EA023036B1 - Пакер для установки гравийного фильтра по альтернативному пути и способ заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем - Google Patents

Abstract

Устройство изоляции зон включает в себя по меньшей мере одну компоновку пакера и может быть использовано при заканчивании необсаженного участка ствола скважины, проходящего через по меньшей мере два подземных интервала. Устройство изоляции зон включает в себя основную трубу и фильтрующий материал, которые вместе образуют песчаный фильтр. Каждая компоновка пакера содержит по меньшей мере два механически устанавливаемых элемента пакера. Между по меньшей мере двумя механически устанавливаемыми элементами пакера расположен по меньшей мере один набухающий элемент пакера. Набухающий элемент пакера приводится в действие с течением времени в присутствии текучей среды, такой как вода, нефть или химреагент. Набухание может происходить, если один из механически устанавливаемых элементов пакера выходит из строя. Устройство изоляции зон также включает в себя альтернативный канал или каналы, служащие для отвода суспензии гравийного фильтра из верхнего интервала в нижние интервалы во время операций установки гравийного фильтра. Способ заканчивания ствола скважины с использованием устройства изоляции зон также раскрыт в данном документе.

Description

Настоящее изобретение относится к области заканчивания скважины. Конкретнее настоящее изобретение относится к изоляции пластов применительно к стволам скважин, заканчиваемых с использованием установки гравийного фильтра.

Рассмотрение технологии

В бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливают вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото извлекают из скважины, и ствол скважины обсаживают колонной обсадных труб. При этом образуется кольцевое пространство между колонной обсадных труб и пластом. Обычно проводят цементирование, заполняя кольцевое пространство цементом или закачивая в него цемент под давлением. Комбинация цемента и обсадной колонны упрочняет ствол скважины и осуществляет изоляцию некоторых областей пласта за обсадной колонной.

Общепринятой является установка нескольких обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в ствол скважины. Таким образом, процесс бурения и затем цементирования обсадных колонн с последовательно уменьшающимися диаметрами повторяется несколько раз, пока скважина не достигнет проектной глубины. Последнюю колонну обсадных труб, именуемую эксплуатационной обсадной колонной, цементируют на месте установки. В некоторых случаях последняя колонна обсадных труб является хвостовиком, то есть колонной обсадных труб, не доходящей до поверхности.

В процесс заканчивания на поверхности устанавливают устьевое оборудование скважины, оборудование сбора текучей среды и перерабатывающее оборудование, такое как трубы, задвижки и сепараторы. После этого можно начинать эксплуатацию.

При добыче неконденсирующихся углеводородов вода может в некоторых случаях вторгаться в пласт. Это может происходить вследствие присутствия зон природной воды, образования водяного конуса в пласте (подъем в приствольной зоне скважины водо-углеводородного контакта), пропластков высокой проницаемости, естественных трещин и образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В зависимости от механизма или причины водопроявления вода может поступать в различных местах и в разное время во время жизненного цикла скважины. Кроме того, нежелательные конденсирующиеся текучие среды, такие как сероводород или газы, содержащие сероводород, могут вторгаться в пласт.

Многие законченные скважины включают в себя несколько зон в одной или нескольких зонах с увеличенной длиной. Во время работы скважин с несколькими зонами необходимы контроль и управление текучими средами, получаемыми из различных зон. Например, при эксплуатации надлежащий контроль притока текучих сред в различных зонах может задерживать образование водяного или газового конуса в пласте, помогая максимизировать выработку запасов.

Известны различные методики для определения, является ли разобщение зон эффективным или необходимым для управления поступлением воды или нежелательного газа, и места в скважине для установки изоляции зон. Примеры реализации изоляции зон и устройств контроля проявлений, установленных в скважинах, задокументированы в различных публикациях, включающих в себя: Μ.ν. Не1ту, е( а1., АррНсаНоп о£ №\ν ТесНпо1оду ίη (Не Сотр1е1юп о£ ΕΚΌ Vеиδ, 8акНа1ш-1 ОеуеШртеШ. 8РЕ Рарег Νο. 103587 (Ос1оЬег 2006); и Όηνίά С. НаеЬег1е, е1 а1., АррНсаНоп о£ Но\\-Соп1го1 Иеуюек £ог Vаΐе^ 1п)есНоп ίη ЕгНа Не1б. документ № 112726 (МагсН 2008) общества инженеров-нефтянников Американского института горных инженеров. Тщательная установка изоляции зон в начальном заканчивании обеспечивает оператору возможность закрытия добычи из одной или нескольких зон во время жизненного цикла скважины для ограничения поступления воды или в некоторых случаях нежелательных конденсирующихся текучих сред, таких как сероводород.

Заканчивание скважины с необсаженным забоем часто используют в случае, если несколько зон считают нужным эксплуатировать. При заканчивании скважины с необсаженным забоем эксплуатационную обсадную колонну не спускают через зоны эксплуатации и не перфорируют; вместо этого эксплуатируемые зоны оставляют необсаженными или открытыми. Затем эксплуатационную колонну или колонну насосно-компрессорных труб устанавливают внутри ствола скважины, проходящую вниз под последнюю колонну обсадных труб и через пласты, представляющие интерес.

Существуют некоторые преимущества заканчивания скважины с необсаженным забоем относительно заканчивания с обсаженным забоем. Первое: поскольку при заканчивании скважины с необсаженным забоем отсутствуют перфорационные каналы, пластовые текучие среды могут сливаться в стволе скважины радиально на 360°. Это имеет преимущество исключения дополнительного падения давления, связанного со слиянием радиального потока и затем линейного потока, проходящего через заполненные частицами перфорационные каналы. Уменьшенное падение давления, связанное с заканчиванием скважины с необсаженным забоем и с управлением поступлением песка, практически гарантирует, что

- 1 023036 скважина становится более продуктивной, чем не прошедшая обработку для интенсификации притока скважина с обсаженным забоем в том же пласте.

Второе: методики с использованием скважины с необсаженным забоем и гравийным фильтром являются зачастую менее дорогими, чем заканчивание с обсаженным забоем. Например, использование гравийных фильтров исключает необходимость цементирования, перфорирования и очистки скважины после перфорирования. В некоторых случаях использование удлиненных гравийных фильтров исключает необходимость применения дополнительной обсадной колонны или хвостовика.

Общей проблемой в заканчивании скважины с необсаженным забоем является непосредственное воздействие на ствол скважины окружающего пласта. Если пласт является неконсолидированным или сильно опесчаненым, приток текучих сред, добычи в ствол скважины может приносить частицы породы, например песок и мелкодисперсные частицы. Такие частицы могут создавать эрозию скважинного эксплуатационного оборудования и труб, задвижек и наземного оборудования сепарирования.

Для борьбы с вторжением песка и других частиц можно использовать средства управления поступлением песка. Средства управления поступлением песка обычно устанавливают в забойной зоне скважины поперек пластов для удержания твердых частиц, превышающих некоторый диаметр, при этом обеспечивая добычу текучих сред. Средство управления поступлением песка включает в себя, в общем, удлиненный трубчатый корпус, известный как основная труба (удлиненные трубчатые элементы), имеющий многочисленные щелевые отверстия. Основная труба обычно обернута фильтрующим материалом, таким как фильтр или проволочная сетка.

В дополнение к средству управления поступлением песка, в частности, при заканчивании скважины с необсаженным забоем, обычно устанавливают гравийный фильтр. Установка гравийного фильтра в скважине включает в себя размещение гравия или других твердых частиц вокруг средства управления поступлением песка после подвески средства управления поступлением песка или иной его установки в стволе скважины. Гравий не только помогает отфильтровывать твердую фазу, но также поддерживает целостность пласта. Таким образом, при таком заканчивании скважины с необсаженным забоем гравий укладывают в нужном месте между стенкой ствола скважины и песчаным фильтром, окружающим перфорированную основную трубу. Пластовые текучие среды проходят из подземного пласта в эксплуатационную колонну через гравий, фильтр и внутреннюю основную трубу.

Для установки гравийного фильтра зернистый материал подают в забойную зону скважины с помощью текучей среды-носителя. Текучая среда-носитель с гравием образует гравийную суспензию. Проблема, с которой традиционно сталкиваются при установке гравийного фильтра, состоит в произвольном поглощении текучей среды-носителя из суспензи во время подачи, что может приводить к возникновению песчаных или гравийных перемычек в различных местах вдоль зоны необсаженного забоя. Например, в наклонной эксплуатационной зоне или зоне с увеличенным или неправильной формы стволом скважины может возникать неудовлетворительное распределение гравия вследствие преждевременного поглощения текучей среды-носителя из гравийной суспензии в пласт. Поглощение текучей среды может при этом обуславливать образование пустот в гравийном фильтре. Таким образом, не обеспечивается завершенный гравийный фильтр от низа до верха.

Относительно недавно данную проблему стали решать благодаря использованию технологии альтернативного пути. Технология альтернативного пути использует шунты, обеспечивающие обход гравийной суспензией выбранных областей вдоль ствола скважины. Такая технология альтернативного пути описана, по меньшей мере, в публикации РСТ УО 2008/060479, которая полностью включена в данный документ в виде ссылки для всех целей, и материале Μ.Ό. Ваггу, с1 а1., Ореи-йо1е Отауе1 Раскшд тсйй Ζοηαΐ 18о1а(юи, §РЕ Рарег Νο. 110460 (ЫоуешЪет 2007).

Изоляция зон при заканчивании скважины с необсаженным забоем является необходимой для установления и поддержания оптимизированных показателей долгосрочной работы как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин. В идеальном случае разобщение зон включает в себя спуск и установку пакеров перед началом установки гравийного фильтра. Пакеры должны обеспечивать оператору изоляцию зоны или от эксплуатации, или от нагнетания, в зависимости от функции скважины. Вместе с тем пакеры традиционно не устанавливают при использовании гравийного фильтра в скважине с необсаженным забоем, поскольку невозможно выполнение завершенного гравийного фильтра над пакером и под ним.

