EA017734B1 - Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания - Google Patents
Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания Download PDFInfo
- Publication number
- EA017734B1 EA017734B1 EA200970476A EA200970476A EA017734B1 EA 017734 B1 EA017734 B1 EA 017734B1 EA 200970476 A EA200970476 A EA 200970476A EA 200970476 A EA200970476 A EA 200970476A EA 017734 B1 EA017734 B1 EA 017734B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- assembly
- node
- coupling
- sleeve
- pipeline
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 52
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 72
- 238000002347 injection Methods 0.000 title description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 title description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 132
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 132
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 132
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 94
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 83
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 68
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 65
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 43
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 21
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 238000004804 winding Methods 0.000 claims description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 7
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 239000000428 dust Substances 0.000 claims description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 21
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 21
- 238000000429 assembly Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000712 assembly Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 2
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 14
- 239000000463 material Substances 0.000 description 10
- 238000013461 design Methods 0.000 description 7
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000012669 compression test Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000006748 scratching Methods 0.000 description 1
- 230000002393 scratching effect Effects 0.000 description 1
- 238000005245 sintering Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
Abstract
Описывается способ, система и устройство для добычи углеводородов из подземного коллектора. Устройство содержит соединительный узел, содержащий основной корпус, имеющий основной и вспомогательный пути потока текучей среды и прикрепленный к узлу несущей втулки на одном конце и узлу втулки передачи крутящего момента на противоположном конце. Узел несущей втулки может включать в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием. Основной корпус может включать в себя устройство контроля пескопроявления, пакер или другой скважинный инструмент для использования в окружающей среде на забое скважины. Соединительный узел также включает в себя узел соединительной муфты, имеющий зону манифольда, сообщенную с вторым путем текучей среды участка основного корпуса, обеспечивающий скрепление первого и второго соединительных узлов одним соединением. Узел соединительной муфты может также включать в себя разделитель передачи крутящего момента для обеспечения взаимодействия потоков текучей среды. Варианты осуществления настоящего изобретения исключают или уменьшают синхронизированные соединения, повышая эффективность бурения нефтегазовых скважин и осуществление мониторинга.
Description
Настоящее изобретение относится, в общем, к устройству и способу для использования в стволах скважин и связанному с добычей углеводородов. Более конкретно настоящее изобретение относится к соединительному узлу и системе и способу соединительных узлов, включающих в себя скважинные инструменты.
Предшествующий уровень техники изобретения
Данный раздел предназначен для ознакомления с различными аспектами уровня техники, которые могут связываться с вариантами осуществления настоящих методик. Данное описание представляет концепцию, помогающую понять конкретные аспекты настоящих методик. Соответственно, следует понимать, что данный раздел надлежит рассматривать именно с таким подходом, а не обязательно как признание предшествующего уровня техники.
Добыча углеводородов, таких как нефть и газ, ведется многие годы. Для добычи данных углеводородов система добычи может использовать различные устройства, такие как песчаные фильтры и другие инструменты для выполнения конкретных задач в скважине. Обычно данные устройства размещаются в стволе скважины с заканчиванием обсаженным стволом или необсаженным стволом. В заканчиваниях с обсаженным стволом обсадную колонну размещают в стволе скважины и в обсадной колонне выполняют перфорационные каналы в подземный пласт для создания пути прохождения потока пластовой текучей среды, такой как углеводороды, в ствол скважины. Альтернативно, в заканчиваниях с необсаженным стволом эксплуатационная колонна помещается в ствол скважины без обсадной колонны. Пластовые текучие среды проходят через кольцевое пространство между подземным пластом и эксплуатационной колонной для входа в эксплуатационную колонну.
Вместе с тем, при добыче углеводородов из ряда подземных пластов проведение работ становится более проблемным по причине расположения некоторых подземных пластов. Например, некоторые подземные пласты располагаются в интервалах с большим содержанием песка на сверхбольших морских глубинах, на глубинах повышающих досягаемость буровых работ, в коллекторах с высокими давлениями/температурами, в длинных интервалах, при высокой интенсивности добычи и в удаленных местах. По этим причинам расположение подземного пласта может представлять проблемы, такие как потеря контроля пескопроявления, что резко увеличивает стоимость индивидуальной скважины. То есть результатом стоимости доступа к подземному пласту может стать уменьшение числа заканчиваемых скважин для экономичной разработки месторождения. Дополнительно результатом потери контроля пескопроявления может стать вынос песка на поверхность, повреждение забойного оборудования, уменьшенная продуктивность скважины и/или потеря скважины. Соответственно, надежность скважины и долговечность являются параметрами, рассматриваемыми в проектировании, для исключения нежелательных потерь добычи и дорогостоящих геотехнических мероприятий или капитальных ремонтов для таких скважин.
Обычно устройства контроля пескопроявления используются в скважине для управления выносом твердого материала, такого как песок. Устройство контроля пескопроявления может иметь щелевые отверстия или может иметь обмотку фильтром. Как пример, при добыче пластовой текучей среды из подземных пластов на больших морских глубинах возможно добывать твердые частицы вместе с пластовой текучей средой, поскольку пласты слабо консолидированы или пласты ослаблены напряжением на забое вследствие проходки ствола скважины и извлечения пластовой текучей среды. Соответственно, устройства контроля пескопроявления, часто устанавливаемые на забое скважины поперек данных пластов для удержания твердого материала, предоставляют возможность добычи пластовой текучей среды без твердых материалов, превышающих некоторый размер.
Вместе с тем, при ухудшении неблагоприятных условий, устройства контроля пескопроявления являются более чувствительными к повреждениям вследствие высокого напряжения, эрозии, закупоривания, сжатия/погружения и т.п. В результате устройства контроля пескопроявления, в общем, используются с другими способами, такими как заполнение фильтра гравием или обработка текучей средой, для управления выносом песка из подземного пласта.
Одним из наиболее часто применяемых способов контроля пескопроявления является гравийный фильтр. Заполнение фильтра гравием в скважине включает в себя размещение гравия или другого зернистого материала вокруг устройства контроля пескопроявления, соединенного с эксплуатационной колонной, для улучшения фильтрации песка и целостности пласта. Например, при заканчивании с не обсаженным стволом гравийный фильтр обычно устанавливают в нужном положении между стенкой ствола скважины и песчаным фильтром, который окружает перфорированную основную трубу. Альтернативно, при заканчивании с обсаженным стволом гравийный фильтр обычно устанавливают между обсадной колонной с перфорационными каналами и песчаным фильтром, который окружает перфорированную основную трубу. Вне зависимости от типа заканчивания текучие среды из подземного пласта проходят в эксплуатационную колонну по меньшей мере через два механизма фильтров: гравийный фильтр и устройство контроля пескопроявления.
В процессе заполнения фильтров гравием не предусмотренные потери несущей текучей среды могут формировать песчаные перемычки в интервале при заполнении фильтра гравием. Например, в толстых или наклонных продуктивных интервалах плохое распределение гравия (то есть незавершенное
- 1 017734 заполнение фильтра интервала, в результате которого образуются пустоты в гравийном фильтре) может происходить от преждевременного ухода жидкости из гравийной суспензии в пласт. Такая потеря текучей среды может вызвать формирование песчаных перемычек в кольцевом пространстве до завершения заполнения фильтра гравием. Для решения этой проблемы могут использоваться альтернативные пути прохождения потока, такие как шунтирующие трубы, для обхода песчаных перемычек и равномерного распределения гравия на интервалах. Дополнительные подробности о таких альтернативных путях прохождения потока можно найти в патентах США №№ 4945991, 5082052, 5113935, 5333688, 5515915, 5868200, 5890533, 6059032, 6588506 и международной патентной публикации № \¥О 2004/094784, включенных в данный документ путем ссылки.
Хотя шунтирующие трубы помогают образованию гравийного фильтра, использование шунтирующих труб может ограничивать способы создания разобщения зон с гравийным фильтром. Например, такая компоновка требует, чтобы путь прохождения потока в шунтирующей трубе не прерывался при установке пакера. Если шунтирующие трубы расположены снаружи пакера, они могут повреждаться при расширении пакера или могут мешать надлежащей работе пакера. Шунтирующие трубы установленные с эксцентриситетом относительно скважинного инструмента могут потребовать эксцентричного выставления пакера, что делает общий внешний диаметр скважинного инструмента больше и неравномерно распределенным. Существующие конструкции используют муфтовые соединения, синхронизированные соединения для совмещения нескольких труб, соединение шунтирующей трубы переходником между соединительными узлами или цилиндрическую покрывающую пластину над соединением. Данные соединения являются дорогими, затратными по времени и трудными для перемещения на буровом полу при наращивании и спуске колонны эксплуатационной насосно-компрессорной трубы.
Альтернативные концентрические пути прохождения потока, использующие трубы круглого профиля меньшего диаметра, являются предпочтительными, но создают другие конструктивные трудности. Конструкции концентрических шунтирующих труб являются сложными вследствие необходимости высокоточного совмещения внутренних шунтирующих труб и основной трубы пакера с шунтирующими трубами и основной трубой устройств контроля пескопроявления. Если шунтирующие трубы расположены снаружи песчаного фильтра, трубы подвергаются воздействию агрессивной среды ствола скважины и весьма вероятно их повреждение во время установки или работы. Требования высокоточного совмещения шунтирующих труб делает изготовление и сборку скважинных инструментов более дорогой и затратной по времени. Разработаны некоторые устройства для упрощения данного наращивания, но в целом они не эффективны.
Ряд примеров внутренних шунтирующих устройств являются объектом патентов США №№ 2005/0082060, 2005/0061501, 2005/0028977 и 2004/0140089. В данных патентных заявках, в общем, описаны устройства контроля пескопроявления, имеющие шунтирующие трубы, расположенные между основной трубой и песчаным фильтром, в которых шунтирующие трубы имеют прямое сообщение с переходным инструментом для распределения гравийного фильтра. В них описано использование зоны манифольда над скрепляющим соединением и сопел, разнесенных равномерно по шунтирующим трубам. Вместе с тем, данные устройства являются неэффективными для заканчиваний длиннее приблизительно 3500 футов (106,68 м).
Соответственно, существует необходимость создания способа и устройства, обеспечивающего альтернативные пути прохождения потока для различных скважинных инструментов, включающие в себя, без ограничения этим, устройства контроля пескопроявления, песчаные фильтры и пакеры для заполнения фильтра гравием в разных интервалах в скважине и системы и способа для эффективного соединения скважинных инструментов.
Другие относящиеся к изобретению материалы можно найти, по меньшей мере, в патентах США №№ 5476143, 5588487, 5934376, 6227303, 6298916, 6464261, 6516882, 6588506, 6749023, 6752207, 6789624, 6814139, 6817410, международной публикации патентной заявки № \¥О 2004/094769, публикациях патентных заявок США №№ 2004/0003922, 2005/0284643, 2005/0205269 и статье А11егиа1е Ра111 СотрШюпк: А СгШса1 Ре\зе\\· и Беккоик Беагпеб Егот Саке НБЮпек \νί11ι Ресоттепбеб Ргасбсек Гог Оеер\\Шег Аррйсабоик, С. Нигк1, е1 а1. 8РЕ Рарег Ыо. 86532-М8.
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления описано устройство, связанное с бурением, добычей или мониторингом скважинной среды в забойной зоне. Устройство включает в себя соединительный узел, содержащий основной корпус, имеющий первый и второй концы, и узел несущей втулки, имеющий внутренний диаметр. Узел несущей втулки функционально соединен с основным корпусом на первом конце или рядом с ним и включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, расположенные снаружи внутреннего диаметра. Устройство дополнительно включает в себя узел втулки передачи крутящего момента с внутренним диаметром, функционально прикрепленный к основному корпусу на втором конце или рядом с ним. Узел втулки передачи крутящего момента также включает в себя по меньшей мере один трубопровод, расположенный снаружи внутреннего диаметра. Устройство дополнительно включает в себя узел соединительной муфты, функционально прикрепленный, по меньшей мере, к первому концу основного корпуса и вклю
- 2 017734 чающий в себя зону манифольда, при этом зона манифольда сообщена по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки. Устройство также может включать в себя коаксиальную втулку и по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента как часть соединительного узла.
Другой вариант осуществления изобретения описывает устройство для использования в бурении, добыче или мониторинге скважинной среды в забойной зоне, включающее в себя узел соединительной муфты, содержащий первый скважинный инструмент, имеющий первый и второй конец, первый основной путь потока текучей среды, и первый альтернативный путь потока текучей среды. Устройство также включает в себя второй скважинный инструмент, имеющий первый и второй конец, второй основной путь потока текучей среды, и второй альтернативный путь потока текучей среды, а также соединительную муфту, функционально соединенную с первым концом первого скважинного инструмента и вторым концом второго скважинного инструмента, при этом соединительная муфта обеспечивает, по существу, осевое совмещение между первым основным путем потока текучей среды и вторым основным путем потока текучей среды. Узел соединительной муфты также включает в себя зону манифольда, расположенную, по существу, концентрически вокруг соединительной муфты, сообщенную с первым альтернативным путем потока текучей среды и вторым альтернативным путем потока текучей среды и включающую в себя по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента, функционально соединенный с соединительной муфтой и, по существу, расположенный в зоне манифольда. Узел соединительной муфты может также включать в себя коаксиальную втулку вокруг соединительной муфты для заключения в нее зоны манифольда, прикрепляющуюся по меньшей мере к одному из разделителей передачи крутящего момента.
Другой вариант осуществления устройства описывает узел несущей втулки, содержащий удлиненный корпус, по существу, цилиндрической формы, имеющий наружный диаметр, первый и второй конец, и канал, проходящий от первого до второго конца, при этом канал образует внутренний диаметр в удлиненном корпусе. Узел несущей втулки также включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, проходящие от первого конца до второго конца удлиненного корпуса, каждый из транспортирующих трубопроводов и трубопроводов заполнения фильтра гравием образуют отверстия на каждом первом и втором конце удлиненного корпуса, при этом отверстия расположены, по меньшей мере, по существу, между внутренним диаметром и наружным диаметром. Дополнительно отверстия транспортирующего трубопровода выполнены на первом конце с возможностью уменьшения потери давления на входе. Узел несущей втулки может также включать в себя заплечик, выполненный с возможностью несения нагрузки, такой как нагрузка, обусловленная работами по спускоподъему эксплуатационной насосно-компрессорной трубы.
Еще один вариант осуществления устройства описывает узел втулки передачи крутящего момента, содержащий удлиненный корпус, по существу, цилиндрической формы, имеющий наружный диаметр, первый и второй конец, и канал, проходящий от первого конца до второго конца и образующий внутренний диаметр в удлиненном корпусе. Узел втулки передачи крутящего момента также включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, расположенный, по меньшей мере, по существу, между внутренним и наружным диаметром удлиненного корпуса, при этом транспортирующий трубопровод проходит через узел втулки передачи крутящего момента от первого конца до второго конца удлиненного корпуса, а трубопровод заполнения фильтра гравием проходит от первого конца до некоторого положения внутри узла втулки передачи крутящего момента на некотором расстоянии по оси от второго конца к первому концу удлиненного корпуса, где он может сообщаться с выходным соплом.
