давления для гравийной набивки |
| AU2018433057B2 (en) * | 2018-07-20 | 2024-09-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Degradable metal body for sealing of shunt tubes |
| EP3841277A4 (en) | 2018-08-24 | 2022-05-18 | Diverterplus LLC | TEMPORARY FLUID BOUNDARY BLOCKAGE BETWEEN HIGH AND LOW FLUID CONDUCTIVITY FORMATIONS |
| EP3853439A1 (en) * | 2018-09-20 | 2021-07-28 | ExxonMobil Upstream Research Company | Inflow control device, and method for completing a wellbore to decrease water inflow |
| AU2019347890B2 (en) | 2018-09-24 | 2023-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Valve with integrated fluid reservoir |
| US11762117B2 (en) | 2018-11-19 | 2023-09-19 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Downhole tools and methods for detecting a downhole obstruction within a wellbore |
| GB201820356D0 (en) * | 2018-12-13 | 2019-01-30 | Expro North Sea Ltd | Methodology for analysis of valve dynamic closure performance |
| WO2020139440A1 (en) | 2018-12-28 | 2020-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inflow control device and method for completing a wellbore |
| US11927082B2 (en) | 2019-02-20 | 2024-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | Non-metallic compliant sand control screen |
| US11143003B2 (en) | 2019-09-24 | 2021-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to dehydrate gravel pack and to temporarily increase a flow rate of fluid flowing from a wellbore into a conveyance |
| CN110617036A (zh) * | 2019-10-04 | 2019-12-27 | 招远金河石油设备技术开发有限公司 | 一种新型防砂装置 |
| US11506042B2 (en) | 2019-12-13 | 2022-11-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole production fluid fractionation system |
| CN111594100B (zh) * | 2020-03-18 | 2021-07-20 | 中国石油大学(华东) | 一种用于疏松砂岩油气储层的防砂增产方法及其应用 |
| CN111396027B (zh) * | 2020-03-25 | 2021-03-26 | 中国石油大学(华东) | 水平井出砂出水剖面预测方法及防砂控水筛管优化设计方法 |
| CN111980620B (zh) * | 2020-09-15 | 2022-01-11 | 东营中达石油设备有限公司 | 一种油田井下充填工具 |
| US12031416B2 (en) | 2020-10-06 | 2024-07-09 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control module for sand control management |
| CA3194685A1 (en) | 2020-10-13 | 2022-04-21 | Jinglei XIANG | Elastomer alloy for intelligent sand management |
| CN112709553B (zh) * | 2020-12-25 | 2021-10-26 | 中国石油大学(北京) | 水平井趾端筛管 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4888120A (en) * | 1986-09-18 | 1989-12-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Water-based drilling and well-servicing fluids with swellable, synthetic layer silicates |
| US20040035591A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-02-26 | Echols Ralph H. | Fluid flow control device and method for use of same |
Family Cites Families (110)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2556408B1 (fr) * | 1983-12-07 | 1986-09-05 | Schlumberger Cie Dowell | Nouvelles applications du scleroglucane dans le domaine du traitement des puits d'hydrocarbures comme fluide de fracturation |
| US4945991A (en) * | 1989-08-23 | 1990-08-07 | Mobile Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| US5293935A (en) | 1990-10-22 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Sintered metal substitute for prepack screen aggregate |
| US5082052A (en) * | 1991-01-31 | 1992-01-21 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for gravel packing wells |
| US5113935A (en) * | 1991-05-01 | 1992-05-19 | Mobil Oil Corporation | Gravel packing of wells |
| 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 |
| US5333688A (en) * | 1993-01-07 | 1994-08-02 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for gravel packing of wells |
| US5664628A (en) | 1993-05-25 | 1997-09-09 | Pall Corporation | Filter for subterranean wells |
| US5476143A (en) * | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
| US5642781A (en) * | 1994-10-07 | 1997-07-01 | Baker Hughes Incorporated | Multi-passage sand control screen |
| US5515915A (en) * | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
| NO954352D0 (no) * | 1995-10-30 | 1995-10-30 | Norsk Hydro As | Anordning for innströmningsregulering i et produksjonsrör for produksjon av olje eller gass fra et olje- og/eller gassreservoar |
| US6237683B1 (en) * | 1996-04-26 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Wellbore flow control device |
| US5896928A (en) | 1996-07-01 | 1999-04-27 | Baker Hughes Incorporated | Flow restriction device for use in producing wells |
| 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 |
| AU713643B2 (en) | 1997-05-06 | 1999-12-09 | Baker Hughes Incorporated | Flow control apparatus and methods |
| US5890533A (en) * | 1997-07-29 | 1999-04-06 | Mobil Oil Corporation | Alternate path well tool having an internal shunt tube |
| US5881809A (en) | 1997-09-05 | 1999-03-16 | United States Filter Corporation | Well casing assembly with erosion protection for inner screen |