Публикации РСТ УО 2007/092082 и УО 2007/092083 раскрывают устройства и способы установки гравийного фильтра в необсаженном стволе скважины после установки пакера на зоне заканчивания. Данная заявка дополнительно раскрывает способ создания изоляции зон в скважине с необсаженным забоем и с заканчиванием с гравийными фильтрами с использованием обычного пакерного элемента и вспомогательных или альтернативных путей потока для обеспечения как разобщения зон, так и установки гравийного фильтра альтернативного пути. Публикации РСТ УО 2007/092082 и УО 2007/092083 полностью включены в данный документ в виде ссылки для всех целей.

Некоторые технические проблемы существуют для способов, раскрытых в указанных публикациях РСТ, в частности, касающиеся пакера. В заявках указано, что пакер может представлять собой надувной элемент с гидравлическим управлением. Такой надувной элемент может быть изготовлен из эластомер- 2 023036 ного материала или термопластичного материала. Вместе с тем конструктивное исполнение пакерного элемента из таких материалов требует от пакерного элемента, в частности, соответствия высоким требованиям по показателям работы. В данном отношении пакерный элемент должен быть выполнен с возможностью поддерживать разобщение зон в течение нескольких лет под высоким давлением и/или при высоких температурах и/или в кислотных текучих средах. Как альтернатива в заявке указано, что пакер может являться набухающим резиновым элементом, который расширяется в присутствии углеводородов, воды или других средств воздействия. Вместе с тем известные набухающие эластомеры, в общем, требуют около 30 дней или больше для полного расширения с установлением герметичного контакта с окружающим пластом, непроницаемого для текучей среды.

Поэтому необходимо создание улучшенной системы управления поступлением песка не только с использованием технологии альтернативного пути потока для укладки гравия вокруг пакера, но также улучшенного пакерного узла для изоляции зон в скважине с заканчиванием с необсаженным забоем. Создание улучшенных способов также необходимо для изоляции выбранных зон подземного пласта в необсаженном стволе скважины.

Сущность изобретения

Устройство изоляции зон гравийного фильтра для ствола скважины раскрыто в данном документе.

Устройство изоляции зон используют при установке гравийного фильтра в необсаженном участке ствола скважины. Необсаженный участок проходит через один, два или больше подземных зон.

В одном варианте осуществления устройство изоляции зон включает в себя удлиненный трубчатые элементы. Основная труба образует трубчатые элементы с верхним концом и нижним концом. Предпочтительно устройство изоляции зон дополнительно содержит фильтрующий материал, окружающий основную трубу вдоль значительного участка основной трубы. Вместе основная труба и фильтрующий материал образуют песчаный фильтр.

Устройство изоляции зон также включает в себя по меньшей мере один и более, предпочтительно по меньшей мере два пакерного узла. Каждый пакерный узел содержит по меньшей мере два механически устанавливаемых элемента пакера. Элементы представляют верхний пакер и нижний пакер. Верхний и нижний пакеры предпочтительно содержат механически устанавливаемые элементы пакера длиной около 6-24 дюймов (15-60 см).

Между по меньшей мере двумя механически устанавливаемыми элементами пакера находится по меньшей мере один набухающий элемент пакера. Набухающий элемент пакера предпочтительно имеет длину около 3 футов (0,9 м) - 40 футов (12 м). В одном аспекте набухающий элемент пакера изготовлен из эластомерного материала. Набухающий элемент пакера приводится в действие с течением времени в присутствии текучей среды, такой как вода, газ, нефть или химреагент. Набухание может происходить, например, при выходе из строя одного из механически устанавливаемых элементов пакера. Альтернативно набухание может проходить с течением времени при контакте текучих сред в пласте, окружающем набухающий элемент пакера, с набухающим элементом пакера.

Набухающий элемент пакера предпочтительно набухает в присутствии текучей среды на водной основе. В одном аспекте набухающий элемент пакера может включать в себя эластомерный материал, набухающий в присутствии углеводородных жидкостей или приводящего в действие химреагента. Такой материал может применяться вместо эластомерного материала, набухающего в присутствии текучей среды на водной основе или в дополнение к нему.

В одном аспекте удлиненный требчатые элементы содержат многочисленные трубные звенья, соединенные в непрерывную цепь. Устройство изоляции зон для гравийного фильтра может включать в себя верхний пакерный узел и нижний пакерный узел, установленые на трубных звеньях. Верхний пакерный узел и нижний пакерный узел могут быть разнесены вдоль трубных звеньев для изоляции выбранной подземной зоны в стволе скважины.

Устройство изоляции зон также включает в себя один или несколько альтернативных каналов потока. Альтернативные каналы потока установлены снаружи основной трубы и вдоль различных элементов пакера в каждом пакерном узле. Альтернативные каналы потока служат для отвода суспензии гравийного фильтра из верхней зоны в одну или несколько нижних зон во время операции установки гравийного фильтра.

Способ заканчивания необсаженного ствола скважины также раскрыт в данном документе. В одном аспекте способ включает в себя спуск устройства изоляции зон для гравийного фильтра в ствол скважины. Ствол скважины включает в себя нижнюю часть с заканчиванием по типу скважины с необсаженным забоем. Устройство изоляции зон соответствует устройству изоляции зон, описанному выше.

Затем устройство изоляции зон подвешивают в стволе скважины. Устройство устанавливают так, что по меньшей мере один пакерный узел устанавливают, по существу, между зонами добычи необсаженного участка ствола скважины. Затем устанавливают механически устанавливаемые пакеры в каждом по меньшей мере из одного пакерного узла.

Способ также включает в себя нагнетание суспензии твердых частиц в кольцевую зону, образованную между песчаным фильтром и окружающим подземным пластом. Суспензия твердых частиц состоит из текучей среды-носителя и частиц песка (и/или другого материала). Один или несколько альтернатив- 3 023036 ных каналов потока устройства изоляции зон обеспечивают проход суспензии твердых частиц через или вокруг механически устанавливаемых элементов пакера и набухающего элемента пакера между ними. Таким способом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравийным фильтром над и под, но не между механически устанавливаемыми элементами пакера.

Способ также включает в себя добычу текучих сред из одного или нескольких зон добычи вдоль необсаженного участка ствола скважины или нагнетание текучих сред нагнетания в необсаженный участок ствола скважины. Добыча или нагнетание проходят в течение некоторого периода времени. По истечении некоторого периода времени верхний пакер, нижний пакер или оба пакера могут выходить из строя, обеспечивая поступление текучих сред в промежуточный участок пакера вдоль набухающих элементов пакера. Альтернативно промежуточный набухающий пакер может набухать вследствие контакта с пластовыми текучими средами или приводящим в действие химреагентом. Контакт с текучими средами должен обуславливать набухание набухающего элемента пакера, при этом создавая долговременное уплотнение со сроком службы больше, чем у механически устанавливаемых пакеров.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящего изобретения к данному документу прилагаются некоторые иллюстрации, схемы и/или блок-схемы последовательности этапов способа. Следует заметить вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, которые не следует считать ограничивающими его объем, поскольку изобретение может иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.

На фиг. 1 показано с увеличением сечение ствола скважины, пробуренного через три различных подземных зоны, каждая зона находится под пластовым давлением и содержит текучие среды.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение ствола скважины с заканчиванием с необсаженным забоем фиг. 1 и заканчивание с необсаженным забоем на глубине в три зоны.

На фиг. 3Α-3Ό показан пакерный узел, который можно использовать в настоящем изобретении, в одном варианте осуществления и использующую индивидуальные шунтирующие трубки для создания альтернативного пути потока для суспензии твердых частиц.

На фиг. 4Α-4Ό показан пакерный узел, который можно использовать в устройстве изоляции зон и в способах, описанных в данном документе, в альтернативном варианте осуществления.

На фиг. 5Α-5Ν показаны этапы установки гравийного фильтра с использованием одной из компоновок пакера настоящего изобретения в одном варианте осуществления и использование каналов альтернативного пути потока, проходящих через элементы пакера пакерного узла и через средства управления поступлением песка.

На фиг. 50 показан пакерный узел и гравийный фильтр, установленные в необсаженном стволе скважины по завершении установки гравийного фильтра, показанной на фиг. 5Α-5Ν.

На фиг. 6Α показано сечение средней зоны скважины с при заканчивании с необсаженным забоем фиг. 2, при этом сдвоенный пакер установлен в средстве управления поступлением песка в средней зоне для управления поступлением пластовых текучих сред.

На фиг. 6В показано сечение средней и нижней зон при заканчивании скважины с необсаженным забоем фиг. 2, при этом пробка установлена в пакерном узле между средней и нижней зонами для предотвращения прохода пластовых текучих сред вверх по стволу скважины из нижней зоны.

На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций с возможными этапами выполнения для способа заканчивания необсаженного ствола скважины.

Подробное описание некоторых вариантов осуществления

Определения.

При использовании в данном документе термин углеводород относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, водород и углерод. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические, или углеводороды с нормальной неразветвленной цепью, и циклические, или углеводороды с замкнутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры содержащих углеводород материалов включают в себя любую форму природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать в качестве топлива или переработать в топливо.

При использовании в данном документе термин углеводородные текучие среды относится к углеводородам или смесям углеводородов, представляющим собой газы или жидкости. Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, являющиеся газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или при условиях окружающей среды (15°С и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, угольный метан, сланцевое масло, пиролизное масло, пиролизный газ, продукт пиролиза угля и другие углеводороды, находящиеся в газообразном или жидком состоянии.

При использовании в данном документе термин текучая среда относится к газам, жидкостям и комбинациям газов и жидкостей, а также к комбинациям газов и твердой фазы и комбинациям жидкостей и твердой фазы.

При использовании в данном документе термин конденсирующиеся углеводороды означает углеводороды, конденсирующиеся при около 15°С и давлении в одну атмосферу. Конденсирующиеся угле- 4 023036 водороды могут включать в себя, например, смесь углеводородов с углеродными числами больше 4.

При использовании в данном документе термин подземный относится к геологическим слоям, находящимся под земной поверхностью.

Термин подземная зона относится к пласту или участку пласта, в котором могут залегать пластовые текучие среды. Текучие среды могут являться, например, углеводородными жидкостями, углеводородными газами, текучим средам на водной основе или их комбинациям.