Дополнительный вариант осуществления устройства описывает сопловое кольцо, содержащее корпус, по существу, цилиндрической формы, имеющий наружный диаметр и канал, проходящий от первого до второго конца, канал, образующий внутренний диаметр. Сопловое кольцо, также включающее в себя по меньшей мере один транспортирующий канал и по меньшей мере один канал заполнения фильтра гравием, проходящие от первого конца до второго конца и размещенные, по существу, между внутренним диаметром и наружным диаметром, при этом каждый из транспортирующих каналов и каналов заполнения фильтра гравием выполнен с возможностью размещения шунтирующей трубы. Также может присутствовать отверстие, выполненное в наружном диаметре корпуса и проходящее радиально внутрь, при этом отверстие, по меньшей мере, частично пересекает по меньшей мере один по меньшей мере из одного канала заполнения фильтра гравием так, что по меньшей мере один канал заполнения фильтра гравием и отверстие сообщены. Дополнительно по меньшей мере одно выходное отверстие проходит от по меньшей мере одного канала заполнения фильтра гравием до наружного диаметра.
Способ сборки соединительного узла включает в себя функциональное соединение узла несущей втулки к основному корпусу на первом конце основного корпуса или рядом с ним, при этом узел несущей втулки имеет внутренний диаметр и включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, при этом оба, по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием расположены вне внутреннего диаметра. Способ также включает в себя функциональ
- 3 017734 ное соединение узла втулки передачи крутящего момента к основному корпусу на втором конце участка основного корпуса или рядом с ним, при этом узел втулки передачи крутящего момента имеет внутренний диаметр и включает в себя по меньшей мере один трубопровод, расположенный вне внутреннего диаметра. Соединительный узел дополнительно включает в себя функциональное соединение соединительной муфты, по меньшей мере, с первым концом участка основного корпуса, и функциональное соединение по меньшей мере одного разделителя передачи крутящего момента с соединительной муфтой.
Описан также способ добычи углеводородов из подземного пласта, включающий в себя добычу углеводородов из подземного пласта через ствол скважины, выполненный, по меньшей мере, через участок подземного пласта. Ствол скважины имеет эксплуатационную колонну, включающую в себя множество соединительных узлов, при этом каждый из которых содержит узел несущей втулки, имеющий внутренний диаметр, по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, расположенные вне внутреннего диаметра, несущая втулка функционально соединена с основным корпусом одного из узлов. Множество соединительных узлов также включает в себя узел втулки передачи крутящего момента, имеющий внутренний диаметр и по меньшей мере один трубопровод, расположенный вне внутреннего диаметра, и втулка передачи крутящего момента функционально соединена с основным корпусом одной из множества компоновок звеньев скважинного инструмента. Дополнительно соединительный узел включает в себя узел соединительной муфты, имеющий зону манифольда, сообщенную по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки, при этом узел соединительной муфты функционально соединен, по меньшей мере, с участком одного из множества соединительных узлов на узле несущей втулки или рядом с ним.
Краткое описание чертежей
Упомянутые выше и другие преимущества настоящих изобретений могут стать очевидными после прочтения следующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее.
На фиг. 1 показан вариант системы добычи согласно некоторым аспектам настоящей технологии;
на фиг. 2А-2В - варианты осуществления обычных устройств контроля пескопроявления, используемых в стволах скважин;
на фиг. 3А-3С - вид сбоку, вид сечения и вид с торца примера варианта осуществления соединительного узла, используемого в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 4А-4В - два вида сбоку с вырезами вариантов осуществления узла соединительной муфты, используемого в соединительном узле, показанном на фиг. 3А-3С, и в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 5А-5В - изометрический вид и вид с торца примера варианта осуществления узла несущей втулки, используемой как часть соединительного узла, показанного на фиг. 3А-3С, узла соединительной муфты, показанного на фиг. 4А-4В, и в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно некоторым аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 6 - изометрический вид варианта осуществления узла втулки передачи крутящего момента, используемой как часть соединительного узла, показанного на фиг. 3А-3С, узла соединительной муфты, показанного на фиг. 4А-4В, и в системе добычи, показанной на фиг. 1, согласно аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 7 - вид с торца варианта осуществления соплового кольца, используемого в узле соединительной муфты, показанном на фиг. 3А-3С, согласно аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 8 - вариант блок-схемы операций способа сборки соединительного узла, показанного на фиг. 3А-3С, согласно аспектам настоящего изобретения;
на фиг. 9 - вариант блок-схемы операций способа добычи углеводородов из подземного пласта с использованием соединительного узла, показанного на фиг. 3А-3С, и системы добычи, показанной на фиг. 1, согласно аспектам настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
В следующем разделе подробного описания описаны специфические варианты осуществления настоящего изобретения, связанные с его предпочтительными вариантами осуществления. Вместе с тем, хотя следующее описание является специфичным для вариантов конкретного осуществления или конкретного использования настоящих технических средств, оно направлено на то, чтобы быть иллюстративным и просто давать описание примеров осуществления изобретения. Соответственно, изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, напротив, изобретение включает в себя все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под реальный объем прилагаемой формулы изобретения.
Хотя ствол скважины показан как вертикальный ствол скважины, следует заметить, что настоящее изобретение предназначено для использования в вертикальном, горизонтальном, наклоннонаправленном или в стволах скважин другого типа. Также любое описание направления, такое как выше по потоку, ниже по потоку, осевой, радиальный и т.п., следует читать в контексте и не предназна
- 4 017734 чено для ограничения ориентации ствола скважины, соединительного узла или любой другой части настоящего изобретения.
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения могут включать в себя один или несколько соединительных узлов, которые можно использовать в заканчивании, добыче или системе нагнетания для улучшения заканчивания скважины, то есть гравийного фильтра, и/или улучшать добычу скважины и/или улучшать нагнетание текучих сред или газов в скважину. Некоторые варианты осуществления компоновки звена скважинного инструмента могут включать в себя скважинные инструменты, такие как устройства контроля пескопроявления, пакеры, переходные инструменты, скользящие втулки, шунтированные вставки или другие устройства, известные в технике. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения соединительные узлы могут включать в себя механизмы альтернативных путей для использования при создании разобщения зон в гравийном фильтре в скважине. Кроме того, описаны скважинные устройства, которые можно использовать при заканчивании с обсаженным или не обсаженным стволом. Некоторые варианты осуществления соединительного узла настоящего изобретения могут включать в себя общий манифольд или зону манифольда, сообщенную с узлом соединительной муфты, которые могу включать в себя основную трубу, шунтирующие трубы, пакеры, устройства контроля пескопроявления, устройства интеллектуальной скважины, устройства пересечения потоков, регуляторы притока и другие инструменты. Поэтому некоторые варианты осуществления настоящих технических средств можно использовать для разработки и изготовления скважинных инструментов, в заканчивании скважин для регулирования расхода, мониторинга и управления окружающей средой скважины, добычи углеводородов и/или обработки с нагнетанием текучей среды.
Узел соединительной муфты некоторых вариантов осуществления можно использовать с любым типом скважинного инструмента, включающего в себя пакеры и устройства контроля пескопроявления. Узел соединительной муфты можно также использовать в комбинации с другими скважинными техническими средствами, такими как скважинные устройства постоянного контроля и управления, устройства пересечения потоков и регуляторы притока. Некоторые варианты осуществления узла соединительной муфты могут создавать концентрические альтернативные пути прохождения потока и упрощенный соединительный стык для использования в различных скважинных инструментах. Узел соединительной муфты может также образовывать зону манифольда и может соединяться с вторым скважинным инструментом посредством единственного резьбового соединения. Дополнительно некоторые варианты осуществления узла соединительной муфты можно использовать в комбинации с техническими средствами для создания прерывистого заполнения гравийного фильтра и разобщения зон. Некоторые из таких технических средств даны в патентных заявках США №№ 60/765023 и 60/775434, включенные в настоящий документ путем ссылки.
На фиг. 1 показана система 100 добычи согласно некоторым аспектам настоящего изобретения. В варианте системы 100 добычи плавучая установка 102 добычи соединена с морской донной фонтанной арматурой 104, расположенной на морском дне 106. Через морскую донную арматуру 104, с плавучей установки 102 добычи осуществляется доступ к одному или нескольким подземным пластам, таким как подземный пласт 107, который может включать в себя многочисленные интервалы или зоны 108а-108п добычи, где число п является любым целым числом, имеющие углеводороды, такие как нефть или газ. Устройства, такие как устройства 138а-138п контроля пескопроявления, могут успешно использоваться для интенсификации добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи. Вместе с тем, следует отметить, что система 100 добычи показана в качестве примера и настоящие технические средства могут быть применимы для добычи или нагнетания текучих сред с любой подводной платформы или наземной площадки.
Плавучая установка 102 добычи может выполняться с возможностью осуществления мониторинга и добычи углеводородов из интервалов 108а-108п добычи подземного пласта 107. Плавучая установка 102 добычи может быть судном с возможностью управления добычей текучих сред, таких как углеводороды, из подводных скважин. Данные текучие среды могут храниться на плавучей установке 102 добычи и/или подаваться на танкеры (не показано). Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи плавучая установка 102 добычи соединяется с морской донной фонтанной арматурой 104 и регулирующей задвижкой 110 посредством гибкого шлангокабеля 112 управления. Гибкий шлангокабель 112 управления может функционально соединяться с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой для подачи углеводородов от морской донной фонтанной арматуры 104 на плавучую установку 102 добычи, трубой управления для гидравлических или электрических устройств и кабелем управления для связи с другими устройствами в стволе 114 скважины.
Для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи ствол 114 скважины проходит морское дно 106 на глубину, на которой стыкуется с интервалами 108а-108п добычи на разных глубинах в стволе 114 скважины. Как может быть ясно, интервалы 108а-108п добычи, которые могут именоваться интервалами 108 добычи, могут включать в себя различные слои или интервалы породы, которые могут содержать или не содержать углеводороды и могут именоваться зонами. Морская донная фонтанная арматура 104, установленная на устье ствола 114 скважины на морском дне 106, создает стыковочный узел между устройствами в стволе 114 скважины и плавучей установкой 102 добычи. Соответственно, морская дон
- 5 017734 ная фонтанная арматура 104 может соединяться с эксплуатационной колонной 128 насоснокомпрессорной трубы для создания путей прохождения текучей среды и кабеля управления (не показано) для обеспечения каналов сообщения, которые могут стыковаться с гибким шлангокабелем 112 управления на морской донной фонтанной арматуре 104.
В стволе 114 скважины, система 100 добычи также может включать в себя различное оборудование для обеспечения доступа к интервалам 108а-108п добычи. Например, направляющая обсадная колонна 124 может устанавливаться от морского дна 106 до места с конкретной глубиной от морского дна 106. Внутри направляющей обсадной колонны 124 может устанавливаться промежуточная или эксплуатационная обсадная колонна 126, которая может проходить вниз до глубины приблизительно интервала 108 добычи и может использоваться для обеспечения крепления стенок ствола 114 скважины. Обсадные колонны 124 и 126 могут цементироваться неподвижно в стволе 114 скважины для дополнительной стабилизации ствола 114 скважины. Внутри обсадных колонн 124 и 126 может устанавливаться эксплуатационная колонна 128 насосно-компрессорной трубы для создания пути прохождения через ствол 114 скважины потока углеводородов и других текучих сред. На этом пути прохождения потока может использоваться подземная предохранительная задвижка 132 для блокирования пути прохождения потока текучих сред из эксплуатационной колонны 128 насосно-компрессорной трубы в случае разрушения или обрыва над подземной предохранительной задвижкой 132. Дополнительно устройства 138а-138п контроля пескопроявления могут использоваться для управления потоком частиц в эксплуатационную колонну 128 насосно-компрессорной трубы с гравийными фильтрами 140а-140п. Устройства 138а-138п контроля пескопроявления могут включать в себя щелевые хвостовики, автономные противопесчаные фильтры, заранее заполняемые гравийные фильтры, фильтры с проволочной обмоткой, мембранные фильтры, раздвижные фильтры и/или сетчатые проволочные фильтры, в то время как гравийные фильтры 140а-140п могут включать в себя гравий, песок, несжимаемые твердые частицы и другие подходящие твердые, гранулированные материалы. Некоторые варианты осуществления компоновки звена скважинного инструмента настоящих технических средств могут включать в себя скважинный инструмент, такой как одно из устройств 138а-138п контроля пескопроявления или один из пакеров 134а-134п.
Устройства 138а-138п контроля пескопроявления могут соединяться с одним или несколькими пакерами 134а-134п, которые в этом документе могут именоваться пакером (пакерами) 134 или другими скважинными инструментами. Предпочтительно компоновочный узел соединительной муфты между устройствами 138а-138п контроля пескопроявления, которые в этом документе могут именоваться устройством (устройствами) 138 контроля пескопроявления и другими скважинными инструментами, должен легко собираться на плавучей установке 102 добычи. Дополнительно устройства 138 контроля пескопроявления могут быть выполнены с возможностью создания относительно непрерывного пути потока текучей среды через основную трубу и вспомогательного пути потока, таких как шунтирующая труба или труба с двойными стенками.
Система может использовать пакер 134 для разобщения конкретных зон в кольцевом пространстве в стволе скважины друг от друга. Соединительные узлы могут включать в себя пакер 134, устройство 138 контроля пескопроявления или другой скважинный инструмент и могут быть выполнены с возможностью создания каналов сообщения текучей средой между различными скважинными инструментами в различных интервалах 108а-108п, при этом предотвращая прохождение потока текучей среды в одну или несколько других областей, таких как кольцевое пространство ствола скважины. Каналы сообщения текучей средой могут включать в себя зону общего манифольда. В любом случае, пакеры 134 можно использовать для создания разобщения зон и механизма создания, по существу, завершенного гравийного фильтра в каждом интервале 108а-108п. Для примера, некоторые варианты осуществления пакеров 134 дополнительно описаны в патентных заявках США №№ 60/765023 и 60/775434, части которых, описывающие пакеры, включены в настоящий документ путем ссылки.