| US5909774A (en) * | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| US6481494B1 (en) * | 1997-10-16 | 2002-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for frac/gravel packs |
| NO310585B1 (no) | 1998-03-25 | 2001-07-23 | Reslink As | Rörkopling for sammenkopling av dobbeltveggete rör |
| US6382319B1 (en) * | 1998-07-22 | 2002-05-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for open hole gravel packing |
| US6789623B2 (en) * | 1998-07-22 | 2004-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for open hole gravel packing |
| US6311772B1 (en) | 1998-11-03 | 2001-11-06 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon preparation system for open hole zonal isolation and control |
| US6892816B2 (en) | 1998-11-17 | 2005-05-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for selective injection or flow control with through-tubing operation capacity |
| EP1003108A1 (en) | 1998-11-17 | 2000-05-24 | Telefonaktiebolaget Lm Ericsson | Apparatus and method for providing round-robin arbitration |
| US6302216B1 (en) | 1998-11-18 | 2001-10-16 | Schlumberger Technology Corp. | Flow control and isolation in a wellbore |
| US6405800B1 (en) * | 1999-01-21 | 2002-06-18 | Osca, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in a well |
| WO2000045031A1 (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-03 | Schlumberger Technology Corporation | Controlling production |
| US6227303B1 (en) * | 1999-04-13 | 2001-05-08 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6679324B2 (en) * | 1999-04-29 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Downhole device for controlling fluid flow in a well |
| US6513599B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| US6220345B1 (en) * | 1999-08-19 | 2001-04-24 | Mobil Oil Corporation | Well screen having an internal alternate flowpath |
| US6446729B1 (en) * | 1999-10-18 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control method and apparatus |
| CA2292278C (en) * | 1999-12-10 | 2005-06-21 | Laurie Venning | A method of achieving a preferential flow distribution in a horizontal well bore |
| AU782553B2 (en) * | 2000-01-05 | 2005-08-11 | Baker Hughes Incorporated | Method of providing hydraulic/fiber conduits adjacent bottom hole assemblies for multi-step completions |
| FR2808557B1 (fr) | 2000-05-03 | 2002-07-05 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif pour la regulation du debit des fluides de formation produits par un puits petrolier ou analogue |
| 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 |
| GB2399844B (en) | 2000-08-17 | 2004-12-22 | Abb Offshore Systems Ltd | Flow control device |
| US6817416B2 (en) | 2000-08-17 | 2004-11-16 | Abb Offshore Systems Limited | Flow control device |
| US6997263B2 (en) * | 2000-08-31 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same |
| FR2815073B1 (fr) * | 2000-10-09 | 2002-12-06 | Johnson Filtration Systems | Elements de drain ayant une crepine consitituee de tiges creuses pour collecter notamment des hydrocarbures |
| 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 |
| US6557634B2 (en) | 2001-03-06 | 2003-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| NO314701B3 (no) * | 2001-03-20 | 2007-10-08 | Reslink As | Stromningsstyreanordning for struping av innstrommende fluider i en bronn |
| US6644412B2 (en) | 2001-04-25 | 2003-11-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow control apparatus for use in a wellbore |
| NO313895B1 (no) * | 2001-05-08 | 2002-12-16 | Freyer Rune | Anordning og fremgangsmÕte for begrensning av innströmning av formasjonsvann i en brönn |
| GB2376488B (en) | 2001-06-12 | 2004-05-12 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation method and apparatus |
| US6601646B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore |
| US6581689B2 (en) * | 2001-06-28 | 2003-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen assembly and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| 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 |
| BR0212358A (pt) * | 2001-09-07 | 2004-07-27 | Shell Int Research | Conjunto de tela de poço ajustável, e, poço de produção de fluido de hidrocarboneto |
| US6857475B2 (en) | 2001-10-09 | 2005-02-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for flow control gravel pack |
| US6644404B2 (en) * | 2001-10-17 | 2003-11-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of progressively gravel packing a zone |
| US6749024B2 (en) * | 2001-11-09 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sand screen and method of filtering |
| US7096945B2 (en) * | 2002-01-25 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