При использовании в данном документе термин ствол скважины относится к стволу в геологической среде, выполненному с помощью бурения или спуску трубы в геологическую среду. Ствол скважины может иметь по существу круглое поперечное сечение или поперечное сечение другой формы. При использовании в данном документе термин скважина, когда относится к скважине в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином ствол скважины.

Термин трубчатый элемент относится к любой трубе, такой как звено обсадной колонны, участок хвостовика или короткий патрубок.

Термин средство управления поступлением песка означает любой удлиненный трубный корпус, обеспечивающий поступление текучей среды во внутренний канал или основную трубу, при этом отфильтровывающий песок, мелкодисперсные частицы и зернистые частицы из окружающего пласта.

Термин альтернативные каналы потока означает любой набор манифольдов и/или соединительных трубок, создающий сообщение текучей средой через пакер или вокруг него, обеспечивающий обход гравийной суспензией пакера для получения завершенной установки гравийного фильтра кольцевой зоны вокруг средства управления поступлением песка.

Описание конкретных вариантов осуществления

На фиг. 1 показано сечение ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины образует канал 105, проходящий от поверхности 101 в геологической среде 110. В стволе 100 скважины выполнено заканчивание с необсаженным участком 120 на нижнем конце ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины выполнен для промышленной добычи углеводородов. Эксплуатационная колонна 130 насосно-компрессорных труб оборудована в канале 105 для транспортировки текучих сред добычи из необсаженного участка 120 ствола на поверхность 101.

Ствол 100 скважины включает в себя фонтанную арматуру 124. Фонтанная арматура 124 включает в себя задвижку 126 закрытия скважины. Задвижка 126 закрытия скважины регулирует интенсивность потока текучих сред добычи из ствола 100 скважины. Кроме того, скважинный предохранительный клапан 132 оборудован для отсекания потока текучих сред из эксплуатационной колонны 130 насоснокомпрессорных труб в случае разрыва или аварии над скважинным предохранительным клапаном 132. Ствол 100 скважины может, если необходимо, иметь насос (не показано) в необсаженном участке 120 ствола или непосредственно над ним для механизированной подачи текучей среды из необсаженного участка 120 ствола в фонтанную арматуру 124.

В стволе 100 скважины выполнено заканчивание с установкой ряда труб в геологической среде 110. Данные трубы включают в себя первую колонну 102 обсадных труб, также называемую поверхностной обсадной колонной или направлением. Данные трубы также включают в себя, по меньшей мере, вторую колонну 104 и третью колонну 106 обсадных труб. Данные обсадные колонны 104, 106 являются промежуточными обсадными колоннами, крепящими стенки ствола 100 скважины. Промежуточные обсадные колонны 104, 106 могут иметь подвеску на поверхности или они могут подвешиваться на следующей сверху обсадной колонне с использованием расширяющегося хвостовика или подвески хвостовика. Понятно, что трубная колонна, не доходящая до поверхности (такая как обсадная колонна 106) в нормальных условиях именуется хвостовиком.

В показанном на фиг. 1 устройстве промежуточная обсадная колонна 104 имеет подвеску на поверхности 101, а обсадная колонна 106 имеет подвеску на нижнем конце обсадной колонны 104. Дополнительные промежуточные обсадные колонны (не показано) могут быть использованы. Настоящие изобретения не ограничены типом использованного устройства обсадной колонны.

Каждая колонна 102, 104, 106 обсадных труб закреплена в цементе 108. Цемент 108 изолирует различные пласты геологической среды 110 от ствола 100 скважины и друг от друга.

Цемент 108 проходит от поверхности 101 до глубины Ь на нижнем конце обсадной колонны 106.

Во многих стволах скважин завершающую обсадную колонну, известную как эксплуатационная обсадная колонна, цементируют на месте установки на глубине, где располагаются подземные зоны добычи. Вместе с тем показанный ствол 100 скважины имеет заканчивание с необсаженным забойным участком ствола скважины. Соответственно в стволе 100 скважины нет завершающей обсадной колонны на необсаженном забойном участке 120 ствола. Необсаженный участок ствола 100 скважины показан скобкой 120.

В показанном стволе 100 скважины необсаженный участок 120 ствола проходит три различных подземных зоны. Зоны указаны как верхняя зона 112, промежуточная зона 114, и нижняя зона 116. Верхня зона 112 и нижняя зона 116 могут, например, содержать ценные нефтеносные залежи, намеченные для эксплуатации, а промежуточная зона 114 может содержать в основном воду или другую текучую среду на водной основе в своем поровом объеме. Альтернативно верхняя зона 112 и промежуточная зона 114

- 5 023036 могут содержать углеводородные текучие среды, намеченные для эксплуатации, переработки и продажи, а нижняя зона 116 может содержать некоторое количество нефти вместе с постоянно возрастающими количествами воды. Альтернативно в верхней зоне 112 и нижней зоне 116 могут обеспечивать добычу углеводородных текучих сред из песчаника или другого проницаемого скелета породы, а промежуточная зона 114 может представлять собой непроницаемую минеральную глину или иначе, по существу, являться непроницаемым для текучих сред.

В любом из данных случаев оператору необходимо изолировать выбранные зоны. В первом случае оператор должен изолировать промежуточную зону 114 от эксплуатационной колонны 130 и от верхней зоны 112 и нижней зоны 116 так, что в основном углеводородные текучие среды становится возможным получать через ствол 100 скважины на поверхности 101. Во втором случае оператор должен изолировать нижнюю зону 116 от эксплуатационной колонны 130 и верхней зоны 112 и промежуточной зоны 114 так, что в основном углеводородные текучие среды становится возможным получать через ствол 100 скважины на поверхности 101. В третьем случае оператор должен изолировать верхнюю зону 112 от нижней зоны 116, но необходимо не изолировать промежуточную зону 114. Решения для удовлетворения данным требованиям в контексте заканчивания скважины с необсаженным забоем приведены в данном документе и описаны более подробно и показаны на прилагаемых чертежах.

При добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, имеющей заканчивание с необсаженным забоем, необходимо ограничивать приток частиц песка и других мелкодисперсных частиц. Для предотвращения перемещения пластовых частиц в эксплуатационную колонну 130 во время работы различные средства 200 управления поступлением песка спускают в ствол 100 скважины. Это описано более подробно ниже и показано на фиг. 2 и фиг. 5Α-5Ν.

В одном варианте осуществления средство 200 управления поступлением песка содержит удлиненные трубчатые корпуса, именуемые основной трубой 205. Основная труба 205, в общем, составлена из множества трубных звеньев. Основная труба 205 или каждое трубное звено, составляющее основную трубу 205, в общем, имеет небольшие перфорационные отверстия или щели, обеспечивающие поступление текучих сред добычи. Средство 200 управления поступлением песка, в общем, также содержит фильтрующий материал 207, размещенный радиально вокруг основной трубы 205. Фильтрующий материал 207 является предпочтительно комбинацией фильтров из проволочной сетки или фильтров из проволочной намотки, закрепленных вокруг основной трубы 205. Сетка или фильтры служат в качестве фильтров 207 для управления поступлением песка или других частиц в эксплуатационную колонну 130 насоснокомпрессорных труб.

Другие варианты осуществления средства управления поступлением песка могут быть использованы с устройствами и в способах, описанных в данном документе. Например, средство 200 управления поступлением песка может включать в себя автономные фильтры, предварительно заполненные фильтры или мембранные фильтры.

В дополнение к средству 200 управления поступлением песка ствол 100 скважины включает в себя одну или несколько компоновок 210 пакера. В показанном устройстве фиг. 1 ствол 100 скважины имеет верхний пакерный узел 210' и нижний пакерный узел 210. Вместе с тем можно использовать дополнительные пакерные узлы 210 или только один пакерный узел 210. Пакерным узлам 210', 210 придана индивидуальная конфигурация для уплотнения кольцевой зоны (позиция 202 фиг. 2) между различными средствами 200 управления поступлением песка и окружающей стенкой 201 необсаженного участка 120 ствола 100 скважины.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение необсаженного участка 120 ствола 100 скважины фиг. 1. Необсаженный участок 120 ствола или заканчивание и три зоны 112, 114, 116 более ясно видны. Верхний пакерный узел 210' и нижний пакерный узел 210 также лучше видны вблизи верхней и нижней граничных линий промежуточной зоны 114. Наконец, показаны средства 200 управления поступлением песка в каждом из зон 112, 114, 116.

Каждый пакерный узел 210', 210 содержит по меньшей мере два элемента пакера. Элементы пакера или пакеры предпочтительно устанавливаются гидравлически или гидростатически, хотя некоторые механические манипуляции могут быть необходимы для приведения их в действие. Пакерные узлы представляют собой верхний элемент 212 пакера и нижний элемент 214 пакера. Каждый элемент 212, 214 пакера образует расширяющийся участок, изготовленный из эластомерного или термопластичного материала с возможностью создания, по меньшей мере, временного гидравлического уплотнения на окружающей стенке 201 ствола скважины.

Верхний элемент 212 и нижний элемент 214 пакера должны вылерживать давление и нагрузки, связанные с процессом установки гравийного фильтра. В общем, такое давление составляет от около 2000 до около 3000 фунт/дюйм² (13,8-20,7 МПа). Поверхность уплотнения для механически устанавливаемых пакеров 212, 214 должна только иметь порядок дюймов. В одном аспекте верхний механически устанавливаемый элемент 212 пакера и нижний механически устанавливаемый элемент 214 пакера каждый имеет длину от около 2 до около 36 дюймов (5-91 см), более предпочтительно элементы 212, 214 имеют длину от около 6 до около 24 дюймов (15-60 см).

Элементы 212, 214 пакера предпочтительно являются элементами манжетного типа. Элементам

- 6 023036 манжетного типа нет необходимости быть герметичными для жидкости, также они не должны быть расчитаны на работу с многочисленными циклами изменения давления и температуры. Элементы манжетного типа должны иметь конструктивное исполнение только для одноразового использования, а именно, во время процесса установки гравийного фильтра при заканчивании с необсаженным забоем ствола скважины.

Предпочтительной для элементов 212, 214 пакера является способность расширения, по меньшей мере, до поверхности с наружным диаметром 11 дюймов (около 28 см), с показателем овальности не более 1/1. Элементы 212, 214 должны предпочтительно выдерживать вымоины в 8-1/2 дюйма (около 21,6 см) или 9-7/8 дюйма (около 25,1 см) необсаженного участка 120. Предпочтительно расширяющиеся участки элементов 212, 214 пакера манжетного типа должны способствовать поддержанию уплотнения на стенке 201 промежуточной зоны 114 или другой зоны при увеличении давления во время операции установки гравийного фильтра.

Верхний элемент 212 и нижний элемент 214 пакера устанавливают во время процесса установки гравийного фильтра. Элементы 212, 214 пакера предпочтительно устанавливают, сдвигая втулку (не показано) вдоль шпинделя 215, несущего элементы 212, 214 пакера. В одном аспекте сдвигающаяся втулка обеспечивает расширение гидростатическим давлением расширяющегося участка, образующего элементы 212, 214 пакера к стенке 201 ствола скважины. Расширяющиеся участки верхнего элемента 212 и нижнего элемента 214 пакера расширяются, входя контакт с окружающей стенкой 201 для разобщения кольцевой зоны 202 (или кольцевого пространства) на выбранной зоне в подземном пласте 110. В показанном устройстве фиг. 1 выбранная зона является промежуточной зоной 114. Вместе с тем понятно, что пакерный узел 210 можно установить в любой точке в участке 120 заканчивания скважины с необсаженным забоем.

Известно использование элементов манжетного типа в заканчиваниях с обсаженным стволом. Вместе с тем, в общем, не известно их использование в заканчивании скважины с необсаженным забоем, поскольку они не спроектированы с возможностью расширения в контакт с диаметром необсаженного ствола. Кроме того, такие расширяющиеся элементы манжетного типа могут не выдерживать требуемого перепада давления во время эксплуатации, что приводит к уменьшенной функциональности. Заявителям известны различные элементы манжетного типа, имеющиеся у поставщиков. Вместе с тем существует опасение, что такой элемент пакера манжетного типа может выйти из строя во время расширения, не полностью установиться или частично выйти из строя во время операций установки гравийного фильтра. Поэтому в качестве резервной защиты каждый пакерный узел 210', 210 также включает в себя промежуточный элемент 216 пакера.

Промежуточный элемент 216 пакера образован набухающим эластомерным материалом, изготовленным из составов синтетического каучука. Подходящими примерами набухающих материалов являются СОИЗТЫСТОК™ или З^ЕЬЬРЛСКЕК™ от Баку ^е11 8о1и1юи8 и Ε-ΖΙΡ™ от 5>\ус11П\. Набухающий пакер 216 может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал, известные специалистам в данной области техники, которые можно устанавливать с помощью одного из следующего: подготовленного бурового раствора, текучей среды заканчивания, текучей среды эксплуатации, текучей среды нагнетания, текучей среды обработки для интенсификации притока или любой их комбинации.

Набухающий элемент 216 пакера предпочтительно связан с наружной поверхностью шпинделя 215. Набухающему элементу 216 пакера обеспечивают расширение с течением времени при нахождении в контакте с углеводородными текучими средами, пластовой водой или любым химреагентом, описанным выше, которые можно использовать как приводящую в действие текучую среду. При расширении элемента 216 пакера он образует гидравлическое уплотнение с окружающей зоной, например зоной 114. В одном аспекте поверхность уплотнения элемента 216 набухающего пакера имеет длину от 5 до 50 футов (1,5-15 м) и более предпочтительно от около 3 футов (0,9 м) до около 40 футов (12 м).

Толщина и длина набухающего элемента 216 пакера должны обеспечивать расширение до стенки 201 ствола скважины и создавать требуемую герметичность конструкции при таком относительном расширении. Поскольку набухающие пакеры, в общем, устанавливают в глинистой зоне, не дающем притока углеводородных текучих сред, предпочтительным является набухающий эластомер или другой материал, который может набухать в присутствии пластовой воды или текучей среды на водной основе. Примерами материалов, которые должны набухать в присутствии текучей среды на водной основе, являются бентонитовая глина и полимер на основе нитрила с включенными в состав абсорбирующими воду частицами.

Альтернативно набухающий элемент 216 пакера может быть изготовлен из комбинации материалов, набухающих в присутствии воды и нефти соответственно. Иначе говоря, набухающий элемент 216 пакера может включать в себя два типа набухающих эластомеров - один для воды и один для нефти. В данной ситуации набухающий под воздействием воды элемент должен набухать под воздействием текучей среды на водной основе, используемой для заполнения гравийного фильтра или в контакте с пластовой водой, и элемент, набухающий под воздействием нефти должен набухать под воздействием добываемых углеводородов. Примером эластомерного материала, который должен набухать в присутствии

- 7 023036 углеводородной жидкости, является олеофильный полимер, абсорбирующий углеводороды в свою матрицу. Набухание происходит от абсорпции углеводородов, при этом также осуществляется смазка и уменьшается механическая прочность цепочки полимера при его расширении. Тройной этиленпропиленовый каучук с диеновым мономером (М-класс), или ΕΡΌΜ, является одним из примеров такого материала.

Если используют только набухающий под воздействием углеводорода эластомер, расширение элемента может происходить только после выхода из строя одного из механически установленных элементов 212, 214 пакера. При этом механически установленные элементы 212, 214 пакера предпочтительно устанавливают в текучей среде на водной основе заполнения гравийного фильтра, которая должна отводиться вокруг набухающего элемента 216 пакера.

Для обхода укладки гравия вокруг пакерного узла 210 создан альтернативный путь потока. На фиг. 3Ά-3Ό показан пакерный узел 300, которую можно использовать в настоящих изобретениях в одном варианте осуществления. Пакерный узел 300 использует индивидуальные шунтирующие трубки (показаны в полуразрезе позицией 318) для создания альтернативного пути потока для суспензии твердых частиц. Конкретнее шунтирующие трубки 318 транспортируют текучую среду-носитель вместе с гравием в различные зоны 112, 114 и 116 необсаженного участка 120 ствола 100 скважины.

На фиг. 3Ά показан вид сбоку пакерного узла 300 в одном варианте осуществления. Пакерный узел 300 включает в себя различные компоненты, используемые для изоляции зоны, такого как зона 114, в подземном пласте вдоль необсаженного участка 120 ствола. Пакерный узел 300 включает в себя главную секцию 302 корпуса. Главная секция 302 корпуса предпочтительно изготовлена из стали или стальных сплавов. Главная секция 302 корпуса выполнена конкретной длины 316, например около 40 футов (12 м). Главная секция 302 корпуса содержит индивидуальные трубные звенья, которые должны иметь длину между около 10 футов (3 м) и 50 футов (15 м). Трубные звенья обычно соединяются резьбой для образования главной секции 302 корпуса соответствующей длины 316.

Пакерный узел 300 также включает в себя эластомерные, механически устанавливаемые расширяющиеся элементы 304. Эластомерные расширяющиеся элементы 304 соответствуют механически устанавливаемым элементам 212 и 214 пакера фиг. 2. Эластомерные расширяющиеся элементы 304 являются предпочтительно элементами манжетного типа длиной меньше фута (0,3 м).

Пакерный узел 300 также включает в себя набухающий элемент 308 пакера. Набухающий элемент 308 пакера соответствует набухающему элементу 216 пакера фиг. 2. Набухающий элемент 308 пакера предпочтительно имеет длину около 3-40 футов (0,9-12 м). Вместе эластомерные расширяющиеся элементы 304 и набухающий элемент 308 пакера окружают главную секцию 302 корпуса.

Пакерный узел 300 дополнительно включает в себя шунтирующие трубки 318. Шунтирующие трубки 318 можно также называть транспортирующими или соединительными трубками. Шунтирующие трубки 318 являются простыми секциями труб, проходящими по суммарной длине 316 эластомерных расширяющихся элементов 304 и набухающего элемента 308 пакера. Шунтирующие трубки 318 на пакерном узле 300 выполнены с возможностью соединения с шунтирующими трубками на средстве 200 управления поступлением песка и создания уплотнения с ними. Шунтирующие трубки на средстве 200 управления поступлением песка показаны на фиг. 3В позициями 208а и 208Ь. Таким путем гравийную суспензию можно транспортировать в обход элементов 304, 308 пакера.

На фиг. 3В показан другой вид сбоку пакерного 300 узла фиг. 3Ά. На данной фигуре пакерный узел 300 соединен на противоположных концах со средствами 200а, 200Ь управления поступлением песка. Шунтирующие трубки 318 на пакерном узле 300 показаны соединенными с шунтирующими трубками 208а, 208Ь на средствах 200а, 200Ь управления поступлением песка. Шунтирующие трубки 208а, 208Ь предпочтительно включают в себя клапан 320 для предотвращения прохода текучих сред из изолированной зоны через шунтирующие трубки 200а, 200Ь в другую зону.

Как показано на фиг. 3Ά и 3В, пакерный узел 300 также включает в себя вставную секцию 306 и охватывающую секцию 310. Вставная секция 306 и охватывающая секция 310 могут быть выполнены из стали или стальных сплавов, при этом каждая секция выполнена конкретной длины 314, такой как от 4 дюймов (10 см) до 4 футов (1,2 м) (или другой подходящей длины). Вставная секция 306 и охватывающая секция 310 имеют определенные внутренний и наружный диаметры. Вставная секция 306 может иметь наружную резьбу 308, и охватывающая секция 310 может иметь внутреннюю резьбу 312. Данную резьбу 308 и 312 (см. фиг. 3Ά) можно использовать для создания уплотнения между пакерным узлом 300 и противоположными средствами 200а, 20 0Ь управления поступлением песка или другой трубной секцией.

Конфигурацию пакерного узла 300 можно модифицировать для использования наружных шунтирующих трубок или внутренних шунтирующих трубок. На фиг. 3Ά и 3В Пакерный узел 300 выполнен с наружными шунтирующими трубками 208а, 208Ь. Вместе с тем на фиг. 3С показан предолженный пакерный узел 300 с внутренними шунтирующими трубками 352.

На фиг. 3С представлен вид сбоку пакерного узла 300, соединенной на противоположных концах со средствами 350а, 350Ь управления поступлением песка. Средства 350а, 350Ь управления поступлением песка являются аналогичными средствам 200а, 200Ь управления поступлением песка фиг. 3В. Вместе с

- 8 023036 тем на фиг. 3В средства 350а, 350Ь управления поступлением песка используют внутренние шунтирующие трубки 352, размещенные между основными трубами 354а и 354Ь и фильтрующими материалами или песчаными фильтрами 356а и 356Ь соответственно.

На каждой из фиг. 3В и 3С показаны вставная секция 306 и охватывающая секция 310 пакерного узла 300, соединенные с соответствующими секциями средств 200а, 200Ь или 350а, 350Ь управления поступлением песка. Данные секции могут соединяться вместе свинчиванием резьбы 308 и 312 для образования резьбового соединения. Дополнительно соединительные трубки 318 пакерного узла 300 могут соединяться индивидуально с шунтирующими трубками 208а, 208Ь или 352. Поскольку соединительные трубки 318 выполнены с возможностью прохода через механически устанавливаемые расширяющиеся элементы 304 и набухающий расширяющийся элемент 308, шунтирующие трубки 318 образуют путь непрерывного потока через пакерную компоновку 300 пакера для гравийной суспензии.

Сечение различных компонентов пакерного узла 300 показано на фиг. 3Ό. На фиг. 3Ό сечение показано по линии 3Ό-3Ό фиг. 3В. На фиг. 3Ό набухающий элемент 308 пакера показан установленным по периметру вокруг основной трубы 302. Различные шунтирующие трубки 318 установлены радиально и с равными зонами вокруг основной трубы 302. Центральный канал 305 показан в основной трубе 302. Центральный канал 305 принимает текучие среды добычи во время эксплуатации и передает их в эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.

На фиг. 4Ά-4Ό показан пакерный узел 400, который можно использовать в настоящих изобретениях в альтернативном варианте осуществления. Пакерный узел 400 использует индивидуальные шунтирующие трубки для создания альтернативного пути потока для суспензии твердых частиц. В данном случае пакерный узел 400 используется с манифольдом или проемом 420. Манифольд 420 создает путь сообщения текучей средой между многочисленными шунтирующими трубками 352 в средстве 200 управления поступлением песка. Манифольд 420, также именуемый зоной манифольда или соединительным манифольдом, можно использовать для соединения наружных или внутренних шунтирующих трубок различных геометрических форм без проблем совмещения, которые могут возникать в других конфигурациях.

На фиг. 4А показан вид сбоку с вырезом пакерного узла 400. Пакерный узел 400 включает в себя различные компоненты, используемые для изоляции подземной зоны, такой как зона 114 в необсаженном участке 120 ствола. Пакерный узел 400 включает в себя основную секцию 402 корпуса. Основная секция 402 корпуса является удлиненным трубчатым корпусом, проходящим по длине пакерного узла 400.

Пакерный узел 400 также включает в себя секцию 418 втулки. Секция 418 втулки является вторым трубчатым корпусом, окружающим основную секцию 402 корпуса. Секция 418 втулки создает проем или манифольд 420, который является, по существу, кольцевой зоной между главной секцией 402 корпуса и окружающей секцией 418 втулки.

Основная секция 402 корпуса и секция 418 втулки могут быть изготовлены из стали или стальных сплавов. Основная секция 402 корпуса и секция 418 втулки могут быть выполнены с определенной длиной 416, такой как от 6 дюймов (15 см) и до 50 футов (15 м).

Предпочтительно основная секция 402 корпуса и секция 418 втулки вместе имеют длину от около 20 до около 30 футов (6-9 м).

Секция 418 втулки может быть выполнена с возможностью соединения и образования уплотнения с шунтирующими трубками, такими как шунтирующие трубки 208 на средстве 200 управления поступлением песка. В устройстве фиг. 4А и 4В созданы шунтирующие трубки 352.

Пакерный узел 400 также включает в себя эластомерные, механически устанавливаемые расширяющиеся элементы 404. Конкретно созданы верхний механически устанавливаемый элемент и нижний механически устанавливаемый элемент. Эластомерные расширяющиеся элементы 404 соответствуют механически устанавливаемым элементам 212 и 214 пакера фиг. 2. Эластомерные расширяющиеся элементы 404 предпочтительно являются элементами манжетного типа, с длиной менее фута (0,3 м).

Пакерный узел 400 дополнительно включает в себя набухающий элемент 408 пакера. Набухающий элемент 408 пакера соответствует набухающему элементу 216 пакера фиг. 2. Набухающий элемент 408 пакера предпочтительно имеет длину от около 3 до 40 футов (0,9-12 м), хотя и другую длину можно использовать. Вместе эластомерные расширяющиеся элементы 404 и набухающий элемент 408 пакера окружают главную секцию 302 корпуса.

Пакерный узел 400 также включает в себя поддерживающие сегменты 422. Поддерживающие сегменты 422 используют для образования манифольда 420. Поддерживающие сегменты 422 установлены между главной секцией 402 корпуса и секцией 418 втулки, то есть в манифольде 420. Поддерживающие сегменты 422 создают поддержку эластомерного расширяющегося элемента 404 и набухающего элемента 408 пакера, а также секции 418 втулки.

Кроме того, пакерный узел 400 включает в себя вставную секцию 406 и охватывающую секцию 410. Вставная секция 406 и охватывающая секция 410 могут быть выполнены из стали или стальных сплавов с каждой секцией, выполненной с определенной длиной 414, которая может быть аналогичной длине 314, рассмотреной выше. Вставная секция 406 и охватывающая секция 410 имеют определенные внутренний и наружный диаметры. Вставная секция 406 может иметь наружную резьбу 408, а охваты- 9 023036 вающая секция 410 может иметь внутреннюю резьбу 412. Данную резьбу 408 и 412 можно использовать для образования уплотнения между пакерным узлом 400 и средством 200 управления поступлением песка или другой трубной секцией, как показано на фиг. 4Β-4Ό.

Следует также отметить, что соединительный механизм для компоновок 300, 400 пакера и средства 200 управления поступлением песка может включать в себя механизмы уплотнения. Механизм уплотнения предотвращает утечку суспензии в альтернативном пути потока, сформированном шунтирующими трубками. Примеры таких механизмов уплотнения описаны в патенте США № 6464261, публикации заявки РСТ ^02004/094769, публикации заявки РСТ \νθ2005/031105. патентной заявке США № 2004/0140089, патентной заявке США № 2005/0028977, патентной заявке США № 2005/0061501 и патентной заявке США № 2005/0082060.

Как и пакерный узел 300, пкерный узел 400 может использовать либо внутренние шунтирующие трубки или наружные шунтирующие трубки. Конфигурация пакерного узла 400 с внутренними шунтирующими трубками 352 показана на фиг. 4Β, а конфигурация пакерного узла 400 с наружными шунтирующими трубками 208а, 208Ь показана на фиг. 4С.

На фиг. 4Β показан вид сбоку пакерного узла 400 пакера фиг. 4А. Здесь пакерный узел 400 соединяется на противоположных концах со средствами 350а, 350Ь управления поступлением песка. Шунтирующие трубки 352 предпочтительно включают в себя клапан 358 для предотвращения прохода текучих сред из изолированной зоны через шунтирующие трубки 352 в другую зону.

На фиг. 4С показан другой вид сбоку пакерного узла 400 фиг. 4А. Здесь пакерный узел 400 соединяется на противоположных концах со средствами 200а, 200Ь управления поступлением песка. Шунтирующие трубки 208а, 208Ь на пакерный узел 400 показаны соединенными с песчаными фильтрами 356а, 356Ь на средствах 200а, 200Ь управления поступлением песка. Шунтирующие трубки 208а, 208Ь предпочтительно включают в себя клапан 320 для предотвращения прохода текучих сред из изолированной зоны через шунтирующие трубки 200а, 200Ь в другую зону. Шунтирующие трубки 208а, 208Ь находятся снаружи фильтрующих материалов или песчаных фильтров 356а и 356Ь.

На фиг. 4Β и 4С показаны вставная секция 406 и охватывающая секция 410 пакерный узел 400, соединенные с секциями или звеньями средств 350а, 350Ь или 200а, 200Ь управления поступлением песка. Индивидуальные звенья можно соединять вместе, свинчивая резьбы 408 и 412 для выполнения резьбового соединения. При соединении манифольд 420 создает недросселированные пути потока текучей среды между шунтирующими трубками 208 и 352 в средствах управления поступлением песка, соединенных с пакерным узлом 400. Манифольд 420 выполнен с возможностью прохода через механически устанавливаемые элементы 404 пакера и набухающий элемент 408 пакера и является, по существу, недросселированным пространством. Совмещение в данной конфигурации не является необходимым, поскольку текучие среды смешиваются, что может включать в себя различные формы.

Средства 350а, 350Ь или 200а, 200Ь управления поступлением песка соединяются с пакерным узлом 400 соединением манифольда. Поток из шунтирующих трубок в средстве 350а, 350Ь или 200а, 200Ь управления поступлением песка входит в изолированную зону над соединением, где поток отводится в манифольд 420 пакера. Сечение различных компонентов пакерного узла 400 показано на фиг. 4Ό. Сечение на фиг. 4Ό проходит по линии 4Ό-4Ό фиг. 4Β.

На фиг. 5Α-5Ν показаны этапы способа установки гравийного фильтра, в одном варианте осуществления, с использованием пакерного узла с альтернативными каналами потока суспензии потока, проходящими через элементы пакера пакерного узла и через соединенные средства управления поступлением песка. Как пакерный узел 300, так и пакерный узел 400 можно использовать. На фиг. 5Α-5Ν показаны варианты осуществления способа установки компоновок пакера, средств управления поступлением песка и гравийного фильтра согласно некоторым аспектам настоящих изобретений. Данные варианты осуществления включают в себя процесс установки, в котором спускают средства управления поступлением песка и пакерный узел 300 или 400, в подготовленном буровом растворе. Подготовленный буровой раствор может являться текучей средой на неводной основе (ΝΑΡ), таким как утяжеленная твердой фазой текучая среда на нефтяной основе вместе с утяжеленной твердой фазой текучей средой на водной основе. Данный процесс, в котором используют две текучих среды, может включать в себя методики, аналогичные способу, рассмотренному в публикации заявки РСТ \У0 2004/079145, которая включена в данный документ в виде ссылки. Вместе с тем следует отметить, что данный пример является только иллюстративным, и другие подходящие способы и оборудование можно также использовать.

На фиг. 5А показан спуск средств 550а и 550Ь управления поступлением песка и пакерного узла 134Ь пакера в ствол 500 скважины. Средства 550а и 550Ь управления поступлением песка состоят из основных труб 554а и 554Ь и песчаных фильтров 556а и 556Ь. Средства 550а и 550Ь управления поступлением песка также включают в себя альтернативные пути потока, такие как внутренние шунтирующие трубки 352 фиг. 3С. Показанные шунтирующие трубки 352 предпочтительно установлены между основными трубами 554а, 554Ь и песчаными фильтрами 556а, 556Ь в кольцевой зоне, показанной позицией 552.

В устройстве фиг. 5А пакер 134Ь установлен между зонами 108а и 108Ь добычи. Пакер 134Ь может соответствовать пакеру 210' фиг. 2. Кроме того, перепускной инструмент 502 с удлиненной промывочной

- 10 023036 трубой 503 спускают в ствол 500 скважины на бурильной трубе 506. Промывочная труба 503 способствует циркуляции гравийной суспензии во время операции заполнения гравийного фильтра и впоследствии удаляется.

Отдельный пакер 134а соединен с перепускным инструментом 502. Перепускной инструмент 502 и пакер 134а временно устанавливают в эксплуатационной обсадной колонне 126. Вместе перепускной инструмент 502, пакер 134а и удлиненнную промывочную трубу 503 спускают на забой ствола 500 скважины. Пакер 134а затем устанавливают, как показано на фиг. 5В.

Также на фиг. 5А показана подготовленная текучая среда на неводной основе (или другой буровой раствор) 504, размещенная в стволе 500 скважины. Предпочтительно буровой раствор 504 размещают в стволе 500 скважины и подают на необсаженный участок ствола скважины до спуска бурильной колонны 506 и прикрепленных песчаных фильтров 550а, 550Ь и промывочной трубы 503 в ствол 500 скважины. Буровой раствор 504 может быть подготовленным на виброситах (не показано) перед размещением в стволе 500 скважины для уменьшения риска любого возможного закупоривания средств 550а и 550Ь управления поступлением песка.

На фиг. 5В пакер 134а показан установленным в эксплуатационной обсадной колонне 126. Это означает, что пакер 134а приведен в действие для выдвижения эластомерного элемента в контакт с окружающей обсадной колонной 126. Пакер 134а установлен выше зон 108а и 108Ь, в которых подлежит установке гравийный фильтр. Пакер 134а изолирует зоны 108а и 108Ь от участков ствола 500 скважины выше пакера 134а.

После установки пакера 134а, как показано на фиг. 5С, перепускной инструмент 502 переключается в положение реверса. Текучая среда-носитель 512 перекачивается вниз по бурильной трубе 506 и размещается в кольцевом пространстве между бурильной трубой 506 и окружающей эксплуатационной обсадной колонной 126 выше пакера 134а. Текучая среда-носитель 512 вытесняет подготовленный буровой раствор 504 выше пакера 134а, который также может представлять собой текучую среду на нефтяной основе, такую как подготовленная текучая среда на неводной основе. Текучая среда-носитель 512 вытесняет буровой раствор 504 в направлении, указанном стрелками 514.

Затем, как показано на фиг. 5В, перепускной инструмент 502 переключают обратно в положение циркуляции. Данное положение используют для осуществления циркуляции суспензии заполнения гравийного фильтра и в некоторых случаях именуют положением заполнения гравийного фильтра. Текучую среду-носитель 512 затем перекачивают вниз по кольцевому пространству между бурильной трубой 506 и эксплуатационной обсадной колонной 126. При этом подготовленная текучая среда 504 на неводной основе продавливается через основную трубу 554а и 554Ь на выход из песчаных фильтров 556а и 556Ь, при этом осуществляется вытеснение в кольцевом пространстве необсаженного ствола скважины между песчаными фильтрами 556а и 556Ь и окружающей стенкой 510 необсаженного участка ствола 500 скважины и через перепускной инструмент 502 назад в бурильную трубу 506. Путь потока текучей средыносителя 512 показан стрелками 516.

На фиг. 5Е-5О зоны 108а, 108Ь добычи показаны подготовлеными к заполнению гравийных фильтров. Как показано на фиг. 5Е, после вытеснения из кольцевого пространства необсаженного ствола между песчаными фильтрами 556а, 556Ь и окружающей стенкой 510 текучей средой-носителем 512 перепускной инструмент 502 переключают обратно в положение реверса. Подготовленный буровой раствор 504 перекачивается вниз по кольцевому пространству между бурильной трубой 506 и эксплуатационной обсадной колонной 126 для выдавливания текучей среды-носителя 512 из бурильной трубы 506, как показано стрелками 518. Данные текучие среды могут быть удалены из бурильной трубы 506.

Затем устанавливают пакер 134Ь, как показано на фиг. 5Р. Пакер 134Ь, который может представлять собой один из пакеров 300 или 400, например, можно использовать для изоляции кольцевого пространства, образованного между песчаными фильтрами 556а и 556Ь и окружающей стенкой 510 ствола 500 скважины. Еще в положении реверса, как показано на фиг. 50, текучую среду-носитель 512 с гравием 520 можно подавать в бурильную трубу 506 и использовать для выдавливания бурового раствора 504 вверх по кольцевому пространству, образованному между бурильной трубой 506 и эксплуатационной обсадной колонной 126 выше пакера 134а, как показано стрелками 522.

На фиг. 5Н-51 перепускной инструмент 502 может быть переключен в положение осуществления циркуляции для заполнения гравийного фильтра первой подземной зоны 108а. Как показано на фиг. 5Н, текучая среда-носитель 512 с гравием 520 начинает создавать гравийный фильтр в зоне 108а добычи выше пакера 134Ь в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 556а и стенкой 510 необсаженного ствола 500 скважины. Текучая среда проходит снаружи песчаного фильтра 556а и возвращается через промывочную трубу 503, как показано стрелками 524. На фиг. 51 первый гравийный фильтр 140а начинает формироваться выше пакера 134Ь, вокруг песчаного фильтра 556а, и в направлении к пакеру 134а. На фиг. 81 процесс заполнения фильтра гравием продолжается для формирования гравийного фильтра 140а в направлении пакера 134а до закрытия песчаного фильтра 556а гравийным фильтром 140а.

Когда гравийный фильтр 140а сформирован в первой зоне 108а, и песчаные фильтры выше пакера 134Ь закрыты гравием, текучая среда-носитель 512 с гравием 520 продавливается через шунтирующие трубки 352 и пакер 134Ь. Текучая среда-носитель 512 с гравием 520 начинает создавать второй гравий- 11 023036 ный фильтр 140Ь, как показано на фиг. 5Κ-5Ν. На фиг. 5К текучая среда-носитель 512 с гравием 520 начинает создавать второй гравийный фильтр 140Ь в зоне 108Ь добычи под пакером 134Ь в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 556Ь и стенками 510 ствола 500 скважины.

Текучая среда проходит через шунтирующие трубки и пакер 134Ь снаружи песчаного фильтра 556Ь и возвращается через промывочную трубу 503, как показано стрелками 526.

На фиг. 5Ь второй гравийный фильтр 140Ь начинает формироваться под пакером 134Ь и вокруг песчаного фильтра 556Ь. На фиг. 5М заполнение фильтра гравием продолжается для наращивания гравийного фильтра 140Ь вверх к пакеру 134Ь до закрытия песчаного фильтра 556Ь гравийным фильтром 140Ь. На фиг. 5М гравийные фильтры 140а и 140Ь сформированы, и действующее на поверхности давление увеличивается, показывая, что кольцевое пространство между песчаными фильтрами 556а и 556Ь и стенками 510 ствола скважины заполнено гравием.

На фиг. 50 показано положение после удаления бурильной колонны 506 и промывочной трубы 503 фиг. 5Α-5Ν из ствола 500 скважины. Обсадная колонна 126, основные трубы 554а, 554Ь и песчаные фильтры 556а, 556Ь остаются в стволе 500 скважины в верхней зоне 108а и нижней зоне 108Ь добычи. Пакер 134Ь и гравийные фильтры 140а, 140Ь остаются установленными в необсаженном стволе 500 скважины после завершения процедуры заполнения гравийных фильтров, показанной на фиг. 5Α-5Ν. Ствол 500 скважины теперь готов к эксплуатации.

На фиг. 6Α показано сечение ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины является аналогом ствола 100 скважины фиг. 2. На фиг. 6Α ствол 100 скважины показан проходящим через подземную зону 114. Зона 114 представляет собой промежуточную зону. Это означает, что имеется также верхнаяя зона 112 и нижняя зона 116 (не показано на фиг. 6Α).

Подземная зона 114 может являться участком подземного пласта, ранее промышленно эксплуатировавшимся со значительными объемами добычи, но теперь страдающего от значительного обводнения или притока углеводородного газа. Альтернативно подземная зона 114 может относиться к пласту, изначально водоносному или водоупорному или иначе, существенно насыщенному текучей средой на водной основе. В любом случае оператор принимает решение изолировать приток пластовых текучих сред из зоны 114 в ствол 100 скважины.

В стволе 100 скважины основная труба 205 показана проходящей через промежуточную зону 114. Основная труба 205 является частью средства 200 управления поступлением песка. Средство 200 управления поступлением песка также включает в себя сетку, проволочный фильтр или другой материал 207 радиального фильтра. Основная труба 205 и окружающий материал 207 фильтра предпочтительно являются последовательностью звеньев, имеющих в идеале длину около 5-35 футов (1,5-10,5 м).

Ствол 100 скважины имеет верхний пакерный узел 210 и нижний пакерный узел 210. Верхний пакерный узел 210 расположена вблизи границы раздела верхней зоны 112 и промежуточной зоны 114, а нижний пакерный узел 210 расположена вблизи границы раздела промежуточной зоны 114 и нижней зоны 116. Ствол 200 скважины имеет заканчивание с необсаженным забоем. Гравийный фильтр установлен в стволе 200 скважины для противодействия притоку зернистых частиц в ствол 200 скважины. Гравийный фильтр показан точками в кольцевом пространстве 202 между песчаным фильтром 207 и окружающей стенкой 201 ствола 200 скважины.

Как отмечено, оператору необходимо продолжать добычу пластовых текучих сред из верхнего и нижней зоны 112 и 116 при изоляции промежуточной зоны 114. Верхняя и нижняя зоны 112 и 116 образованы из песчаника или другого скелета горной породы, проницаемого для потока текучей среды. Для выполнения указанного сдвоеный пакер 600 установлен в средстве 200 управления поступлением песка. Сдвоеный пакер 600 установлен, по существу, в промежуточной зоне 114 для предотвращения притока пластовых текучих сред из промежуточной зоны 114.

Сдвоенный пакер 600 содержит шпиндель 610. Шпиндель 610 является удлиненным трубчатым корпусом с верхним концом, смежным с верхним пакерным узом 210, и нижним концом, смежным с нижним пакерным узлом 210 пакера. Сдвоеный пакер 600 также содержит пару кольцевых пакеров. Они представлены верхним пакером 612, смежным с верхним пакерным узом 210, и нижним пакером 614, смежным с нижним пакерным узом 210. Имеющая новизну комбинация верхнего пакерного узла 210 с верхним пакером 612 и нижнего пакерного узла 210 с нижним пакером 614 обеспечивают оператору успешную изоляцию подземной зоны, такого как промежуточная зона 114 в заканчивании с необсаженным забоем.

Другая методика изоляции зоны пласта в необсаженном стволе показана на фиг. 6В. На фиг. 6В показан вид сбоку ствола 100 скважины фиг. 2. Показан нижний участок промежуточной зоны 114 заканчивания с необсаженным забоем. Кроме того, показана нижняя зона 116 заканчивания с необсаженным забоем. Нижняя зона 116 проходит, по существу, до забоя 136 ствола 100 скважины и является самой нижней зоной, представляющей интерес.

В данном случае подземная зона 116 может являться участком подземного пласта, ранее промышленно эксплуатировавшимся со значительными объемами добычи, но теперь страдающего от значительного обводнения или притока углеводородного газа. Альтернативно подземная зона 116 может относиться к пласту, изначально являвшемуся водоносным или водоупорным или иначе существенно насыщен- 12 023036 ному текучей средой на водной основе. В любом случае, оператор принимает решение изолировать приток пластовых текучих сред из зоны 116 в ствол 100 скважины.

Для выполнения указанного пробку 620 устанавливают в ствол 100 скважины. Конкретно пробку 620 устанавливают в шпинделе 215, поддерживающем нижний пакерный узел 210. Из двух пакерных узлов 210', 210 показан только нижний пакерный узел 210. При установке пробки 620 в нижнем пакерном узле 210 пробка 620 обеспечивает предотвращение поступления пластовых текучих сред в ствол 200 скважины из нижней зоны 116.

Констатируем, что в соединении с устройством фиг. 6В промежуточная зона 114 может содержать глинистый или другой скелет горной породы, по существу, непроницаемый для потока текучей среды. В данной ситуации пробку 620 нет необходимости устанавливать смежно с нижним пакерным узлом 210 пакера; вместо этого пробку 620 можно устанавливать в любом месте выше нижней зоный 116 и в промежуточной зоне 114. Дополнительно сам нижний пакерный узел 210 нет необходимости устанавливать сверху нижней зоны 116; вместо этого нижний пакерный узел 210 можно также устанавливать в любом месте в промежуточной зоне 114. Функциональность компоновок 210, описанных в данном документе, обеспечивает их использование различными способами в зависимости от свойств и конфигурации пласта и ствола скважины. Перемещение нижнего пакерного узла 210 в любое положение на промежуточной зоне 114 является одним примером. В других вариантах реализации верхний пакерный узел 210 может перемещаться от границы раздела зон на середину пласта в зависимости от режима эксплуатации скважины и условий в пласте.

Способ 700 заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем также приведен в данном документе. Способ 700 представлен на фиг. 7. На фиг. 7 показана блок-схема этапов способа 700 заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем в различных вариантах осуществления.

Способ 700 включает в себя создание устройства изоляции зон на стадии 710. Устройство изоляции зон предпочтительно соответствует компонентам, описанным выше и показанным на фиг. 2. При этом устройство изоляции зон может включать в себя основную трубу, фильтр (или другой материал фильтра), по меньшей мере, один пакерный узел, по меньшей мере, с двумя механически устанавливаемыми элементами пакера и промежуточный удлиненный набухающий элемент пакера и альтернативные каналы потока. Средства управления поступлением песка можно именовать песчаными фильтрами.

Способ 700 также включает в себя спуск устройства изоляции зон в ствол скважины на стадии 720. Устройство изоляции зон спускают в нижний участок ствола скважины, который предпочтительно заканчивают с необсаженным забоем.

Способ 700 также включает в себя установку устройства изоляции зон в стволе скважины на стадии 730. Этап установки устройства изоляции зон предпочтительно выполняют, подвешивая устройство изоляции зон на нижнем участке эксплуатационной обсадной колонны. Устройство устанавливают так, что основная труба и песчаный фильтр являются смежными с одним или несколькими выбранными зонами на необсаженном участке ствола скважины. Дополнительно первую из, по меньшей мере, одной компоновок пакера устанавливают выше выбранной подземной зоны или вблизи него.

В одном варианте осуществления необсаженный ствол скважины проходит через три отдельных зоны. Зоны включают в себя верхнюю зону, в которой добывают углеводороды, и нижнюю зону, в которой углеводороды больше в промышленных объемах не добывают. Такие зоны могут быть образованы песчаником или другими проницаемыми горными породами скелета. Зоны также включают в себя промежуточную зону, в котором углеводороды не добывают. Пласт в промежуточной зоне может быть образован минеральной глиной или другим, по существу, непроницаемым материалом. Оператор может выбрать положение первой установки по меньшей мере из одного пакерного узла вблизи верха нижней зоны или в любом месте в непроницаемой промежуточной зоне.

Способ 700 следующим этапом включает в себя установку механически устанавливаемых элементов пакера в каждой по меньшей мере из одной компоновок пакера на стадии 740. Механическая установка верхнего и нижнего элементов пакера означает, что эластомерный (или другой) уплотняющий элемент соединяется с окружающей ствол скважины стенкой. Элементы пакера изолируют кольцевую зону, образованную между песчаными фильтрами и окружающим подземным пластом выше пакерных узлов и ниже их.

Способ 700 также включает в себя нагнетание суспензии твердых частиц в кольцевую зону на стадии 750. Суспензия твердых частиц состоит из текучей среды-носителя и частиц песка (и/или других частиц). Один или несколько альтернативных каналов потока обеспечивают обход суспензией твердых частиц механически установленных элементов пакера и набухающего элемента пакера между ними. Таким путем необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием фильтра выше механически установленных элементов пакера и ниже их (но не между ними).

Способ 700 дополнительно включает в себя получение текучих сред добычи из зон на необсаженном участке ствола скважины на стадии 760. Добыча имеет место в течение некоторого периода времени. За некоторый период времени верхний элемент пакера, нижний элемент пакера или оба элемента могут выйти из строя. Это обеспечит поступление текучих сред в промежуточный участок пакера на набухающий элемент пакера. Это должно обуславливать набухание набухающего элемента, при этом выбранная

- 13 023036 зона вновь изолируется на стадии 770 фиг. 7.

Признается, что должно быть предпочтительно воздействие на набухающие элементы пакера текучих сред перед заполнением фильтра гравием. При этом набухающий элемент пакера может набухать и устанавливать хорошее кольцевое уплотнение с окружающей стенкой необсаженного участка ствола скважины до выхода из строя элемента пакера. Вместе с тем такая методика представляет две следующие проблемы: требуются альтернативные каналы потока, проходящие через пакерный узел, например пакерные узлы 210' и 210, для заполнения фильтра нижней зоны (зон), и стоимость времени работы исключает возможность ожидания в течение дней или недель эффективного уплотнения набухающего элемента. Поэтому такой способ не является предпочтительным.

Во многих случаях текучие среды, присущие подземной зоне, смежному с набухающим элементом пакера, могут уже существовать.

Данные текучие среды должны обуславливать набухание набухающего элемента пакера и соединение с окружающей ствол скважины стенкой без выхода из строя любого из механически установленных элементов пакера. Таким образом, стадия 770, обеспечивающая набухание набухающего элемента пакера, может происходить естественным образом. Стадия 770 может также проводить оператор, нагнетающий по конкретному решению химреагент в основную трубу.

В одном варианте осуществления способа 700 поступление потока в ствол скважины из выбранной зоны можно изолировать. Например, можно установить пробку в основную трубу песчаного фильтра выше выбранной подземной зоны или вблизи нее на стадии 780. Такую пробку можно использовать под самым нижним пакерным узлом, такой как второй пакерный узел стадии 735.

В другом примере сдвоенный пакер устанавливают на основной трубе в выбранной подземной зоне, подлежащем изоляции на стадии 785. Такое разобщение может включать в себя установку изолирующих элементов, смежных с верхним и нижним пакерными узлами (таких как пакерные узлы 210', 210 фиг. 2 или фиг. 6А) на шпинделе.

Хотя изобретения, описанные в данном документе, обеспечивают достижение преимуществ, изложенных выше, должно быть ясно, что изобретения допускают модификации и изменения без отхода от их сущности. Созданы улучшенные способы заканчивания скважин с необсаженным забоем для изоляции одного или нескольких выбранных подземных зон. Также создано улучшенное устройство изоляции зоны. Изобретение обеспечивает оператору добычу текучих сред из заданной подземной зоны или нагнетание текучих сред в него.

Claims (24)

1. Устройство изоляции зон для гравийного фильтра, содержащее средство управления поступлением песка, включающее удлиненные трубчатые элементы, проходящие от верхнего конца изолируемой зоны к нижнему концу изолируемой зоны, и по меньшей мере один пакерный узел, содержащий верхний механически устанавливаемый пакер с уплотнительным элементом, нижний механически устанавливаемый пакер с уплотнительным элементом, набухающий элемент пакера, расположенный между верхним механически устанавливаемым пакером и нижним механически устанавливаемым пакером и набухающий с течением времени в присутствии текучей среды, причем набухающий элемент пакера выполнен с возможностью образования гидравлического уплотнения с окружающей зоной при его набухании с течением времени в ответ на жидкостной контакт по меньшей мере с одним из: воды, углеводородов или химикатов, альтернативные каналы потока суспензии, проходящие вдоль трубчатых элементов для отвода суспензии гравийного фильтра вокруг верхнего механически устанавливаемого пакера, набухающего элемента пакера и нижнего механически устанавливаемого пакера, и манифольд, сообщенный с альтернативными каналами потока суспензии, выполненный с возможностью смешивания и перераспределения потока по альтернативным каналам потока суспензии, при этом средство управления поступлением песка расположено между указанным набухающим элементом пакера и по меньшей мере одним из верхнего механически устанавливаемого пакера и нижнего механически устанавливаемого пакера.

2. Устройство по п.1, в котором средство управления поступлением песка дополнительно содержит фильтрующий материал, радиально окружающий трубчатые элементы вдоль значительного участка трубчатых элементов для формирования песчаного фильтра, при этом набухающий элемент пакера, по меньшей мере, частично изготовлен из эластомерного материала.

3. Устройство по п.2, в котором набухающий эластомерный элемент пакера содержит материал, набухающий в присутствии жидкости на водной основе, углеводородной жидкости или комбинаций указанных жидкостей.

4. Устройство по п.1, в котором удлиненные трубчатые элементы содержат множество трубных звеньев, соединенных в непрерывную цепь, при этом по меньшей мере один пакерный узел установлен на трубных звеньях вблизи верхнего конца средства управления поступлением песка.

5. Устройство по п.1, в котором удлиненные трубчатые элементы содержат множество трубных звеньев, соединенных в непрерывную цепь, и которое содержит верхний пакерный узел и нижний пакер- 14 023036 ный узел, установленные на трубных звеньях.

6. Устройство по п.1, в котором элементы для первого и второго механически устанавливаемых пакеров являются эластомерными элементами манжетного типа.

7. Способ заканчивания ствола скважины с необсаженным нижним забойным участком, содержащий этапы, на которых спускают в ствол скважины устройство изоляции зоны для гравийного фильтра по любому из предыдущих пунктов, устанавливают устройство изоляции зоны в необсаженном участке ствола скважины так, что по меньшей мере один пакерный узел расположен выше выбранной подземной зоны или вблизи ее верха, устанавливают верхний уплотнительный элемент и нижний уплотнительный элемент в каждом, по меньшей мере одном, пакерном узле и нагнетают гравийную суспензию в кольцевую зону, образованную между средством управления поступлением песка и окружающим необсаженным участком ствола скважины, обеспечивая проход гравийной суспензии через один или несколько альтернативных каналов потока суспензии и манифольд для обеспечения обхода гравийной суспензией первого и второго механически устанавливаемых пакеров и промежуточных набухающих элементов пакера в каждом, по меньшей мере одном, пакерном узле так, что необсаженный участок ствола скважины заполняется гравийным фильтром выше и ниже, но не между, соответственно, первым и вторым механически устанавливаемыми пакерами.

8. Способ по п.7, дополнительно содержащий обеспечение контакта текучих сред с набухающим элементом пакера по меньшей мере в одном пакерном узле, при этом набухающий элемент пакера содержит материал, набухающий в присутствии жидкости на водной основе, углеводородной жидкости или их комбинаций указанных жидкостей.

9. Способ по п.8, в котором ствол скважины заканчивают для добычи текучей среды, необсаженный участок ствола скважины проходит через выбранную подземную зону и еще через по меньшей мере одну подземную зону, и способ дополнительно содержит этап добычи текучих сред по меньшей мере из одной подземной зоны необсаженного участка ствола скважины в течение некоторого периода времени.

10. Способ по п.9, в котором выбранная подземная зона является, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой, причем по меньшей мере один пакерный узел устанавливают вблизи верха зоны, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой, и еще по меньшей мере один пакерный узел устанавливают вблизи нижней границы зоны, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой.

11. Способ по п.10, в котором, по меньшей мере, еще одна подземная зона представляет собой нижнюю зону, расположенную ниже зоны, по существу, насыщенный текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой, и добычу текучих сред осуществляют из нижней зоны.

12. Способ по п.11, дополнительно содержащий спуск колонны труб в ствол скважины и в трубчатые элементы, при этом колонна труб имеет сдвоенный пакер на нижнем конце, установку сдвоенного пакера поперек зоны, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой для предотвращения входа пластовых текучих сред в ствол скважины из упомянутой зоны, и продолжение добычи текучих сред из нижней зоны.

13. Способ по п.11, в котором, по меньшей мере, дополнительно еще одна подземная зона представляет собой верхнюю зону, расположенную выше зоны, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой, и добычу текучих сред дополнительно осуществляют из верхней зоны.

14. Способ по п.13, в котором способ дополнительно содержит спуск колонны труб в ствол скважины и в трубчатые элементы, при этом колонна труб имеет сдвоеный пакер на ее нижнем конце, установку сдвоеного пакера поперек зоны, по существу, насыщенной текучей средой на водной основе или газообразной текучей средой для изоляции пластовых текучих сред от него, и продолжение добычи текучих сред из верхней и нижней зоны.

15. Способ по п.14, в котором верхний конец сдвоеного пакера устанавливают смежно с первым пакерным узлом и нижний конец сдвоеного пакера устанавливают смежно со вторым пакерным узлом.

16. Способ по п.9, в котором, по меньшей мере, еще одна подземная зона представляет собой нижнюю зону, выбранная зона является верхней зоной, расположенной ниже нижней зоны, так что по меньшей мере один пакерный узел находится вблизи верха верхней зоны и по меньшей мере один пакерный узел устанавливают вблизи нижней границы верхней зоны, добычу текучих сред осуществляют из верхней выбранной зоны и из нижней зоны до начала получения из верхней зоны неприемлемого процента воды или углеводородного газа, и способ дополнительно содержит спуск колонны труб в ствол скважины и в трубчатые элементы, причем колонна труб имеет сдвоеный пакер на ее нижнем конце, установку сдвоеного пакера поперек верхней зоны для управления поступлением пластовых текучих сред из верхней зоны вверх по стволу скважины и продолжение добычи текучих сред из нижней выбранной зоны.

17. Способ по п.16, в котором верхний конец сдвоеного пакера устанавливают смежно с первым пакерным узлом и нижний конец сдвоеного пакера устанавливают смежно со вторым пакерным узлом.

- 15 023036

18. Способ по п.9, в котором, по меньшей мере, еще одна подземная зона представляет собой верхнюю зону, выбранная зона является нижней зоной, расположенной ниже верхней зоны, так что по меньшей мере один пакерный узел расположен выше нижней зоны или вблизи ее верха, добычу текучих сред осуществляют из верхней зоны и из нижней зоны до момента прекращения получения из нижней зоны экономически оправдывающих добычу объемов углеводородов, и способ дополнительно содержит спуск рабочей колонны в ствол скважины и в трубчатые элементы, причем рабочая колонна имеет пробку на ее нижнем конце, установку пробки в трубчатых элементах для управления поступлением пластовых текучих сред из нижней зоны вверх по стволу скважины в верхнюю зону и продолжение добычи текучих сред из верхней зоны.

19. Способ по п.18, в котором пробку устанавливают смежно по меньшей мере с одним пакерным узлом.

20. Способ по п.18, в котором, по меньшей мере, дополнительно еще одна подземная зона представляет собой промежуточную зону, расположенную между верхней зоной и выбранной нижней зоной, и образован скелетом горной породы, по существу, непроницаемым для прохода текучей среды, и по меньшей мере один пакерный узел устанавливают выше нижней зоны и на промежуточной зоне, пробку устанавливают выше нижней зоны и на промежуточной зоне или выполняют и то, и другое.

21. Способ по п.9, в котором выбранная подземная зона является нижней зоной добычи углеводородов, по меньшей мере, еще одна подземная зона представляет собой верхнюю зону, расположенную выше выбранной нижней зоны, и промежуточная зона, расположенная между верхней зоной и выбранной нижней зоной, образована скелетом горной породы, по существу, непроницаемым для прохода текучей среды.

22. Способ по п.21, в котором по меньшей мере один пакерного узел устанавливают вблизи низа верхней зоны и еще по меньшей мере один пакерный узел устанавливают вблизи верха верхней зоны, и способ дополнительно содержит спуск колонны труб в ствол скважины и в трубчатые элементы, при этом колонна труб имеет сдвоеный пакер на ее нижнем конце, установку сдвоенного пакера поперек верхней зоны для управления поступлением пластовых текучих сред из верхней зоны в ствол скважины и продолжение добычи текучих сред из выбранной нижней зоны.

23. Способ по п.20, в котором по меньшей мере один пакерный узел устанавливают на промежуточной зоне или вблизи верха выбранной нижней зоны, причем способ дополнительно содержит спуск рабочей колонны в ствол скважины и в трубчатые элементы, при этом рабочая колонна имеет пробку на ее нижнем конце, и установку пробки в трубчатые элементы для предотвращения прохода пластовых текучих сред из нижней зоны вверх по стволу скважины в верхнюю зону и продолжение добычи текучих сред из верхней зоны.

24. Способ по п.9, в котором способ дополнительно содержит нагнетание текучих сред, по меньшей мере, в еще одну подземную зону.