На фиг. 2А-2В показаны виды частей вариантов осуществления обычных устройств контроля пескопроявления, соединенных вместе в стволе скважины. Каждое из устройств 200а и 200Ь контроля пескопроявления может включать в себя трубчатый элемент или основную трубу 202, окруженную материалом фильтра или песчаным фильтром 204. Ребра 206 можно использовать для удержания песчаных фильтров 204 на заданном расстоянии от основных труб 202. Песчаные фильтры могут включать в себя несколько проволочных сегментов, сетчатый фильтр, проволочную обмотку, материал для не допущения заданного размера частиц и любые их комбинации. Шунтирующие трубы 208а и 208Ь, которые все вместе можно называть шунтирующими трубами 208, могут включать в себя трубы 208а заполнения фильтра гравием или транспортирующие трубы 208Ь и можно также использовать с песчаными фильтрами 204 для заполнения фильтра гравием в стволе скважины. Трубы 208а заполнения фильтра гравием могут иметь один или несколько клапанов или сопел 212, создающих путь прохождения потока для суспензии гравийного фильтра, которая включает в себя текучую среду, носитель и гравий, в кольцевое пространство, сформированное между песчаным фильтром 204 и стенками ствола скважины. Клапаны могут предотвратить прохождение текучей среды из изолированного интервала по меньшей мере через одну соединительную трубную вставку в другой интервал. Для альтернативной проекции частичного вида устройства 200а контроля пескопроявления на фиг. 2В показан вид поперечного сечения по линии АА раз
- 6 017734 личных составляющих частей. Следует отметить, что кроме внешних шунтирующих труб, показанных на фиг. 2А и 2В, которые описаны в патентах США №№ 4945991 и 5113935, внутренние шунтирующие трубы, описанные в патентах США №№ 5515915 и 6227303, могут также использоваться. Хотя этот тип устройства контроля пескопроявления является эффективным для некоторых скважин, он не способен разобщать различные интервалы в стволе скважины. Как отмечено выше, проблемы поступления воды и газа могут включать в себя потерю добычи, повреждение оборудования, и/или увеличенные расходы на обработку, транспортировку и утилизацию. Эти проблемы дополнительно усложняются для скважин, имеющих несколько различных интервалов заканчивания, и тех, в которых прочность пласта может изменяться от интервала к интервалу. По этой причине прорыв воды или газа в любом из интервалов может представлять опасность остающимся запасам скважины. Настоящее изобретение улучшает технологию эффективного альтернативного пути прохождения текучей среды в эксплуатационной колонне 128. Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают одно неподвижное соединение между концом первого скважинного инструмента, расположенным ниже по потоку и концом второго скважинного инструмента, расположенным выше по потоку. Это исключает дорогостоящую и затратную по времени практику совмещения шунтирующих труб или других альтернативных устройств путей прохождения потока устраняя необходимость создания внецентренных альтернативных путей прохождения потока. Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения также устраняют необходимость выполнения синхронизированных соединений основных и вспомогательных путей прохождения потока. Соответственно, для обеспечения разобщения зон в стволе 114 скважины, различные варианты осуществления устройств контроля пескопроявленияз 138, узлов соединительной муфты и способов соединения устройств контроля пескопроявления 138 с другими скважинными инструментами показаны на фиг. 3-9 и рассматриваются ниже.
На фиг. 3А-3С показаны вид сбоку, вид сечения и вид с торца примера варианта осуществления соединительного узла 300, используемого в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1. Соответственно, показанное на фиг. 3А-3С можно лучше понять при одновременном рассмотрении с фиг. 1. Узел 300 может состоять из основного корпуса, имеющего первый конец или конец, расположенный выше по потоку, и второй конец или конец, расположенный ниже по потоку, включающий в себя узел 303 несущей втулки, функционально соединенный с первым концом или рядом с ним, узел 305 втулки передачи крутящего момента, функционально соединенный с вторым концом или рядом с ним, узел 301 соединительной муфты, функционально соединенный с первым концом, причем узел 301 соединительной муфты включает в себя соединительную муфту 307 и зону 315 манифольда. Кроме того, узел 303 несущей втулки включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием (фиг. 5), а узел втулки передачи крутящего момента включает в себя по меньшей мере один трубопровод (не показано).
Некоторые варианты осуществления соединительного узла 300 можно соединять с другими узлами, которые могут включать в себя пакеры, устройства контроля пескопроявления, шунтированные вставки или другие скважинные инструменты, посредством узла 301 соединительной муфты. Это может требовать только одного резьбового соединения и быть выполнено с возможностью образования адаптируемой зоны 315 манифольда между соединенными скважинными инструментами. Зона 315 манифольда может образовать кольцевое пространство вокруг соединительной муфты 307. Узел 300 может включать в себя основной узел прохождения потока текучей среды или путь 318, проходящий через основной корпус и через внутренний диаметр соединительной муфты 307. Узел 303 несущей втулки может включать в себя по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием и по меньшей мере один транспортирующий трубопровод, и узел 305 втулки передачи крутящего момента может включать в себя по меньшей мере один трубопровод, но может не включать в себя трубопровод заполнения фильтра гравием (фиг. 5 и 6 вариантов осуществления транспортирующего трубопровода и трубопровода заполнения фильтра гравием). Данные трубопроводы могут сообщаться друг с другом через альтернативный узел прохождения потока текучей среды или путь 320 узла 300, хотя часть узла 320 прохождения потока текучей среды, сообщенного с трубопроводом заполнения фильтра гравием компоновочного узла 303 несущей втулки, может заканчиваться перед входом в узел втулки 305 передачи крутящего момента или может заканчиваться внутри узла 305 втулки передачи крутящего момента. Секция 315 манифольда может обеспечивать прохождение непрерывного потока текучей среды через альтернативный узел прохождения потока текучей среды или путь 320 узла 300, не требуя синхронизированного соединения для стыковки отверстий узла 303 несущей втулки и узла 305 втулки передачи крутящего момента с узлом 320 прохождения альтернативного потока текучей среды во время соединения колонны 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Одно резьбовое соединение скрепляет узел 301 соединительной муфты между узлами 300, тем самым уменьшая сложность и сокращая время скрепления. Данная технология обеспечивает прохождение потока по альтернативному пути через различные скважинные инструменты и предоставляет оператору возможность проектирования и работы с колонной 128 эксплуатационной насосно-компрессорной трубы с обеспечением разобщения зон в стволе 114 скважины, как раскрыто в патентах США №№ 60/765023 и 60/775434. Настоящая технология может также комбинироваться со способами и инструментами для использования в заканчивании с установкой гравийного фильтра,
- 7 017734 как раскрыто в патенте США № 2007/0068675, включенном в данное описание путем ссылки, и другими обработками и технологическими процессами в стволе скважины.
Некоторые варианты осуществления соединительного узла содержат узел 303 несущей втулки на первом конце, узел 305 втулки передачи крутящего момента на втором конце, основную трубу 302, образующую, по меньшей мере, участок основного корпуса, соединительную муфту 307, основной путь 320 прохождения потока через соединительную муфту 307, коаксиальную втулку 311 и альтернативный путь 320 прохождения потока между соединительной муфтой 307 и коаксиальной втулкой 311 через узел 303 несущей втулки, вдоль наружного диаметра основной трубы 302 и через узел 305 втулки передачи крутящего момента. Узел 305 втулки передачи крутящего момента одного узла 300 выполнен с возможностью прикрепления узла 303 несущей втулки второго соединительного узла через узел 301 соединительной муфты, если узел 300 включает в себя устройство контроля пескопроявления, пакер или другой скважинный инструмент.
Некоторые варианты осуществления узла 300 предпочтительно включают в себя основную трубу 302, имеющую узел 303 несущей втулки, установленную вблизи расположенного выше по потоку или первого конца основной трубы 302. Основная труба 302 может иметь перфорационные отверстия или щели, которые могут группироваться вместе вдоль длины основной трубы 302 или ее участка для создания разводки текучей среды или другого практического применения. Основная труба 302 предпочтительно проходит вдоль оси по длине компоновки звена скважинного инструмента и функционально соединена с узлом 305 втулки передачи крутящего момента на расположенном ниже по потоку или втором конце основной трубы 302. Узел 300 может дополнительно включать в себя по меньшей мере одно сопловое кольцо 310а-310е, установленное на отрезке ее длины, по меньшей мере один участок 314а-314£ песчаного фильтра и по меньшей мере один центратор 316а-316Ь. При использовании в данном документе термин песчаный фильтр относится к любому фильтрующему механизму, выполненному для предотвращения прохода твердых частиц некоторого размера, при этом допускающего проход потока газов, жидкостей и мелких твердых частиц. Размер ячеек фильтра должен, в общем, быть в пределах 60-120 меш (число ячеек на кв.дюйм) (9-19 ячеек на 1 см2), но может быть больше или меньше в зависимости от конкретной среды. Многочисленные типы песчаных фильтров известны в технике и включают в себя фильтры с проволочной обмоткой, из сетчатого материала, из плетеной сетки, сетки, полученной спеканием, с обмоткой из перфорированных или щелевых листов, продукции ΜΕ8ΗΚΙΤΕ™ фирмы ЗсЫнтЬсгдег и ΜΝΕ^ΘΤ™ фирмы КеШпк. Предпочтительно участки 314а-314£ песчаных фильтров расположены между одним из множества сопловых колец 310а-310е и узлом 305 втулки передачи крутящего момента, между двумя из множества сопловых колец 310а-310е или между узлом 303 несущей втулки и одним из множества сопловых колец 310а-310е. По меньшей мере один центратор 316а-316Ь может размещаться вокруг, по меньшей мере, участка узла 303 несущей втулки или, по меньшей мере, участка одного из множества сопловых колец 310а-310е.
Как показано на фиг. 3В, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения трубы 308а-3081 транспортировки и заполнения фильтра гравием (хотя показано девять труб, изобретение может включать в себя больше или меньше девяти труб) предпочтительно имеют круглое сечение для выдерживания высоких давлений в скважинах с большими глубинами. Трубы 308а-3081 транспортировки и заполнения фильтра гравием могут быть также непрерывными по всей длине узла 300. Дополнительно трубы 308а-3081 могут предпочтительно быть выполнены из стали, более предпочтительно из стали с низким пределом текучести и хорошей свариваемостью. Одним таким примером является сталь 316Б. В одном варианте осуществления узел 303 несущей втулки выполнен из стали с высоким пределом текучести, материала с худшей свариваемостью. В одном предпочтительном варианте осуществления узла 303 несущей втулки объединен высокопрочный материал с материалом с лучшей свариваемостью до обработки на металлорежущих станках. Такую комбинацию можно сваривать и подвергать термической обработке. Трубы 308д-3081 заполнения фильтра гравием (хотя показано только три трубы, изобретение может включать в себя больше или меньше трех труб заполнения фильтра гравием) включают в себя сопловые отверстия 310, расположенные через равные интервалы, например через каждые приблизительно шесть футов, для обеспечения прохода текучих материалов, таких как гравийная суспензия, из труб 308д-3081 заполнения фильтра гравием в кольцевое пространство ствола 114 скважины для заполнения интервала 108а-108п добычи, подачи текучей среды обработки в интервал, добычи углеводородов, мониторинга и управления работой ствола скважины. Можно использовать много комбинаций транспортирующих и заполнения фильтра гравием труб 308а-3081. Комбинация примера включает в себя шесть транспортирующих труб 308а-308£ и трех труб 308д-3081 заполнения фильтра гравием.
Предпочтительный вариант осуществления соединительного узла 300 может дополнительно включать в себя множество осевых стержней 312а-312п, где п представляет собой любое целое число, проходящих параллельно шунтирующим трубам 308а-308п, примыкающих к отрезку длины основной трубы 302. Осевые стержни 312а-312п обеспечивают дополнительную конструктивную целостность компоновки 300 звена скважинного инструмента и, по меньшей мере, частично несут участки 314а-314£ песчаных фильтров. Некоторые варианты осуществления узла 300 скважинного инструмента могут включать в
- 8 017734 себя от одного до шести осевых стержней 312а-312п на шунтирующую трубу 308а-308п. Комбинация примера включает в себя три осевых стержня 312 между каждой парой шунтирующих труб 308.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств участки 314а-314£ песчаного фильтра могут прикрепляться к сварочному кольцу (не показано) в случае, если участок 314а-314£ песчаного фильтра сходится с узлом 303 несущей втулки, сопловым кольцом 310 или узлом 305 втулки передачи крутящего момента. Пример сварочного кольца включает в себя две детали, соединенные по меньшей мере на одном отрезке осевой длины шарниром и соединенные на противоположной стороне отрезка разъемом, защелкой, другим механизмом прикрепления или некоторой их комбинацией. Дополнительно центратор 316 можно установить вокруг участка корпуса (не показано) узла 303 несущей втулки и приблизительно в средней точке узла 300. В одном предпочтительном варианте осуществления одно из сопловых колец 310а-310е содержит продолженный осевой отрезок для размещения на нем центратора 316. Как показано на фиг. 3С, зона 315 манифольда может также включать в себя множество разделителей передачи крутящего момента или профилей 309а-309е.
На фиг. 4А-4В показаны виды с вырезами двух примеров вариантов осуществления узла 301 соединительной муфты, используемого в комбинации с узлом 300, показанным на фиг. 3А-3В и в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1. Соответственно, фиг. 4А-4В можно лучше понять при одновременном рассмотрении с фиг. 1 и 3А-3В. Узел 301 соединительной муфты состоит из первого скважинного инструмента 300а, второго скважинного инструмента 300Ь, коаксиальной втулки 311, соединительной муфты 307 и по меньшей мере одного разделителя 309а передачи крутящего момента (хотя только один показан на данном виде, их может быть несколько, как показано на фиг. 3С).
Как показано на фиг. 4 А, один предпочтительный вариант осуществления узла 301 соединительной муфты может содержать первый узел 300а, имеющий основной корпус, основной путь 318 прохождения потока текучей среды и альтернативный путь 320 прохождения потока текучей среды, при этом один конец скважинного инструмента 300а или 300Ь функционально прикреплен к соединительной муфте 307. Вариант осуществления может также включать в себя второй скважинный инструмент 300Ь, имеющий основной путь 318 и альтернативный путь 320 потока текучей среды, при этом один конец скважинного инструмента 300 функционально прикреплен к соединительной муфте 307. Предпочтительно основной путь 318 прохождения потока текучей среды первого и второго скважинных инструментов 300а и 300Ь, по существу, сообщаются с потоком текучей среды через внутренний диаметр соединительной муфты 307 и альтернативный путь 320 потока текучей среды первого и второго скважинных инструментов 300а и 300Ь, по существу, сообщаются с потоком текучей среды через зону 315 манифольда вокруг наружного диаметра соединительной муфты 307. Данный вариант осуществления дополнительно включает в себя по меньшей мере один разделитель 309а передачи крутящего момента, зафиксированный, по меньшей мере, частично, в зоне 315 манифольда. По меньшей мере один разделитель 309а крутящего момента выполнен для предотвращения бурного состояния потока и обеспечивает дополнительно структурную целостность компоновочного узла 301 соединительной муфты. Зона 315 манифольда является кольцевым объемом, в котором, по меньшей мере, частично, служит помехой по меньшей мере один разделитель 309а передачи крутящего момента, при этом внутренний диаметр зоны 315 манифольда образован наружным диаметром соединительной муфты 307 и внешний диаметр зоны 315 манифольда может быть образован скважинными инструментами 300 или втулкой, называемой коаксиальной втулкой 311, выставленной, по существу, концентрически по оси с соединительной муфтой 307.
Как показано на фиг. 4В, некоторые варианты осуществления узла 301 соединительной муфты настоящих технических средств могут содержать по меньшей мере один альтернативный путь 320 потока текучей среды, проходящий от расположенного выше по потоку или первого конца узла 301 соединительной муфты, между коаксиальной втулкой 311 и соединительной муфтой 307 через участок узла 303 несущей втулки. Предпочтительно соединительная муфта 307 функционально прикреплена к концу, расположенному выше по потоку, основной трубы 302 резьбовым соединением. Коаксиальная втулка 311 установлена вокруг соединительной муфты 307, образуя зону 315 манифольда. Механизм прикрепления может содержать резьбовой соединитель 410, проходящий через коаксиальную втулку 311, через один по меньшей мере из одного профиля или разделителя 309а передачи крутящего момента и в соединительную муфту 307. Могут быть выполнены два резьбовых соединителя 410а-410п, где п представляет собой любое целое число, для каждого профиля 309а-309е передачи крутящего момента, при этом один из резьбовых соединителей 410а-410п проходит через профиль 309а-309е передачи крутящего момента и другое заканчивается в корпусе профиля 309а-309е передачи крутящего момента.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения объем между коаксиальной втулкой 311 и соединительной муфтой 307 образует зону 315 манифольда узла 301 соединительной муфты. Зона 315 манифольда может предпочтительно создавать соединение альтернативного пути потока текучей среды между первым и вторым инструментами 300а и 300Ь, которые могут включать в себя пакер, устройство контроля пескопроявления или другой скважинный инструмент. В предпочтительном вариант осуществления текучие среды, проходящие в зону 315 манифольда, могут следовать по пути меньшего сопротивления при вхождении во второй узел 300Ь. Профили передачи крутящего момента или разделители 309а-309е могут быть, по меньшей мере, частично расположены между коаксиальной втулкой 311
- 9 017734 и соединительной муфтой 307 и, по меньшей мере, частично расположены в зоне 315 манифольда. Соединительная муфта 307 может соединять узел 303 несущей втулки первой компоновки 300а звена скважинного инструментаа с узлом 305 втулки передачи крутящего момента второго скважинного инструмента 300Ь. Предпочтительно этим обеспечивается упрощенное скрепление и улучшенная совместимость инструментов 300а и 300Ь, которые могут включать в себя различные скважинные инструменты.
Также предпочтительно, что соединительная муфта 307 функционально прикреплена к основной трубе 302 резьбовым соединением и коаксиальная втулка 311 функционально прикреплена к соединительной муфте 307 резьбовыми соединительными устройствами. Резьбовые соединители 410а-410п, где η представляет собой любое целое число, проходят через разделители передачи крутящего момента или профили 309а-309е. Профили 309а-309е передачи крутящего момента предпочтительно имеют обтекаемую форму, более предпочтительно на основе стандартов Национального Консультативного Комитета по Аэронавтике. Количество используемых профилей 309а-309е передачи крутящего момента может изменяться согласно размерам узла 301 соединительной муфты, типу текучей среды, предназначенной для прохождения через нее и другим факторам. Один пример варианта осуществления включает в себя пять разделителей 309а-309е передачи крутящего момента, разнесенных с равными промежутками по окружности кольцевого пространства зоны 315 манифольда. Вместе с тем, следует заметить, что можно использовать различные количества разделителей 309а-309е передачи крутящего момента и соединительных устройство для практического применения настоящих технических средств.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств разделители 309а-309е передачи крутящего момента можно крепить резьбовыми соединителями 410а-410п, проходящими через коаксиальную втулку 311 в разделители 309а-309е передачи крутящего момента. Резьбовые соединители 410а-410п могут затем выступать в прорезанные на металлорежущем станке отверстия в соединительной муфте 307. В качестве примера один предпочтительный вариант осуществления изобретения может включать в себя десять резьбовых соединителей 410а-410е, при этом два соединителя проходят в каждый обтекаемый разделитель 309а-309е передачи крутящего момента. Кроме того, один из соединителей 410а-410е может проходить через разделитель 309а-309е передачи крутящего момента, а другой из двух соединителей 410а-4101 может заканчиваться в корпусе разделителя 309а-309е передачи крутящего момента. Вместе с тем, другие числа и комбинации резьбовых соединительных устройств можно использовать для практического применения настоящих технических средств.
Кроме того, разделители или профили 309а-309е передачи крутящего момента можно устанавливать так, что более закругленный конец обращен навстречу потоку для создания меньшего сопротивления прохождению потока текучей среды через зону 315 манифольда, при этом, по меньшей мере, частично препятствуя следованию текучей среды по пути с бурным состоянием потока. В одном предпочтительном варианте осуществления уплотнительные кольца, такие как уплотнительные кольца круглого сечения и опорные кольца 412, можно вставлять между внутренней кромкой коаксиальной втулки 311 и участком кромок каждого компоновочного узла 305 втулки передачи крутящего момента и компоновочного узла 303 несущей втулки.
На фиг. 5А-5В показаны изометрический вид и вид с торца примера варианта осуществления узла 303 несущей втулки, использующейся в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, в узле 300, показанном на фиг. 3А-3С, и узле 301 соединительной муфты, показанном на фиг. 4А-4В, согласно некоторым аспектам настоящих технических средств. Соответственно, фиг. 5А-5В можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3А-3С и 4А-4В. Узел 303 несущей втулки содержит удлиненный корпус 520, по существу, цилиндрической формы, имеющий внешний диаметр и канал, проходящий от первого конца 504 до второго конца 502. Узел 303 несущей втулки может также включать в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод 508а-508! и по меньшей мере один трубопровод 508д-5081 заполнения фильтра гравием (хотя показано шесть транспортирующих трубопроводов и три трубопровода заполнения фильтра гравием, изобретение может включать в себя больше или меньше таких трубопроводов), проходящие от первого конца 504 до второго конца 502 для образования отверстий, расположенных, по меньшей мере, по существу, между внутренним диаметром 506 и наружным диаметром, при этом отверстие по меньшей мере одного транспортирующего трубопровода 508а-508! выполнено с возможностью уменьшения потери давления на входе на первом конце (не показано).
Некоторые варианты осуществления узла несущей втулки настоящих технических средств могут дополнительно включать в себя по меньшей мере одно отверстие на втором конце 502 узла несущей втулки, выполненное с возможностью сообщения с текучей средой шунтирующей трубы 308а-3081, основной трубы с двойной стенкой или другого механизма пути альтернативного потока текучей среды. Первый конец 504 узла 303 несущей втулки включает в себя участок 510 кромки, адаптированный и выполненный для размещения опорного кольца и/или кольцевой прокладки 412 круглого сечения. Узел 303 несущей втулки может также включать в себя нагрузочный заплечик 512, дающий возможность стандартному скважинному инструменту спускоподъемных операций на плавучей добывающей платформе или буровой установке 102 осуществлять манипуляции с узлом 303 несущей втулки во время работ по установке фильтра. Узел 303 несущей втулки, кроме того, может включать в себя корпус 520 и механизм функционального соединения основной трубы 302 с узлом 303 несущей втулки.
- 10 017734
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения трубопроводы 508а-5081, транспортирующие и заполнения фильтра гравием, выполнены на втором конце 502 узла 303 несущей втулки с возможностью функционального прикрепления предпочтительно сварным соединением к шунтирующим трубам 308а-3081. Шунтирующие трубы 308а-3081 можно приваривать любым способом, известным в данной области техники, включающим в себя приваривание напрямую или приваривание через вкладыш. Шунтирующие трубы 308а-3081 предпочтительно имеют круглое сечение и устанавливаются вокруг основной трубы 302, по существу, через равные интервалы для создания концентрического поперечного сечения. Транспортирующие трубопроводы 508а-508£ могут также иметь уменьшенную потерю давления на входе или конструкцию с гладким профилем на отверстии, расположенном выше по потоку, для улучшения прохождения потока текучей среды в транспортирующие трубы 308а-308£. Конструкция с гладким профилем предпочтительно содержит конфигурацию воронки или раструба. В качестве примера один предпочтительный вариант осуществления может включать в себя шесть транспортирующих трубопроводов 508а-508£, три трубопровода 508д-5081 заполнения фильтра гравием. Вместе с тем, следует заметить, что любое количество трубопроводов заполнения фильтра гравием и транспортирующих трубопроводов можно использовать для практического применения настоящих технических средств.
В некоторых вариантах осуществления узла 303 несущей втулки используют несущее кольцо (не показано) в соединении с узлом 303 несущей втулки. Несущее кольцо устанавливается на основную трубу 302, примыкающим к узлу 303 несущей втулки на его стороне, расположенной выше по потоку. В одном предпочтительном варианте осуществления узел 303 несущей втулки включает в себя по меньшей мере один транспортирующий трубопровод 508а-508£ и по меньшей мере один трубопровод 508д-5081 заполнения фильтра гравием, в котором входные отверстия несущего кольца выполнены с возможностью сообщения с потоком текучей среды трубопроводов 508а-5081, транспортирующих и заполнения фильтра гравием. В качестве примера в состав конструкции можно включить штифты или канавки для совмещения (не показано) для обеспечения надлежащего совмещения несущего кольца и узла 303 несущей втулки. Участок входных отверстий несущего кольца выполнен в форме приемной воронки для уменьшения потери давления на входе или обеспечения пологого профиля. Предпочтительно входным отверстиям, совмещенным с транспортирующими трубопроводами 508а-508£, придают форму воронки, а входным отверстиям, совмещенным с трубопроводом 508д-5081 заполнения фильтра гравием, не придают форму воронки.
Хотя несущее кольцо и узел 303 несущей втулки функционируют как один блок с целью прохождения потока текучей среды, может быть предпочтительным использование двух отдельных частей для обеспечения размещения уплотнения основной трубы между основной трубой 302 и узлом 303 несущей втулки, чтобы несущее кольцо могло действовать как упор уплотнения при надлежащей установке на основной трубе 302. В альтернативном варианте осуществления узел 303 несущей втулки и несущее кольцо составляют один блок, приваренный по месту на основной трубе 302 так, что сварное соединение, по существу, ограничивает или предотвращает прохождение потока текучей среды между узлом 303 несущей втулки и основной трубой 302.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств узел 303 несущей втулки включает в себя скошенные кромки 516 на конце 502, расположенном ниже по потоку, для упрощения сварного соединения с ним шунтирующих труб 308а-3081. Предпочтительный вариант осуществления также содержит множество радиальных щелей или канавок 518а-518п в торце расположенного ниже по потоку или второго конца 502 для размещения множества осевых стержней 312а-312п, где п представляет собой любое целое число. Пример варианта осуществления включает в себя три осевых стержня 312а312п между каждой парой шунтирующих труб 308а-3081, прикрепленных к каждому компоновочному узлу 303 несущей втулки. Другие варианты осуществления могут включать в себя ни одного, один, два или изменяющееся число осевых стержней 312а-312п между каждой парой шунтирующих труб 308а3081.
Узел 303 несущей втулки предпочтительно изготовлен из материала, имеющего достаточную прочность для выдерживания контактных усилий, достигаемых во время установки фильтра. Одним предпочтительным материалом является сплав с высоким пределом текучести, такой как 8165М. Узел 303 несущей втулки можно функционально прикреплять к основной трубе 302 с использованием любого механизма, эффективно передающего силы от узла 303 несущей втулки на основную трубу 302, такого как сварное соединение, зажим, захват или другие технические средства, известные в данной области техники. Одним предпочтительным механизмом крепления узла 303 несущей втулки к основной трубе 302 является резьбовой соединитель, такой как болт, затягиваемый с моментомером, завинчиваемый через узел 303 несущей втулки в основную трубу 302. Предпочтительно узел 303 несущей втулки включает в себя радиальные отверстия 514а-514п, где п представляет собой любое целое число, для размещения резьбовых соединительных устройств между его концом 502, расположенным ниже по потоку, и грузовым заплечиком 512. Например, можно выполнить девять отверстий 514а-5141 тремя группами по три, по существу, на равном расстоянии по периметру окружности узла 303 несущей втулки для создания наиболее равномерного распределения передачи веса от узла 303 несущей втулки на основную трубу 302. Вместе с тем, следует заметить, что любое число отверстий можно использовать для практического приме
- 11 017734 нения настоящих технических средств.
Узел 303 несущей втулки предпочтительно включает кромку 510, нагрузочный заплечик 512 и по меньшей мере по одному трубопроводу 508а-5081, транспортирующему и заполнения фильтра гравием, проходящим через осевой отрезок длины узла 303 несущей втулки между внутренним и внешним диаметром узла 303 несущей втулки. Основная труба 302 проходит через узел 303 несущей втулки и по меньшей мере один альтернативный путь 320 потока текучей среды проходит по меньшей мере от одного из трубопроводов 508а-508п вниз по длине основной трубы 302. Основная труба 302 функционально прикреплена к узлу 303 несущей втулки для передачи осевого, вращающего или других усилий от узла 303 несущей втулки на основную трубу 302. Сопловые отверстия 310а-310е установлены с равными интервалами по длине отрезка альтернативного пути 320 прохождения потока текучей среды для обеспечения сообщения с кольцевым пространством ствола 114 скважины и внутренним объемом, по меньшей мере, участка альтернативного пути 320 прохождения потока текучей среды. Альтернативный путь 320 прохождения потока текучей среды заканчивается на трубопроводе транспортировки или трубопроводе заполнения фильтра гравием (фиг. 6) узла 305 втулки передачи крутящего момента и узел 305 втулки передачи крутящего момента установлен вокруг основной трубы 302. Множество осевых стержней 312а312п установлены в альтернативном пути 320 прохождения потока текучей среды и проходят вдоль отрезка длины основной трубы 302. Песчаный фильтр 314а-314£ установлен вокруг компоновки 300 звена скважинного инструмента для фильтрования прохождения гравия, частиц песка, и/или других обломков породы из кольцевого пространства ствола 114 скважины в основную трубу 302. Песчаный фильтр может включать в себя щелевые трубы хвостовика, автономные противопесчаные фильтры, заранее заполняемые гравийные фильтры, фильтры с проволочной обмоткой, мембранные фильтры, раздвижные фильтры и/или сетчатые проволочные фильтры.
Как, кроме того, показано на фиг. 4В, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения соединительный узел 300 включает в себя соединительную муфту 307 и коаксиальную втулку 311, при этом соединительная муфта 307 функционально прикреплена (например, резьбовым соединением, сварным соединением, затягивающим соединением или соединением другого типа, известного в данной области техники) к основной трубе 302 и имеет приблизительно одинаковый внутренний диаметр с основной трубой 302 для обеспечения прохождения потока текучей среды через узел 301 соединительной муфты. Коаксиальная втулка 311 установлена, по существу, концентрически вокруг соединительной муфты 307 и функционально прикреплена (например, резьбовым соединением, сварным соединением, затягивающим соединением или соединением другого типа, известного в данной области техники) к соединительной муфте 307. Коаксиальная втулка 311 также предпочтительно содержит первую внутреннюю кромку на втором или расположенном ниже по потоку конце, которая соединяется с кромкой 510 узла 303 несущей втулки для предотвращения прохождения потока текучей среды между коаксиальной втулкой 311 и узлом 303 несущей втулки. Вместе с тем, не является необходимой передача нагрузок между узлом 303 несущей втулки и коаксиальной втулкой 311.
На фиг. 6 показан изометрический вид примера варианта осуществления узла 305 втулки передачи крутящего момента, используемой в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, узла 300, показанного на фиг. 3А-3С, и компоновочного узла 301 соединительной муфты, показанного на фиг. 4А-4В, согласно некоторым аспектам настоящих технических средств.
Соответственно, показанное на фиг. 6 можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3А-3С и 4А-4В. Узел 305 втулки передачи крутящего момента может быть установлен на расположенном ниже по потоку или втором конце узла 300 и включает в себя или расположенный выше по потоку первый конец 602, или расположенный ниже по потоку второй конец 604, внутренний диаметр 606, по меньшей мере один транспортирующий трубопровод 608а-6081, установленный в нужное положение, по существу, вокруг и вне внутреннего диаметра 606, но, по существу, внутри наружного диаметра. По меньшей мере один транспортирующий трубопровод 608а-608£ проходит от первого конца 602 до второго конца 604, при этом по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием 608д-6081 может заканчиваться до достижения второго конца 604.
В некоторых вариантах осуществления узел 305 втулки передачи крутящего момента имеет скошенные кромки 616 на конце 602, расположенном выше по потоку для более простого прикрепления к нему шунтирующих труб 308. Предпочтительный вариант осуществления может также содержать множество радиальных щелей или канавок 612а-612п, где п представляет собой любое целое число, в торце конца 602, расположенного выше по потоку для приема множества осевых стержней 312а-312п, где п представляет собой любое целое число. Например, втулка передачи крутящего момента может иметь три осевых стержня 312а-312с между каждой парой шунтирующих труб 308а-3081 для общего числа 27 осевых стержней, прикрепленных к каждому узлу 305 втулки передачи крутящего момента. Другие варианты осуществления могут включать в себя ни одного, один, два или изменяющееся число осевых стержней 312а-312п между каждой парой шунтирующих труб 308а-3081.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств узел 305 втулки передачи крутящего момента может предпочтительно функционально прикрепляться к основной трубе 302 с использованием любого механизма, передающего усилие от одного тела к другому, такому как сварное
- 12 017734 соединение, зажим, скрепление или другим средством известным в данной области техники. Одним предпочтительным механизмом для выполнения данного соединения является резьбовое крепление, например болт, затягиваемый с моментомером, проходящий через узел 305 втулки передачи крутящего момента в основную трубу 302. Предпочтительно узел втулки передачи крутящего момента включает в себя радиальные отверстия 614а-614п, где η представляет собой любое целое число, между концом 602, расположенным выше по потоку, и участком 610 кромки для приема для приема в них резьбовых креплений. Например, может присутствовать девять отверстий 614а-6141 тремя группами по три, разнесенные на равные расстояния вокруг внешнего периметра окружности узла 305 втулки передачи крутящего момента. Вместе с тем, следует заметить, что другие числа и конфигурации отверстий 614а-614п можно использовать для практического применения настоящих технических средств.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств трубопроводы 608а-6081, транспортирующие и заполнения фильтра гравием, выполнены на конце 602, расположенном выше по потоку узла 305 втулки передачи крутящего момента, для функционального прикрепления предпочтительно сварным соединением к шунтирующим трубам 308а-3081. Шунтирующие трубы 308а-3081 предпочтительно имеют круглое сечение и устанавливаются вокруг основной трубы 302, по существу, через равные интервалы для установления уравновешенного концентрического поперечного сечения узла 300. Трубопроводы 608а-6081 выполнены с возможностью функционального прикрепления к концам, расположенным ниже по потоку, шунтирующих труб 308а-3081, при этом их величина и форма могут меняться согласно идеям настоящего изобретения. В качестве примера один предпочтительный вариант осуществления может включать в себя шесть транспортирующих трубопроводов 608а-6081 и три трубопровода заполнения фильтра гравием 608д-6081. Вместе с тем, следует заметить, что любое число трубопроводов заполнения фильтра гравием и транспортирующих трубопроводов можно использовать для получения преимуществ настоящих технических средств.
В некоторых вариантах осуществления настоящих технических средств узел 305 втулки передачи крутящего момента может включать в себя только транспортирующие трубопроводы 608а-608Г и заполняющие трубы 308д-3081 могут заканчиваться на втором конце 604 узла 305 втулки передачи крутящего момента или до его достижения. В предпочтительном варианте осуществления трубопроводы 608д-6081 заполнения фильтра гравием могут заканчиваться в корпусе узла 305 втулки передачи крутящего момента. В данной конфигурации трубопроводы 608д-6081 заполнения фильтра гравием могут сообщаться с текучей средой объема снаружи узла 305 втулки передачи крутящего момента по меньшей мере через одно перфорационное отверстие 618. Перфорационное отверстие 618 может оснащаться сопловой вставкой и устройством предотвращения обратного потока (не показано). В работе оно обеспечивает прохождение потока текучей среды, такой как гравийная суспензия, на выход труб 608д-6081 заполнения фильтра гравием через перфорационное отверстие 618, но предотвращает прохождение обратного потока текучей среды в трубопровод 608д-6081 заполнения фильтра гравием через перфорационное отверстие 618.
В некоторых вариантах осуществления компоновочный узел 305 втулки передачи крутящего момента может дополнительно содержать кромку 610 и множество каналов 608а-6081 прохождения потока текучей среды. Когда первая и вторая компоновки 300а и 300Ь звена скважинного инструмента (которые могут включать в себя скважинный инструмент) настоящих технических средств соединены, конец, расположенный ниже по потоку, основной трубы 302 первого узла 300 может функционально прикрепляться (например, резьбовым соединением, сварным соединением, зажимающим соединением или соединением другого типа) к соединительной муфте 307 второй компоновки 300Ь звена скважинного инструмента. Также внутренняя кромка коаксиальной втулки 311 второго узла 300Ь стыкуется с участком 610 кромки узла 305 втулки передачи крутящего момента первого узла 300а так, чтобы предотвращать прохождение потока текучей среды изнутри узла 300 в кольцевое пространство ствола 114 скважины посредством осуществления прохождения потока между коаксиальной втулкой 311 и узлом 305 втулки передачи крутящего момента. Вместе с тем, не является необходимой передача нагрузок между узлом 305 втулки передачи крутящего момента и коаксиальной втулкой 311.
На фиг. 7 показан вид с торца примера варианта осуществления одного из множества сопловых колец 310а-310е, используемого в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, и узла 300, показанного на фиг. 3А-3С, согласно некоторым аспектам настоящих технических средств. Соответственно, показанное на фиг. 7 можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3А-3С. Данный вариант осуществления относится к любым или всем из множества сопловых колец 310а-310е, но будет далее именоваться в данном документе сопловым кольцом 310. Сопловое кольцо 310 адаптировано и выполнено с возможностью устанавливаться без зазора вокруг основной трубы 302 и шунтирующих труб 308а-3081. Предпочтительно сопловое кольцо 310 включает в себя по меньшей мере один канал 704а-7041 для размещения по меньшей мере одной шунтирующей трубы 308а-3081. Каждый канал 704а-7041 проходит через соплово кольцо 310 от первого конца, или расположенного выше по потоку до второго конца, или расположенного ниже по потоку. Для каждой трубы 308д-3081 заполнения фильтра гравием сопловое кольцо 310 включает в себя отверстие или отверстие 702а-702с. Каждое отверстие 702а-702с проходит от наружной поверхности соплового кольца к центральной точке соплового кольца 310 в радиальном направлении. Каждое отверстие 702а-702с создает помеху в канале или пересекает, по меньшей мере, час
- 13 017734 тично, по меньшей мере один канал 704а-704с так, что они сообщаются текучей средой. Клин (не показано) может быть вставлен в каждое отверстие 702а-702с так, что к шунтирующей трубе 308д-3081 прилагается усилие, прижимающее шунтирующую трубу 308д-3081 к противоположной стенке канала. Для каждого канала 704а-7041, имеющего создающее помехи отверстие 702а-702с, имеется также выходное отверстие 706а-706с, проходящее от стенки канала через сопловое кольцо 310. Выходное отверстие 706а70бс имеет центральную ось, сориентированную перпендикулярно центральной оси отверстия 702а-702с. Каждая шунтирующая труба 308д-3081, вставленная в канал, имеющий отверстие 702а-702с, включает в себя перфорационное отверстие, сообщающееся с потоком текучей среды выходного отверстия 706а706с, и каждое выходное отверстие 706а-706с предпочтительно включает в себя вставку сопла (не показано).
На фиг. 8 показан пример блок-схемы операций способа изготовления соединительного узла 300, показанного на фиг. 3А-3С, включающей в себя узел 301 соединительной муфты, показанный на фиг. 4А-4В, узел 303 несущей втулки, показанный на фиг. 5А-5В, и узел 305 втулки передачи крутящего момента, показанный на фиг. 6, используемой в системе 100 добычи, показанной на фиг. 1, согласно аспектам настоящего изобретения. Соответственно, блок-схему 800 операций, можно лучше понять при совместном рассмотрении с фиг. 1, 3А-3С, 4А-4В, 5А-5В, 6. Следует понимать, что этапы варианта осуществления изобретения можно выполнять в любом порядке, если иное специально не оговорено. Способ содержит функциональное соединение узла 303 несущей втулки, имеющего трубопроводы 508а-5081, транспортирующий и заполнения фильтра гравием, к основному корпусу узла 300 на его первом конце или рядом с ним, функциональное соединение узла 305 втулки передачи крутящего момента, имеющей по меньшей мере один трубопровод 608а-6081, к основному корпусу узла 300 на его втором конце или рядом с ним, и функциональное соединение узла 301 соединительной муфты, по меньшей мере, с первым концом основного корпуса узла 300, при этом узел 301 соединительной муфты включает в себя зону 315 манифольда, сообщаемую с трубопроводами 508а-5081 узла 303 несущей втулки и по меньшей мере одним трубопроводом 608а-6081 узла 305 втулки передачи крутящего момента.
В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения отдельные компоненты создают на этапе 802 и предварительно устанавливают на этапе 804 на основную трубу 302 или вокруг нее. Соединительную муфту 307 прикрепляют на этапе 816 и уплотнения прикрепляют на этапе 817. Узел 303 несущей втулки крепят на этапе 818 к основной трубе 302 и монтируют сегменты 314а-314и песчаных фильтров. Узел 305 втулки передачи крутящего момента крепят на этапе 828 к основной трубе 302, узел 301 соединительной муфты собирают на этапе 830 и сопловые отверстия 310а-310е комплектуют на этапе 838. Узел втулки передачи крутящего момента может иметь транспортирующие трубопроводы 608а608Г и может иметь или не иметь трубопроводы 608д-6081 заполнения фильтра гравием.
В предпочтительном способе изготовления узла 300 поверхности уплотнения и резьбы на каждом конце основной трубы 302 обследуются на предмет задиров, царапин или надрезов перед сборкой на этапе 803. Затем узел 303 несущей втулки, узел 305 втулки передачи крутящего момента, сопловые кольца 310а-310е, центраторы 316а-316б и сварные кольца (не показано) устанавливают на этапе 804 на основную трубу 302 предпочтительно надвиганием. Следует заметить, что шунтирующие трубы 308а-3081 устанавливают без зазора на узел 303 несущей втулки на расположенном выше по потоку, или первом конце основной трубы 302 и узел 305 втулки передачи крутящего момента на расположенном ниже по потоку, или втором конце основной трубы 302. После установки данных частей на место шунтирующие трубы 308а-3081 приваривают прихваточным или точечным швом на этапе 806 к каждому из узлов, узлу 303 несущей втулки и узлу 305 втулки передачи крутящего момента. Не разрушающее опрессовочное испытание проводят на этапе 808 и, если компоновка его проходит на этапе 810, процесс изготовления продолжается. Если компоновка отказывает, отказавшие сварные соединения ремонтируют на этапе 812 и проводят повторное испытание на этапе 808.
После того как сварные соединения прошли опрессовочное испытание, основную трубу 302 устанавливают в нужное положение для обеспечения работы на конце, расположенным выше по потоку, и конец, расположенный выше по потоку, готовят для установки на этапе 814 посредством очистки, смазки и других надлежащих методик, известных в данной области техники. Затем уплотняющие устройства, такие как опорные кольца и кольца круглого сечения, могут надвигать на этапе 814 на основную трубу 302. Затем несущее кольцо может быть установлено вокруг основной трубы 302 для удержания в нужном положении уплотняющих устройств на этапе 814. После того как несущее кольцо встало на место, соединительную муфту 307 можно навинтить на этапе 815 на конец, расположенный выше по потоку основной трубы 302, и направляющие штифты (не показано) вставляют в конец, расположенный выше по потоку узла 303 несущей втулки, совмещая с ним несущее кольцо на этапе 816. Изготовитель может затем надвинуть узел 303 несущей втулки (включающий в себя остальную часть компоновки) вокруг опорного кольца и уплотняющих колец круглого сечения на этапе 817 так, чтобы узел 303 несущей втулки упирался в несущее кольцо, которое упирается в соединительную муфту 307. Изготовитель может затем просверлить отверстие в основную трубу 302 через отверстия 514а-514и, где и представляет собой любое целое число, узла 303 несущей втулки и установить болты на этапе 818, затягиваемые с моментомером, для крепления узла 303 несущей втулки к основной трубе 302. Затем осевые стержни 312а-312и можно
- 14 017734 выставить параллельно с шунтирующими трубами 308а-3081 и сваривать на этапе 819 в заранее выполненных щелях в конце, расположенном ниже по потоку компоновочного узла 303 несущей втулки.
После скрепления надлежащим образом осевых стержней 312а-312п секции 314а-314Г фильтра можно установить на этапе 820, используя такие песчаные фильтры, как песчаные фильтры с проволочной обмоткой Ь1МЕ§НЕЬЬ™ фирмы КекЬшк. Песчаный фильтр должен проходить от компоновочного узла 303 несущей втулки до первого соплового кольца 310а, затем от первого соплового кольца 310а до второго соплового кольца 310Ь, от второго соплового кольца 310Ь до центратора 316а и третьего соплового кольца 310с и так далее до узла 305 втулки передачи крутящего момента, пока шунтирующие трубы 308а-3081 не будут, по существу, закрыты по длине компоновки 300 звена скважинного инструмента. Кольца сварных соединений можно затем приварить на место для удержания песчаных фильтров 314а314Г на месте. Изготовитель может проверить фильтр для контроля надлежащей установки и конфигурации на этапе 822. Если используют фильтр с проволочной обмоткой, можно проверить размер щелевого отверстия, но этот этап можно выполнить до соединения сварных колец. Если песчаные фильтры 314а314Г прошли проверку на этапе 824, то процесс продолжается, в противном случае, фильтры ремонтируют или соединительную компоновку 300 бракуют на этапе 826. Конец, расположенный ниже по потоку, основной трубы 302 готовят для установки на этапе 827 посредством очистки, смазки и других надлежащих методик, известных в данной области техники. Затем уплотняющие устройства, такие как опорные кольца и кольца круглого сечения, могут надвигать на основную трубу 302. Затем узел 305 втулки передачи крутящего момента можно неподвижно прикрепить на этапе 828 к основной трубе 302 аналогично способу для узла 303 несущей втулки. После того как узел 305 втулки передачи крутящего момента прикреплен, уплотняющие устройства можно установить между основной трубой 302 и узлом 305 втулки передачи крутящего момента и упор уплотнения (не показано) можно установить и приварить по месту прихваточным швом. Следует заметить, что этапы фиксирования узла 305 втулки передачи крутящего момента и установки уплотнений можно проводить до сварного соединения по месту осевых стержней 312 на этапе 819.
Коаксиальную втулку 311 можно установить на этапе 830 в данной узловой точке, хотя данные этапы можно выполнить в любое время после того, как узел 303 несущей втулки зафиксирован на основной трубе 302. Кольца круглого сечения и опорные кольца (не показано) вставляют в участок внутренней кромки коаксиальной втулки 311 на каждом конце коаксиальной втулки 311 и разделители 309а-309е передачи крутящего момента устанавливают на внутреннюю поверхность коаксиальной втулки 311, используя короткие болты под внутренний шестигранник на комлевых концах разделителей 309а-309е передачи крутящего момента, направленных к концу, расположенному выше по потоку, компоновки 300 звена скважинного инструмента. Затем изготовитель может надвинуть коаксиальную втулку 311 поверх соединительной муфты 307 и заменить болты под внутренний шестигранник болтами 410, затягивающимися с моментомером, имеющими кольца круглого сечения, при этом, по меньшей мере, участок болтов 410, затягивающихся с моментомером, проходит через коаксиальную втулку 311, разделитель 309а-309е передачи крутящего момента и в соединительную муфту 307. Вместе с тем, в одном предпочтительном варианте осуществления болты 410 передачи крутящего момента заканчиваются в разделителе 309а-309е передачи крутящего момента, и иные детали проходят через разделитель 309а-309е передачи крутящего момента в соединительную муфту 307.
В любое время после установки песчаных фильтров 314а-314Г изготовитель может приготовить сопловые кольца 310а-310е. Для каждой шунтирующей трубы 308д-3081 заполнения фильтра гравием клин (не показано) вставляют в каждое отверстие 702а-702с, размещенное вокруг наружного диаметра соплового кольца 310а-310е, создавая усилие, приложенное к каждой шунтирующей трубе 308д-3081 заполнения фильтра гравием. Затем клин обваривается по месту. Опрессовочные испытания можно проводить на этапе 832, и если испытание пройдено на этапе 834, шунтирующие трубы 308д-3081 перфорируют на этапе 838 сверлением труб через выходное отверстие 706а-706с. В одном примере варианта осуществления 20 мм трубу можно перфорировать 8 мм сверлом. Затем устанавливают сопловую вставку и кожух сопловой вставки (не показано) на этапе 840 в каждое выходное отверстие 706а-706с. Перед отгрузкой песчаный фильтр надлежащим образом пакуют и процесс является завершенным.
На фиг. 9 показан пример блок-схемы операций способа добычи углеводородов из подземного пласта с использованием системы 100 добычи, показанной на фиг. 1, и компоновки 300 звена скважинного инструмента, показанной на фиг. 3А-3С, согласно некоторыми аспектами настоящих технических средств. Соответственно, эту блок-схему последовательности 900 операций можно лучше всего понять при совместном рассмотрении с фиг. 1 и 3А-3С. Процесс, в общем, содержит скрепление на этапе 908 множества соединительных узлов 300 в колонну эксплуатационной насосно-компрессорной трубы согласно настоящим методикам, раскрытым в данном документе, спуск колонны в ствол скважины на этапе 910 на интервале добычи и добычу углеводородов 916 через колонну эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы.
В предпочтительном варианте осуществления оператор может использовать узел 301 соединительной муфты и соединительный узел 300 в комбинации с различными скважинными инструментами, такими как пакер 134, устройство 138 контроля пескопроявления или шунтированная вставка. Оператор мо
- 15 017734 жет заполнять гравийный фильтр в пласте на этапе 912 или применять обработку пласта текучей средой на этапе 914 с использованием любых различных технических средств заполнения фильтра гравием, известных в данной области техники, таких как технические средства, описанные во временных патентных заявках США №№ 60/765023 и 60/775434. Хотя настоящие технические средства можно использовать с техническими средствами альтернативного пути, они не ограничены такими способами заполнения фильтра гравием, обработки пласта или добычи углеводородов из подземных пластов.
Следует также заметить, что соединительные механизмы для данных пакеров и устройств контроля пескопроявления могут включать в себя механизмы уплотнения, описанные в патентах США № 6464261, международных патентных публикациях №№ \¥О 2004/046504, \УО 2004/094769, \УО 2005/031105, \УО 2005/042909, патентных заявках США №№ 2004/0140089, 2005/0028977, 2005/0061501 и 2005/0082060.
Кроме того, следует заметить, что шунтирующие трубы, использованные в описанных выше вариантах осуществления, могут иметь различную геометрию. Выбор формы шунтирующих труб основан на ограничениях пространства, потере давления и возможности выбросов/обрушений. Например, шунтирующие трубы могут быть круглыми, прямоугольными, трапецевидными, полигональными или других форм для различного практического применения. Одним примером шунтирующей трубы является А11РАС® и АПЕКАС® фирмы ЕххопМоЫ1. Более того, должно быть ясно, что настоящие технические средства можно также использовать при прорывах газа.
Хотя настоящие технические средства изобретения могут подвергаться различным модификациям и принимать альтернативные формы, рассмотренные выше варианты осуществления изобретения показаны в виде примера. Однако также следует понимать, что изобретение не ограничивается конкретными вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе. Действительно, настоящие технические средства направлены на то, чтобы включать в себя все модификации, эквиваленты и альтернативы, подпадающие под идеи и объем изобретения, обусловленные следующей прилагаемой формулой изобретения.
Claims (58)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Соединительный узел, содержащий основной корпус, имеющий первый конец и второй конец, узел несущей втулки, функционально соединенный с основным корпусом на первом конце или рядом с ним и содержащий по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием, узел втулки передачи крутящего момента, функционально соединенный с основным корпусом на втором конце или рядом с ним и содержащий по меньшей мере один трубопровод, и узел соединительной муфты, функционально соединенный по меньшей мере с частью первого конца основного корпуса и содержащий соединительную муфту и зону манифольда, расположенную в кольцевом пространстве снаружи соединительной муфты, по меньшей мере, частично образованную наружной поверхностью соединительной муфты и сообщенную по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием.
- 2. Узел по п.1, в котором узел соединительной муфты дополнительно содержит коаксиальную втулку, расположеную, по существу, концентрически вокруг соединительной муфты, и объем между коаксиальной втулкой и соединительной муфтой образует зону манифольда.
- 3. Узел по п.2, в котором узел соединительной муфты содержит по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента, расположенный, по меньшей мере, частично между коаксиальной втулкой и соединительной муфтой и функционально соединенный с соединительной муфтой.
- 4. Узел по п.3, в котором по меньшей мере часть основного корпуса является основной трубой, имеющей первый конец и второй конец, по меньшей мере, частично расположенной внутри узла несущей втулки и, по меньшей мере, частично расположенной внутри узла втулки передачи крутящего момента, при этом соединительная муфта функционально соединена с первым концом основной трубы.
- 5. Узел по п.4, в котором по меньшей мере один трубопровод узла втулки передачи крутящего момента состоит по меньшей мере из одного транспортирующего трубопровода и по меньшей мере одного трубопровода заполнения фильтра гравием.
- 6. Узел по п.5, в котором по меньшей мере часть основного корпуса имеет узел основного пути потока текучей среды и узел альтернативного пути потока текучей среды, сообщенный по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом, и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки, и по меньшей мере одним транспортирующим трубопроводом, и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла втулки передачи крутящего момента, при этом основная труба является узлом основного пути потока текучей среды.
- 7. Узел по п.6, в котором узел несущей втулки содержит заплечик, проходящий радиально вокруг него и приспособленный для несения нагрузки.
- 8. Узел по п.7, в котором узел альтернативного пути потока текучей среды представляет собой по меньшей мере две шунтирующие трубы, расположенные, по существу, параллельно основной трубе.
- 9. Узел по п.7, в котором узел альтернативного пути потока текучей среды представляет собой трубу с двойными стенками, расположенную, по существу, концентрически вокруг основной трубы.- 16 017734
- 10. Узел по п.4, в котором первый и второй концы основной трубы выполнены с возможностью размещения по меньшей мере одного уплотнительного кольца.
- 11. Узел по п.8, в котором основная труба имеет наружный диаметр, постепенно уменьшающийся на первом и втором концах основной трубы.
- 12. Узел по п.8, содержащий по меньшей мере одно сопловое кольцо, имеющее ориентированные по оси каналы и расположенное вокруг участка основной трубы и между узлом несущей втулки и узлом втулки передачи крутящего момента, при этом каналы соединяют по меньшей мере две шунтирующие трубы.
- 13. Узел по п.12, содержащий два сопловых кольца, одно из которых имеет удлиненный осевой корпус, выполненный с возможностью размещения вокруг него центратора.
- 14. Узел по п.8, в котором по меньшей мере одна из по меньшей мере двух шунтирующих труб сообщена по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом узла несущей втулки и по меньшей мере одним транспортирующим трубопроводом узла втулки передачи крутящего момента, а другая по меньшей мере из двух шунтирующих труб сообщена по меньшей мере с одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла втулки передачи крутящего момента.
- 15. Узел по п.14, в котором по меньшей мере одна шунтирующая труба сообщена с трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки, содержащим по меньшей мере одно перфорационное отверстие для прохождения текучих сред, суспензий или других текучих веществ.
- 16. Узел по п.8, содержащий множество осевых стержней, по существу, примыкающих к основной трубе и, по существу, параллельных по меньшей мере двум шунтирующим трубам.
- 17. Узел по п.16, содержащий кольцо сварного соединения, расположенное, по существу, вокруг части по меньшей мере одного из следующего: узла несущего кольца, узла втулки передачи крутящего момента, по меньшей мере одного соплового кольца и любых их комбинаций.
- 18. Узел по п.17, в котором кольцо сварного соединения установлено, по меньшей мере, для частичного сцепления по меньшей мере с одним из множества осевых стержней.
- 19. Узел по п.18, содержащий песчаный фильтр, расположенный вокруг основной трубы, зацепляющий по меньшей мере один из множества осевых стержней и, по существу, включающий в себя по меньшей мере часть по меньшей мере двух шунтирующих труб.
- 20. Узел по п.19, в котором песчаный фильтр является одним из следующего: щелевой трубой хвостовика, фильтром из спеченного металла, автономным противопесчаным фильтром, мембранным фильтром и сетчатым проволочным фильтром.
- 21. Узел по п.19, в котором песчаный фильтр является песчаным фильтром с проволочной обмоткой.
- 22. Узел по п.21, в котором песчаный фильтр с проволочной обмоткой неподвижно прикреплен к кольцу сварного соединения.
- 23. Узел по п.4, в котором соединительная муфта функционально соединена с основной трубой резьбовым соединением.
- 24. Узел по п.23, в котором соединительная муфта включает в себя по меньшей мере одно гнездо, расположенное вокруг соединительной муфты.
- 25. Узел по п.24, в котором коаксиальная втулка включает в себя по меньшей мере одно отверстие, проходящее через нее, по существу, с радиальной ориентацией.
- 26. Узел по п.25, в котором коаксиальная втулка функционально соединена с соединительной муфтой зацеплением по меньшей мере с одним соединителем, проходящим по меньшей мере через одно отверстие в коаксиальной втулке и по меньшей мере в одно гнездо соединительной муфты.
- 27. Узел по п.26, в котором по меньшей мере один соединитель является болтом, затягиваемым с моментомером.
- 28. Узел по п.27, в котором болт, затягиваемый с моментомером, проходит, по меньшей мере, частично по меньшей мере через один разделитель передачи крутящего момента.
- 29. Узел по п.3, в котором по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента имеет профиль обтекаемой формы согласно стандартам Национального консультативного комитета по аэронавтике.
- 30. Узел по п.28, в котором по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента включает в себя по меньшей мере один паз, выполненный с возможностью сцепления по меньшей мере с одним соединителем.
- 31. Узел по п.28, в котором по меньшей мере один разделитель крутящего момента включает в себя два паза, один из которых проходит через разделитель передачи крутящего момента и другой из которых проходит в разделитель передачи крутящего момента.
- 32. Узел по п.4, содержащий несущее кольцо, расположенное вокруг первого конца основной трубы и, по существу, примыкающее к узлу несущей втулки.
- 33. Узел по п.32, в котором несущее кольцо имеет внутреннюю и наружную поверхности и по меньшей мере два входных отверстия, расположенных между ними и проходящих в осевом направлении- 17 017734 через несущее кольцо.
- 34. Узел по п.33, в котором по меньшей мере одно из по меньшей мере двух входных отверстий несущего кольца сообщено по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом узла несущей втулки и по меньшей мере одно из по меньшей мере двух входных отверстий несущего кольца сообщено по меньшей мере с одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки.
- 35. Узел по п.34, в котором по меньшей мере одно из по меньшей мере двух входных отверстий несущего кольца, сообщенное по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом узла несущей втулки, выполнено с возможностью уменьшения потери давления на входе.
- 36. Узел по п.4, содержащий по меньшей мере один узел уплотнения, установленный между основной трубой и узлом несущей втулки на конце, расположенном выше по потоку от узла несущей втулки или рядом с ним, при этом узел уплотнения выполнен с возможностью, по существу, предотвращения прохождения потока текучей среды между основной трубой и узлом несущей втулки.
- 37. Узел по п.2, содержащий по меньшей мере один узел уплотнения, установленный между коаксиальной втулкой и узлом несущей втулки и выполненный с возможностью, по существу, предотвращения прохождения потока текучей среды между ними.
- 38. Способ сборки соединительного узла, содержащий следующие стадии:функциональное соединение узла несущей втулки с основным корпусом на первом конце основного корпуса или рядом с ним, при этом узел несущей втулки содержит по меньшей мере один транспортирующий трубопровод и по меньшей мере один трубопровод заполнения фильтра гравием;функциональное соединение узла втулки передачи крутящего момента с основным корпусом на втором конце основного корпуса или рядом с ним, при этом узел втулки передачи крутящего момента содержит по меньшей мере один трубопровод;функциональное соединение узла соединительной муфты по меньшей мере с частью первого конца основного корпуса, при этом узел соединительной муфты содержит соединительную муфту и зону манифольда, расположенную в кольцевом пространстве снаружи соединительной муфты, по меньшей мере, частично образованную наружной поверхностью соединительной муфты и сообщенную по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки.
- 39. Способ по п.38, содержащий функциональное соединение по меньшей мере одного разделителя передачи крутящего момента с узлом соединительной муфты, причем указанный разделитель расположен, по существу, в зоне манифольда.
- 40. Способ по п.39, в котором узел соединительной муфты содержит указанную соединительную муфту, функционально соединенную по меньшей мере с частью первого конца основного корпуса, коаксиальную втулку, установленную, по существу, концентрически вокруг соединительной муфты, указанную зону манифольда, расположенную, по существу, между коаксиальной втулкой и соединительной муфтой, и по меньшей мере один разделитель передачи крутящего момента, функционально соединенный с соединительной муфтой и расположенный, по меньшей мере, частично между соединительной муфтой и коаксиальной втулкой.
- 41. Способ по п.40, в котором по меньшей мере один трубопровод узла втулки передачи крутящего момента состоит по меньшей мере из одного транспортирующего трубопровода и по меньшей мере одного трубопровода заполнения фильтра гравием.
- 42. Способ по п.41, в котором основной корпус, по меньшей мере, частично состоит из основной трубы, имеющей первый конец и второй конец, при этом по меньшей мере часть основной трубы расположена внутри узла несущей втулки и по меньшей мере часть основной трубы расположена внутри узла втулки передачи крутящего момента.
- 43. Способ по п.42, в котором основная труба образует узел основного пути потока текучей среды, при этом основной корпус, по меньшей мере, частично состоит из узла основного пути потока текучей среды и узла альтернативного пути потока текучей среды, при этом узел альтернативного пути потока текучей среды сообщен по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом, и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки, и по меньшей мере одним трубопроводом узла втулки передачи крутящего момента.
- 44. Способ по п.43, в котором узел альтернативного пути потока текучей среды состоит по меньшей мере из одной шунтирующей трубы, функционально соединенной со вторым концом узла несущей втулки и сообщенной по меньшей мере с одним транспортирующим трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла несущей втулки.
- 45. Способ по п.44, содержащий функциональное соединение по меньшей мере одной шунтирующей трубы с первым концом узла втулки передачи крутящего момента, при этом по меньшей мере одна шунтирующая труба сообщена по меньшей мере с одним трубопроводом и по меньшей мере одним трубопроводом заполнения фильтра гравием узла втулки передачи крутящего момента.
- 46. Способ по п.45, содержащий расположение сопловых отверстий вдоль каждой шунтирующей трубы в сообщении по меньшей мере с одним трубопроводом заполнения фильтра гравием.
- 47. Способ по п.46, содержащий установку по меньшей мере одного песчаного фильтра вокруг, по- 18 017734 меньшей мере, основного корпуса, при этом песчаный фильтр включает в себя по меньшей мере одну шунтирующую трубу.
- 48. Способ по п.44, дополнительно содержащий установку центратора вокруг по меньшей мере части узла несущей втулки на втором конце узла несущей втулки или рядом с ним.
- 49. Способ по п.44, дополнительно содержащий установку первого кольца сварного соединения так, что по меньшей мере часть указанного кольца покрывает по меньшей мере часть узла несущей втулки на втором конце узла несущей втулки или рядом с ним.
- 50. Способ по п.46, дополнительно содержащий установку по меньшей мере одного центратора вокруг части основного корпуса между узлом несущей втулки и узлом втулки передачи крутящего момента.
- 51. Способ по п.44, дополнительно содержащий установку множества сопловых колец вокруг части а основного корпуса между узлом несущей втулки и узлом втулки передачи крутящего момента.
- 52. Способ по п.44, в котором функциональное соединение по меньшей мере одной шунтирующей трубы с узлом несущей втулки осуществляется сварным соединением.
- 53. Способ по п.52, содержащий опрессовочное испытание шунтирующих труб и сварных соединений между шунтирующими трубами и узлом несущей втулки.
- 54. Способ по п.38, в котором функциональное соединение соединительной муфты с основным корпусом осуществляется резьбовым соединением.
- 55. Способ по п.40, в котором функциональное соединение коаксиальной втулки с соединительной муфтой осуществляется посредством введения множества резьбовых соединителей через коаксиальную втулку в соединительную муфту, при этом множество резьбовых соединителей выполнено с возможностью поддержания жесткости соединения при вращении коаксиальной втулки и соединительной муфты.
- 56. Способ по п.44, в котором узел несущей втулки содержит множество отверстий, проходящих радиально между центром и наружной поверхностью узла несущей втулки.
- 57. Способ по п.56, содержащий сверление отверстий в основной трубе через отверстия узла несущей втулки.
- 58. Способ по п.57, содержащий введение резьбовых соединителей через отверстия узла несущей втулки в отверстия основной трубы, при этом резьбовые соединители выполнены с возможностью передачи нагрузки от узла несущей втулки на основную трубу.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US85922906P | 2006-11-15 | 2006-11-15 | |
| PCT/US2007/023672 WO2008060479A2 (en) | 2006-11-15 | 2007-11-09 | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200970476A1 EA200970476A1 (ru) | 2009-12-30 |
| EA017734B1 true EA017734B1 (ru) | 2013-02-28 |
Family
ID=38190726
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200970476A EA017734B1 (ru) | 2006-11-15 | 2007-11-09 | Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (6) | US7938184B2 (ru) |
| EP (1) | EP2094940B1 (ru) |
| CN (1) | CN101535595B (ru) |
| AU (1) | AU2007319943B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0718772B1 (ru) |
| CA (1) | CA2669007C (ru) |
| EA (1) | EA017734B1 (ru) |
| MX (1) | MX2009003995A (ru) |
| NO (1) | NO345459B1 (ru) |
| WO (1) | WO2008060479A2 (ru) |
Families Citing this family (72)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA017734B1 (ru) * | 2006-11-15 | 2013-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания |
| US7661476B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
| GB0803123D0 (en) * | 2008-02-21 | 2008-03-26 | Petrowell Ltd | Improved tubing section |
| US8267169B2 (en) * | 2008-03-13 | 2012-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for attaching accessories to sand screen assemblies |
| US8602113B2 (en) | 2008-08-20 | 2013-12-10 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated oil and gas well production devices |
| US8286715B2 (en) | 2008-08-20 | 2012-10-16 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Coated sleeved oil and gas well production devices |
| US8261841B2 (en) | 2009-02-17 | 2012-09-11 | 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 |
| CA2755252C (en) * | 2009-04-14 | 2016-06-21 | Charles S. Yeh | Systems and methods for providing zonal isolation in wells |
| US8474528B2 (en) * | 2009-09-22 | 2013-07-02 | Schlumberger Technology Corporation | Slurry bypass system for improved gravel packing |
| EP2501894B1 (en) | 2009-11-20 | 2018-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Open-hole packer for alternate path gravel packing, and method for completing an open-hole wellbore |
| 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 |
| US8245789B2 (en) * | 2010-06-23 | 2012-08-21 | Halliburton Energy Service, Inc. | Apparatus and method for fluidically coupling tubular sections and tubular system formed thereby |
| MX337002B (es) | 2010-12-16 | 2016-02-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Modulo de comunicacion para filtracion con grava de trayectoria alternativa, y metodo para completar un sondeo. |
| 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 |
| WO2012082305A2 (en) | 2010-12-17 | 2012-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection |
| AU2011341561B2 (en) | 2010-12-17 | 2016-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Packer for alternate flow channel gravel packing and method for completing a wellbore |
| AU2011341559B2 (en) | 2010-12-17 | 2016-08-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths |
| US8783348B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Secondary flow path module, gravel packing system including the same, and method of assembly thereof |
| US10132146B2 (en) * | 2011-09-23 | 2018-11-20 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing head and manifold system |
| US8978763B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-03-17 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
| US9068450B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-06-30 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
| CN103032065B (zh) * | 2011-09-30 | 2015-08-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种水平井完井模拟试验装置及试验方法 |
| WO2013052033A1 (en) * | 2011-10-03 | 2013-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing premature fracturing of a subterrranean formation using a sheath |
| US8448705B2 (en) | 2011-10-03 | 2013-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of preventing premature fracturing of a subterranean formation using a sheath |
| US8839867B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-23 | Cameron International Corporation | Integral fracturing manifold |
| EP2631423A1 (en) | 2012-02-23 | 2013-08-28 | Services Pétroliers Schlumberger | Screen apparatus and method |
| US8789611B2 (en) * | 2012-02-29 | 2014-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotating and translating shunt tube assembly |
| US8794324B2 (en) * | 2012-04-23 | 2014-08-05 | Baker Hughes Incorporated | One trip treatment system with zonal isolation |
| US8960287B2 (en) * | 2012-09-19 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternative path gravel pack system and method |
| EP2912260B1 (en) | 2012-10-26 | 2017-08-16 | ExxonMobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| AU2013335098B2 (en) * | 2012-10-26 | 2016-05-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole flow control, joint assembly and method |
| WO2014113029A1 (en) * | 2013-01-20 | 2014-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable well screens with slurry delivery shunt conduits |
| WO2014123533A1 (en) | 2013-02-08 | 2014-08-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Crimped nozzle for alternate path well screen |
| CA2820742A1 (en) * | 2013-07-04 | 2013-09-20 | IOR Canada Ltd. | Improved hydrocarbon recovery process exploiting multiple induced fractures |
| US10808506B2 (en) | 2013-07-25 | 2020-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Sand control system and methodology |
| WO2015038265A2 (en) | 2013-09-16 | 2015-03-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| US9816361B2 (en) | 2013-09-16 | 2017-11-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole sand control assembly with flow control, and method for completing a wellbore |
| EP3055479B1 (en) * | 2013-11-14 | 2018-05-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Depth, load and torque referencing in a wellbore |
| WO2015105896A1 (en) | 2014-01-07 | 2015-07-16 | Schlumberger Canada Limited | Fluid tracer installation |
| US9708892B2 (en) | 2014-01-31 | 2017-07-18 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing screen joints |
| WO2015122915A1 (en) * | 2014-02-14 | 2015-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow distribution assemblies for preventing sand screen erosion |
| US9670756B2 (en) | 2014-04-08 | 2017-06-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for sand control using gravel reserve |
| US9903190B2 (en) | 2014-10-27 | 2018-02-27 | Cameron International Corporation | Modular fracturing system |
| US10060229B2 (en) | 2015-03-31 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Swelling sleeve method to prevent gravel pack movement into voids adjacent screen connections and exposing screen portions |
| 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 |
| US10711531B2 (en) * | 2015-08-21 | 2020-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Double wall pipe connection system |
| US10480293B2 (en) * | 2015-08-31 | 2019-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Tubing system having alternate path |
| WO2017083295A1 (en) * | 2015-11-09 | 2017-05-18 | Weatherford Technology Holdings, LLC. | Inflow control device having externally configurable flow ports and erosion resistant baffles |
| US10323475B2 (en) | 2015-11-13 | 2019-06-18 | Cameron International Corporation | Fracturing fluid delivery system |
| US11066913B2 (en) | 2016-05-01 | 2021-07-20 | Cameron International Corporation | Flexible fracturing line with removable liner |
| EP3452694A4 (en) | 2016-05-01 | 2019-12-25 | Cameron Technologies Limited | FRACTURING SYSTEM WITH FLEXIBLE PIPING |
| US10227849B2 (en) * | 2016-05-27 | 2019-03-12 | Schlumberger Technology Corporation | System and methodology for facilitating gravel packing operations |
| GB2570081B (en) * | 2016-12-27 | 2021-10-27 | Halliburton Energy Services Inc | Rotating crossover subassembly |
| US11143002B2 (en) | 2017-02-02 | 2021-10-12 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tool for gravel packing a wellbore |
| US10422203B2 (en) | 2017-03-22 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen connection area assembly for gravel pack and method |
| AU2018251876B2 (en) | 2017-04-12 | 2022-07-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Shunt tube connection assembly |
| CA3059361C (en) | 2017-04-12 | 2024-01-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Shroud assembly with axial movement prevention |
| CN111587340B (zh) * | 2018-01-30 | 2021-09-10 | 瓦锡兰芬兰有限公司 | 用于活塞式发动机的起动空气系统的管道元件和连接元件 |
| SG11202007185XA (en) * | 2018-03-19 | 2020-08-28 | Halliburton Energy Services Inc | Systems and methods for gravel packing wells |
| CN110630222B (zh) * | 2018-06-21 | 2022-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 生产管柱 |
| US11333007B2 (en) * | 2018-06-22 | 2022-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple shunt pressure assembly for gravel packing |
| GB202218825D0 (en) * | 2018-07-19 | 2023-01-25 | Halliburton Energy Services Inc | Electronic flow control node to aid gravel pack & eliminate wash pipe |
| US20200095833A1 (en) * | 2018-09-26 | 2020-03-26 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Screen assembly and method of forming a screen assembly |
| US11015413B2 (en) | 2018-10-31 | 2021-05-25 | Cameron International Corporation | Fracturing system with fluid conduit having communication line |
| JP7305417B2 (ja) | 2019-04-25 | 2023-07-10 | キヤノン株式会社 | プロセスカートリッジ及び画像形成装置 |
| US11506042B2 (en) | 2019-12-13 | 2022-11-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole production fluid fractionation system |
| US11319757B2 (en) | 2019-12-26 | 2022-05-03 | Cameron International Corporation | Flexible fracturing fluid delivery conduit quick connectors |
| US11365610B2 (en) * | 2020-07-20 | 2022-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic screen with flow control device module |
| US11719076B2 (en) * | 2020-07-31 | 2023-08-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic screen having a joint with a flow path |
Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2018283A (en) * | 1933-12-09 | 1935-10-22 | Schweitzer | Method and means for well development |
| US2443944A (en) * | 1943-12-10 | 1948-06-22 | Cameron Iron Works Inc | Means for sealing and testing wellhead connections |
| US3638970A (en) * | 1968-02-12 | 1972-02-01 | Becker Drilling Alberta Ltd | Joint for double-walled drill pipe |
| US3826134A (en) * | 1971-08-09 | 1974-07-30 | L Miller | Rotary flow meter for wells |
| US3827728A (en) * | 1972-10-30 | 1974-08-06 | Vetco Offshore Ind Inc | Pipe connectors |
| US4018275A (en) * | 1976-05-12 | 1977-04-19 | Gaut Robert T | Anchoring device for well tools |
| US4510996A (en) * | 1983-10-03 | 1985-04-16 | Uop Inc. | Well screen assembly with longitudinally ported connector sub |
| US5588487A (en) * | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
| US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
| US5842516A (en) * | 1997-04-04 | 1998-12-01 | Mobil Oil Corporation | Erosion-resistant inserts for fluid outlets in a well tool and method for installing same |
| US5868200A (en) * | 1997-04-17 | 1999-02-09 | Mobil Oil Corporation | Alternate-path well screen having protected shunt connection |
| US5890533A (en) * | 1997-07-29 | 1999-04-06 | Mobil Oil Corporation | Alternate path well tool having an internal shunt tube |
| US6405800B1 (en) * | 1999-01-21 | 2002-06-18 | Osca, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in a well |
| US20050284637A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-29 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
Family Cites Families (86)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US558487A (en) * | 1896-04-21 | Rotary cutter for cutting or trimming edges of hat-rims | ||
| US4945991A (en) | 1989-08-23 | 1990-08-07 | Mobile Oil Corporation | Method for gravel packing wells |
| 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 |
| US5375662A (en) | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
| US5413180A (en) * | 1991-08-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | One trip backwash/sand control system with extendable washpipe isolation |
| US5333688A (en) | 1993-01-07 | 1994-08-02 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for gravel packing of wells |
| US5396954A (en) | 1994-01-27 | 1995-03-14 | Ctc International Corp. | Subsea inflatable packer system |
| US5476143A (en) | 1994-04-28 | 1995-12-19 | Nagaoka International Corporation | Well screen having slurry flow paths |
| US5515915A (en) | 1995-04-10 | 1996-05-14 | Mobil Oil Corporation | Well screen having internal shunt tubes |
| US5746143A (en) * | 1996-02-06 | 1998-05-05 | Vatsky; Joel | Combustion system for a coal-fired furnace having an air nozzle for discharging air along the inner surface of a furnace wall |
| US5735662A (en) * | 1996-05-14 | 1998-04-07 | Micron Technology, Inc. | Adjustable wafer transfer machine |
| US6003600A (en) | 1997-10-16 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| EP0909875A3 (en) | 1997-10-16 | 1999-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing well in unconsolidated subterranean zone |
| US6481494B1 (en) * | 1997-10-16 | 2002-11-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for frac/gravel packs |
| US6059032A (en) | 1997-12-10 | 2000-05-09 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for treating long formation intervals |
| NO310585B1 (no) | 1998-03-25 | 2001-07-23 | Reslink As | Rörkopling for sammenkopling av dobbeltveggete rör |
| RU2160360C2 (ru) | 1998-07-28 | 2000-12-10 | Мобил Ойл Корпорэйшн | Скважинный фильтр |
| 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 |
| US6513599B1 (en) | 1999-08-09 | 2003-02-04 | Schlumberger Technology Corporation | Thru-tubing sand control method and apparatus |
| US6409219B1 (en) | 1999-11-12 | 2002-06-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole screen with tubular bypass |
| US6298916B1 (en) | 1999-12-17 | 2001-10-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for controlling fluid flow in conduits |
| 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 |
| EP1160417A3 (en) | 2000-05-30 | 2004-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for improved fracpacking or gravel packing operations |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| GB2382610B (en) | 2000-09-20 | 2004-12-15 | Schlumberger Holdings | Method for gravel packing open holes above fracturing pressure |
| US7222676B2 (en) * | 2000-12-07 | 2007-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Well communication system |
| US6695067B2 (en) | 2001-01-16 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Wellbore isolation technique |
| US6557634B2 (en) | 2001-03-06 | 2003-05-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6789624B2 (en) | 2002-05-31 | 2004-09-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| NO314005B1 (no) | 2001-04-10 | 2003-01-13 | Reslink As | Anordning ved nedihulls kabelbeskyttelse |
| US6588506B2 (en) * | 2001-05-25 | 2003-07-08 | Exxonmobil Corporation | Method and apparatus for gravel packing a well |
| US6749023B2 (en) | 2001-06-13 | 2004-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for gravel packing, fracturing or frac packing wells |
| US6575251B2 (en) | 2001-06-13 | 2003-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel inflated isolation packer |
| US6516881B2 (en) * | 2001-06-27 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel 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 |
| US6516882B2 (en) | 2001-07-16 | 2003-02-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for gravel packing an interval of a wellbore |
| US6752207B2 (en) | 2001-08-07 | 2004-06-22 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for alternate path system |
| US6830104B2 (en) | 2001-08-14 | 2004-12-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well shroud and sand control screen apparatus and completion method |
| US6749024B2 (en) | 2001-11-09 | 2004-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Sand screen and method of filtering |
| US7051805B2 (en) | 2001-12-20 | 2006-05-30 | Baker Hughes Incorporated | Expandable packer with anchoring feature |
| US7207383B2 (en) | 2002-02-25 | 2007-04-24 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple entrance shunt |
| US20030173075A1 (en) | 2002-03-15 | 2003-09-18 | Dave Morvant | Knitted wire fines discriminator |
| DE10217182B4 (de) | 2002-04-18 | 2009-05-07 | Lurgi Zimmer Gmbh | Vorrichtung zum Wechseln von Düsen |
| US6666274B2 (en) | 2002-05-15 | 2003-12-23 | Sunstone Corporation | Tubing containing electrical wiring insert |
| US6932156B2 (en) | 2002-06-21 | 2005-08-23 | Baker Hughes Incorporated | Method for selectively treating two producing intervals in a single trip |
| US7243715B2 (en) | 2002-07-29 | 2007-07-17 | Schlumberger Technology Corporation | Mesh screen apparatus and method of manufacture |
| US6843480B2 (en) * | 2002-08-07 | 2005-01-18 | Baker Hughes Incorporated | Seal ring for well completion tools |
| NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| US6814139B2 (en) * | 2002-10-17 | 2004-11-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gravel packing apparatus having an integrated joint connection and method for use of same |
| NO20025162A (no) | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brønnpakning for en rørstreng og en fremgangsmåte for å føre en ledning forbi brønnpakningen |
| US6923262B2 (en) | 2002-11-07 | 2005-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Alternate path auger screen |
| US6814144B2 (en) * | 2002-11-18 | 2004-11-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well treating process and system |
| NO318358B1 (no) | 2002-12-10 | 2005-03-07 | Rune Freyer | Anordning ved kabelgjennomforing i en svellende pakning |
| US20040140089A1 (en) | 2003-01-21 | 2004-07-22 | Terje Gunneroed | Well screen with internal shunt tubes, exit nozzles and connectors with manifold |
| US7048061B2 (en) | 2003-02-21 | 2006-05-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Screen assembly with flow through connectors |
| UA83655C2 (ru) | 2003-02-26 | 2008-08-11 | Ексонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ бурения и окончания скважин |
| CA2519354C (en) | 2003-03-31 | 2010-01-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | A wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
| US6883608B2 (en) | 2003-08-06 | 2005-04-26 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing method |
| US20050028977A1 (en) | 2003-08-06 | 2005-02-10 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US7147054B2 (en) | 2003-09-03 | 2006-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel packing a well |
| US20050061501A1 (en) | 2003-09-23 | 2005-03-24 | Ward Stephen L. | Alternate path gravel packing with enclosed shunt tubes |
| US7243732B2 (en) | 2003-09-26 | 2007-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Zonal isolation using elastic memory foam |
| US20050082060A1 (en) | 2003-10-21 | 2005-04-21 | Ward Stephen L. | Well screen primary tube gravel pack method |
| US7152700B2 (en) * | 2003-11-13 | 2006-12-26 | American Augers, Inc. | Dual wall drill string assembly |
| US7343983B2 (en) | 2004-02-11 | 2008-03-18 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
| US7866708B2 (en) | 2004-03-09 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Joining tubular members |
| US7231987B2 (en) | 2004-03-17 | 2007-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep set packer with hydrostatic setting actuator |
| US7243723B2 (en) | 2004-06-18 | 2007-07-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for fracturing and gravel packing a borehole |
| US7373989B2 (en) | 2004-06-23 | 2008-05-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow nozzle assembly |
| US7597141B2 (en) | 2004-06-23 | 2009-10-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flow nozzle assembly |
| 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 |
| US20090283279A1 (en) | 2005-04-25 | 2009-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation system |
| US7591321B2 (en) | 2005-04-25 | 2009-09-22 | Schlumberger Technology Corporation | Zonal isolation tools and methods of use |
| 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 |
| US7891420B2 (en) * | 2005-09-30 | 2011-02-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore apparatus and method for completion, production and injection |
| US8517098B2 (en) | 2006-02-03 | 2013-08-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection |
| MX345785B (es) * | 2006-04-03 | 2017-02-15 | Exxonmobil Upstream Res Company * | Método de sondeo y aparato para el control de afluencia y arena durante las operaciones de pozo. |
| US7562709B2 (en) | 2006-09-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack apparatus that includes a swellable element |
| US7661476B2 (en) * | 2006-11-15 | 2010-02-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Gravel packing methods |
| EA017734B1 (ru) * | 2006-11-15 | 2013-02-28 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания |
| US7828056B2 (en) * | 2007-07-06 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting shunt tubes to sand screen assemblies |
| GB2465206B (en) * | 2008-11-11 | 2011-11-23 | Swelltec Ltd | Swellable apparatus and method |
| GB2488290B (en) * | 2008-11-11 | 2013-04-17 | Swelltec Ltd | Wellbore apparatus and method |
-
2007
- 2007-11-09 EA EA200970476A patent/EA017734B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-11-09 AU AU2007319943A patent/AU2007319943B2/en active Active
- 2007-11-09 EP EP07861900.4A patent/EP2094940B1/en active Active
- 2007-11-09 CN CN2007800425601A patent/CN101535595B/zh active Active
- 2007-11-09 MX MX2009003995A patent/MX2009003995A/es active IP Right Grant
- 2007-11-09 WO PCT/US2007/023672 patent/WO2008060479A2/en active Application Filing
- 2007-11-09 US US11/983,447 patent/US7938184B2/en active Active
- 2007-11-09 NO NO20091907A patent/NO345459B1/no unknown
- 2007-11-09 CA CA2669007A patent/CA2669007C/en active Active
- 2007-11-09 BR BRPI0718772-6A patent/BRPI0718772B1/pt active IP Right Grant
-
2011
- 2011-02-11 US US13/025,313 patent/US8186429B2/en active Active
- 2011-02-11 US US13/025,317 patent/US8011437B2/en active Active
-
2012
- 2012-04-20 US US13/452,256 patent/US8430160B2/en active Active
- 2012-04-20 US US13/452,259 patent/US8347956B2/en active Active
- 2012-04-20 US US13/452,267 patent/US8356664B2/en active Active
Patent Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2018283A (en) * | 1933-12-09 | 1935-10-22 | Schweitzer | Method and means for well development |
| US2443944A (en) * | 1943-12-10 | 1948-06-22 | Cameron Iron Works Inc | Means for sealing and testing wellhead connections |
| US3638970A (en) * | 1968-02-12 | 1972-02-01 | Becker Drilling Alberta Ltd | Joint for double-walled drill pipe |
| US3826134A (en) * | 1971-08-09 | 1974-07-30 | L Miller | Rotary flow meter for wells |
| US3827728A (en) * | 1972-10-30 | 1974-08-06 | Vetco Offshore Ind Inc | Pipe connectors |
| US4018275A (en) * | 1976-05-12 | 1977-04-19 | Gaut Robert T | Anchoring device for well tools |
| US4510996A (en) * | 1983-10-03 | 1985-04-16 | Uop Inc. | Well screen assembly with longitudinally ported connector sub |
| US5829520A (en) * | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
| US5588487A (en) * | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
| US5842516A (en) * | 1997-04-04 | 1998-12-01 | Mobil Oil Corporation | Erosion-resistant inserts for fluid outlets in a well tool and method for installing same |
| US5868200A (en) * | 1997-04-17 | 1999-02-09 | Mobil Oil Corporation | Alternate-path well screen having protected shunt connection |
| US5890533A (en) * | 1997-07-29 | 1999-04-06 | Mobil Oil Corporation | Alternate path well tool having an internal shunt tube |
| US6405800B1 (en) * | 1999-01-21 | 2002-06-18 | Osca, Inc. | Method and apparatus for controlling fluid flow in a well |
| US20050284637A1 (en) * | 2004-06-04 | 2005-12-29 | Halliburton Energy Services | Methods of treating subterranean formations using low-molecular-weight fluids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20120199342A1 (en) | 2012-08-09 |
| US8011437B2 (en) | 2011-09-06 |
| EP2094940A2 (en) | 2009-09-02 |
| WO2008060479A3 (en) | 2008-07-17 |
| US8186429B2 (en) | 2012-05-29 |
| US8430160B2 (en) | 2013-04-30 |
| NO345459B1 (no) | 2021-02-08 |
| EA200970476A1 (ru) | 2009-12-30 |
| CN101535595B (zh) | 2013-01-23 |
| US8347956B2 (en) | 2013-01-08 |
| CA2669007A1 (en) | 2008-05-22 |
| US20110132596A1 (en) | 2011-06-09 |
| EP2094940B1 (en) | 2020-05-13 |
| WO2008060479A2 (en) | 2008-05-22 |
| AU2007319943B2 (en) | 2011-11-10 |
| US20120205094A1 (en) | 2012-08-16 |
| US20120205095A1 (en) | 2012-08-16 |
| MX2009003995A (es) | 2009-07-10 |
| EP2094940A4 (en) | 2015-12-23 |
| AU2007319943A1 (en) | 2008-05-22 |
| US20110132616A1 (en) | 2011-06-09 |
| US8356664B2 (en) | 2013-01-22 |
| BRPI0718772B1 (pt) | 2018-05-22 |
| CN101535595A (zh) | 2009-09-16 |
| US20080142227A1 (en) | 2008-06-19 |
| NO20091907L (no) | 2009-05-15 |
| CA2669007C (en) | 2012-12-04 |
| US7938184B2 (en) | 2011-05-10 |
| BRPI0718772A2 (pt) | 2013-12-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA017734B1 (ru) | Способ и устройство для заканчивания, добычи и нагнетания | |
| EP2217791B1 (en) | Gravel packing methods | |
| AU2012382457B2 (en) | Shunt tube connection and distribution assembly and method | |
| US20030183386A1 (en) | Transition member for maintaining fluid slurry velocity therethrough and method for use of same | |
| US8807205B2 (en) | Gravel packing apparatus having a rotatable slurry delivery subassembly | |
| AU2016213868B2 (en) | Gravel packing apparatus having a rotatable slurry delivery subassembly |
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 |