| US6899176B2 (en) | 2002-01-25 | 2005-05-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly and treatment method using the same |
| US6715558B2 (en) * | 2002-02-25 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Infinitely variable control valve apparatus and method |
| US20030173075A1 (en) | 2002-03-15 | 2003-09-18 | Dave Morvant | Knitted wire fines discriminator |
| NO318165B1 (no) * | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| US6935432B2 (en) * | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
| US6854522B2 (en) * | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| FR2845617B1 (fr) * | 2002-10-09 | 2006-04-28 | Inst Francais Du Petrole | Crepine a perte de charge controlee |
| NO316288B1 (no) * | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brönnpakning for en rörstreng og en fremgangsmåte for å före en ledning forbi brönnpakningen |
| US6814144B2 (en) * | 2002-11-18 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well treating process and system |
| US6860330B2 (en) * | 2002-12-17 | 2005-03-01 | Weatherford/Lamb Inc. | Choke valve assembly for downhole flow control |
| US6857476B2 (en) * | 2003-01-15 | 2005-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same |
| US6886634B2 (en) | 2003-01-15 | 2005-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same |
| US6875476B2 (en) * | 2003-01-15 | 2005-04-05 | General Electric Company | Methods and apparatus for manufacturing turbine engine components |
| US20040140089A1 (en) * | 2003-01-21 | 2004-07-22 | Terje Gunneroed | Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold |
| US6978840B2 (en) * | 2003-02-05 | 2005-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen assembly and system with controllable variable flow area and method of using same for oil well fluid production |
| EP1616075A1 (en) * | 2003-03-28 | 2006-01-18 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Surface flow controlled valve and screen |
| US7870898B2 (en) | 2003-03-31 | 2011-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
| WO2004094784A2 (en) * | 2003-03-31 | 2004-11-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | A wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
| CN2642986Y (zh) * | 2003-07-09 | 2004-09-22 | 冯永胜 | 一种充填机构 |
| US20050028977A1 (en) * | 2003-08-06 | 2005-02-10 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US20050061501A1 (en) * | 2003-09-23 | 2005-03-24 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| CN2654838Y (zh) * | 2003-10-17 | 2004-11-10 | 中国石化胜利油田有限公司采油工艺研究院 | 不动管柱换三层采油井下管柱 |
| US20050082060A1 (en) * | 2003-10-21 | 2005-04-21 | Ward Stephen L. | Well screen primary tube gravel pack method |
| CN2648062Y (zh) * | 2003-11-05 | 2004-10-13 | 上海盛国石油科技有限公司 | 套管采油 |
| WO2005061850A1 (en) | 2003-12-03 | 2005-07-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore gravel packing apparatus and method |
| US20050263287A1 (en) * | 2004-05-26 | 2005-12-01 | Schlumberger Technology Corporation | Flow Control in Conduits from Multiple Zones of a Well |
| US7409999B2 (en) * | 2004-07-30 | 2008-08-12 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
| US7191833B2 (en) * | 2004-08-24 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control screen assembly having fluid loss control capability and method for use of same |
| US7367395B2 (en) * | 2004-09-22 | 2008-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sand control completion having smart well capability and method for use of same |
| CN101103175B (zh) * | 2005-01-14 | 2012-01-04 | 贝克休斯公司 | 具有控制线保持的砾石充填多通路管及保持控制线的方法 |
| US7591321B2 (en) * | 2005-04-25 | 2009-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation tools and methods of use |
| US20090283279A1 (en) * | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US7413022B2 (en) * | 2005-06-01 | 2008-08-19 | Baker Hughes Incorporated | Expandable flow control device |
| US7870909B2 (en) * | 2005-06-09 | 2011-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Deployable zonal isolation system |
| US7441605B2 (en) * | 2005-07-13 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Optical sensor use in alternate path gravel packing with integral zonal isolation |
| US7407007B2 (en) * | 2005-08-26 | 2008-08-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating flow in a shunt tube |
| BRPI0616258B1 (pt) | 2005-09-30 | 2017-06-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | A device associated with the production of hydrocarbons, a sand control device, a system associated with the production of hydrocarbons, a method associated with the production of hydrocarbons, and, a method for the manufacture of a sand control device |
| WO2007061864A1 (en) | 2005-11-18 | 2007-05-31 | Kristian Brekke | Robust sand screen for oil and gas wells |
| BRPI0620026B1 (pt) | 2005-12-19 | 2017-07-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method associated with the production of hydrocarbons, and method for producing hydrocarbons |
| US7431098B2 (en) * | 2006-01-05 | 2008-10-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for isolating a wellbore region |
| EP2016257B1 (en) | 2006-02-03 | 2020-09-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
| US7708068B2 (en) * | 2006-04-20 | 2010-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing screen with inflow control device and bypass |
| US7469743B2 (en) * | 2006-04-24 | 2008-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inflow control devices for sand control screens |
| US20080041580A1 (en) * | 2006-08-21 | 2008-02-21 | Rune Freyer | Autonomous inflow restrictors for use in a subterranean well |
| US7644758B2 (en) * | 2007-04-25 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Restrictor valve mounting for downhole screens |
| US8474535B2 (en) * | 2007-12-18 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well screen inflow control device with check valve flow controls |
| US8127845B2 (en) | 2007-12-19 | 2012-03-06 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing multi-zone openhole formations |
| US7832489B2 (en) | 2007-12-19 | 2010-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for completing a well with fluid tight lower completion |
| US7735559B2 (en) | 2008-04-21 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method to facilitate treatment and production in a wellbore |
| US7891425B2 (en) * | 2008-05-29 | 2011-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of limiting or preventing fluid flow through a portion of a subterranean formation |
-
2007
- 2007-02-23 MX MX2008011191A patent/MX2008011191A/es active IP Right Grant
- 2007-02-23 EA EA200870408A patent/EA014109B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-02-23 CA CA2787840A patent/CA2787840C/en active Active
- 2007-02-23 EP EP07751525.2A patent/EP2007968A4/en not_active Ceased
- 2007-02-23 MX MX2012006564A patent/MX345785B/es unknown
- 2007-02-23 CA CA2648024A patent/CA2648024C/en active Active
- 2007-02-23 CN CN200780011610XA patent/CN101421486B/zh active Active
- 2007-02-23 WO PCT/US2007/004770 patent/WO2007126496A2/en active Application Filing
- 2007-02-23 AU AU2007243920A patent/AU2007243920B2/en active Active
- 2007-02-23 BR BRPI0709898-7A patent/BRPI0709898B1/pt active IP Right Grant
- 2007-02-23 US US12/279,176 patent/US7984760B2/en active Active
-
2008
- 2008-10-31 NO NO20084571A patent/NO345120B1/no unknown
-
2011
- 2011-03-16 US US13/049,512 patent/US8127831B2/en active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4888120A (en) * | 1986-09-18 | 1989-12-19 | Henkel Kommanditgesellschaft Auf Aktien | Water-based drilling and well-servicing fluids with swellable, synthetic layer silicates |
| US20040035591A1 (en) * | 2002-08-26 | 2004-02-26 | Echols Ralph H. | Fluid flow control device and method for use of same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007126496A2 (en) | 2007-11-08 |
| CN101421486B (zh) | 2013-09-18 |
| AU2007243920B2 (en) | 2012-06-14 |
| US20090008092A1 (en) | 2009-01-08 |
| NO345120B1 (no) | 2020-10-05 |
| US7984760B2 (en) | 2011-07-26 |
| CN101421486A (zh) | 2009-04-29 |
| WO2007126496A3 (en) | 2008-06-05 |
| EP2007968A4 (en) | 2015-12-23 |
| CA2648024C (en) | 2012-11-13 |
| BRPI0709898B1 (pt) | 2017-11-14 |
| CA2787840C (en) | 2014-10-07 |
| CA2648024A1 (en) | 2007-11-08 |
| US20110162840A1 (en) | 2011-07-07 |
| NO20084571L (no) | 2009-01-05 |
| MX345785B (es) | 2017-02-15 |
| AU2007243920A1 (en) | 2007-11-08 |
| US8127831B2 (en) | 2012-03-06 |
| EP2007968A2 (en) | 2008-12-31 |
| EA200870408A1 (ru) | 2009-04-28 |
| MX2008011191A (es) | 2008-09-09 |
| CA2787840A1 (en) | 2007-11-08 |
| BRPI0709898A2 (pt) | 2011-08-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA014109B1 (ru) | Скважинные способ и устройство для предотвращения выноса песка и регулирования притока во время скважинных операций | |
| US8403062B2 (en) | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection | |
| US8267173B2 (en) | Open hole completion apparatus and method for use of same | |
| DK178670B1 (en) | An apparatus, an apparatus assembly for controlling fluid flow in or into a well and method of controlling same | |
| US20140000869A1 (en) | Isolation assembly for inflow control device | |
| CA2924608C (en) | Flexible zone inflow control device | |
| RU2599751C1 (ru) | Сборный узел для гравийной набивки методом от носка к пятке и обратной циркуляции избыточной суспензии по методу джона п.броуссарда и кристофера а.холла | |
| AU2012216300B2 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
| BRPI0621246B1 (pt) | Method for operating a well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |