EA029620B1 - Модуль связи для выполнения гравийной набивки с альтернативными путями и способ заканчивания скважины - Google Patents
Модуль связи для выполнения гравийной набивки с альтернативными путями и способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA029620B1 EA029620B1 EA201390889A EA201390889A EA029620B1 EA 029620 B1 EA029620 B1 EA 029620B1 EA 201390889 A EA201390889 A EA 201390889A EA 201390889 A EA201390889 A EA 201390889A EA 029620 B1 EA029620 B1 EA 029620B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- signal
- wellbore
- electrical circuit
- communication module
- transceiver
- Prior art date
Links
- 238000004891 communication Methods 0.000 title claims abstract description 149
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 126
- 238000012856 packing Methods 0.000 title claims description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 79
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 59
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 50
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 33
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 33
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 109
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 36
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 27
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 230000002028 premature Effects 0.000 claims description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 3
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 239000000463 material Substances 0.000 description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 9
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000012925 reference material Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 206010028980 Neoplasm Diseases 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 210000001367 artery Anatomy 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 201000011510 cancer Diseases 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- -1 cyclic terpenes Chemical class 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 235000007586 terpenes Nutrition 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 1
- 238000004804 winding 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
-
- 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
- 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
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/01—Devices for supporting measuring instruments on drill bits, pipes, rods or wirelines; Protecting measuring instruments in boreholes against heat, shock, pressure or the like
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
Abstract
Модуль связи и способы для работ на забое скважины, применяющиеся при добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, включающие в себя по меньшей мере один альтернативный канал потока и электрическую схему. В общем, электрическая схема является заранее программируемой для (I) приема сигнала и в ответ на принятый сигнал передачи приводящего в действие командного сигнала. Модуль связи дополнительно имеет приемопередатчик. Модуль связи обеспечивает приведение в действие скважинного инструмента в интервале заканчивания ствола скважины без создания электрической линии или рабочей колонны с поверхности. Инструмент может приводиться в действие в ответ на показания с измерительного инструмента или в ответ на сигнал, передаваемый в стволе скважины забойным носителем или информационной меткой.
Description
изобретение относится к заканчиванию скважин. Конкретнее, настоящее изобретение относится к системам беспроводной связи и управления в стволе скважины. Изобретение дополнительно относится к дистанционному управлению инструментами, связанными со стволами скважин, в которых выполнено заканчивание с использованием гравийного фильтра.
Рассмотрение технологии
В бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, вдавливаемого вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото убирают и ствол скважины крепят обсадной колонной. При этом образуется кольцевое пространство между обсадной колонной и пластом. Обычно проводят цементирование, заполняя цементом или нагнетая цемент в кольцевое пространство. Комбинация цемента и обсадной колонны крепит ствол скважины и изолирует некоторые зоны пласта за обсадной колонной.
Общепринятой является установка нескольких колонн обсадных труб с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в ствол скважины. Процесс бурения и затем цементирования колонны обсадных труб каждый раз с уменьшающимся наружным диаметром повторяется несколько раз до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, цементируют по месту и перфорируют. В некоторых случаях последней обсадной колонной является хвостовик, т.е. обсадная колонна, не доходящая до поверхности.
В процессе заканчивания на поверхности устанавливают оборудование устья скважины. Оборудование устья скважины регулирует на поверхности приток добываемых текучих сред или нагнетание текучих сред в ствол скважины. Оборудование отбора и переработки текучей среды, такое как трубы, клапаны и сепараторы также устанавливается. После этого можно начинать эксплуатацию.
В некоторых случаях необходимо оставлять зону забоя ствола скважины необсаженной. В заканчивании с необсаженной зоной забоя ствола скважины, эксплуатационная обсадная колонна не проходит через продуктивные зоны и не перфорируется; вместо, этого продуктивные зоны оставляют необсаженными, или "открытыми". Эксплуатационная колонна или "колонна насосно-компрессорных труб" в таком случае устанавливается внутри ствола скважины, такую колонну спускают ниже последней обсадной колонной и поперек подземного пласта.
Существуют некоторые преимущества заканчивания с необсаженной забоем по сравнению заканчиванием с обсаженным забоем. Первое, поскольку в заканчивании с необсаженной забоем нет перфорационных каналов, пластовые текучие среды могут сливаться воедино в стволе скважины радиально с окружности 360°. Здесь имеется выигрыш от исключения дополнительного падения давления, связанного со слиянием радиального потока и затем линейного потока через заполненные частицами перфорационные каналы. Уменьшение падения давления, связанное с заканчиванием скважины с необсаженной забоем, фактически гарантирует, что скважина получается более продуктивной, чем скважина с обсаженным забоем, без обработки для интенсификации притока в аналогичном пласте.
Второе, методики заканчивания скважины с необсаженной забоем дают экономию средств по сравнению с методиками заканчивания скважин с обсаженным забоем. Например, использование гравийных фильтров исключает необходимость цементирования, перфорирования и промывки после перфорирования.
Общей проблемой в заканчивании скважин с необсаженным забоем является подверженность ствола скважины прямому воздействию окружающего пласта. Если пласт является неконсолидированным или сильно песчанистым, приток добываемых текучих сред в ствол скважины может приносить с собой частицы породы, например, песок и мелкодисперсные частицы. Такие частицы могут вызывать эрозию эксплуатационного оборудования в стволе скважины и труб, клапанов и сепарационного оборудования на поверхности.
Для ликвидации поступления песка и других частиц могут использоваться устройства борьбы с пескопроявлением. Устройства борьбы с пескопроявлением обычно устанавливаются в забойной зоне скважины на интервалах пластов для задержания твердых частиц крупнее некоторого диаметра с одновременным обеспечением добычи текучих сред. Устройство борьбы с пескопроявлением обычно включает в себя удлиненный трубчатый корпус, известный как основная труба, имеющая многочисленные отверстия в виде щелей. Основная труба обычно обматывается или иначе заключается в фильтрующий материал, такой как сетчатый фильтр или проволочная сетка. Все вместе называется песчаным фильтром.
- 1 029620
В дополнение к устройствам борьбы с пескопроявлением, в частности в заканчивании скважины с необсаженной забоем, обычно устанавливают гравийный фильтр. Установка гравийного фильтра в скважине включает в себя укладку гравия или другого зернистого материала вокруг устройства борьбы с пескопроявлением после подвески устройства борьбы с пескопроявлением или иного его размещения в стволе скважины. Для установки гравийного фильтра зернистый материал подается на забой скважины с помощью текучей среды-носителя. Текучая среда-носитель вместе с гравием образует гравийную суспензию. Суспензия дренируется на месте укладки, оставляя периферийную набивку из гравия. Гравий не только содействует фильтрованию частиц, но также помогает поддерживать целостность пласта.
В заканчивании скважины с гравийным фильтром в необсаженном забое гравий укладывается между песчаным фильтром, окружающим перфорированную основную трубу, и окружающей стеной ствола скважины. Во время эксплуатации пластовые текучие среды проходят из подземного пласта через гравий, через сетчатый фильтр, и во внутреннюю основную трубу. Основная труба, таким образом, служит в качестве части эксплуатационной колонны.
В некоторых случаях гравийный фильтр устанавливается на интервале заканчивания в обсаженном стволе скважины. Это особенно предпочтительно в неконсолидированных пластах песчаника. В данном случае песчаный фильтр, окружающий перфорированную основную трубу, устанавливается в стволе скважины вдоль подземного пласта, и гравийный фильтр устанавливается между песчаным фильтром и окружающей перфорированной эксплуатационной обсадной колонной.
Получающийся в результате гравийный фильтр сдерживает поступление песка и мелкодисперсного материала.
Проблема, с которой исторически сталкиваются при установке гравийного фильтра, состоит в том, что незапланированная потеря текучей среды-носителя из суспензии в процессе ее подачи может приводить к преждевременному образованию песчаных перемычек в различных местах вдоль необсаженных интервалов ствола скважины. Например, в наклонно-направленном эксплуатационном интервале или интервале с увеличением диаметра или неправильной формой ствола скважины может получаться неудовлетворительное распределение гравия вследствие преждевременного поглощения текучей средыносителя из гравийной суспензии в пласт. Поглощение текучей среды может вызывать образование пустот в гравийном фильтре. При этом завершенный гравийный фильтр от низа до верха не получается, остаются участки ствола скважины с проявлениями инфильтрации песка и мелкодисперсных материалов.
Проблему образования песчаных перемычек решают использованием технологии альтернативного пути или "АРТ". В технологии альтернативного пути используются шунтирующие трубы (или шунты), обеспечивающие обход гравийной суспензией песчаных перемычек или выбранных зон вдоль ствола скважины. Такая технология альтернативного пути описана, например, в патенте ИЗ № 5588487 под названием "Тоо1 Гог В1оскт§ Ах1а1 Пои ίη Сгауе1-Раскей ^е11 Аппйик" и РСТ РиЪНсаИоп Νο. νθ 2008/060479 под названием '^е11Ъоге Мейюй апй Аррага1ик Гог Сошр1ейоп, Ргойисйоп, апй 1п)есйоп". полностью включены в данный документ в виде ссылки. Дополнительная ссылка дается на рассматривающий технологию альтернативного пути материал Μ.Ό. Ваггу, е1 а1., "Ореп-йо1е ОгауеКРаскгпд \νί11ι 2опа1 1ко1айоп", ЗРЕ Рарег №. 110460 (№уешЪег 2007).
В соединении с песчаными фильтрами с альтернативными путями потока предложено использование линий управления и датчиков. ИЗ Рак № 7441605 под названием "Орйса1 Зепког Ике ш А11егпа1е Ра1й Сгауе1 Раскшд \νί11ι 1п1едга1 2опа1 1ко1а1юп" предлагает устройства и способы мониторинга условий в стволе скважины при ведении добычи углеводородов в стволе скважины с необсаженным забоем с несколькими зонами добычи. Здесь компоновка эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб снабжена множеством пакеров, считающихся подходящими для разобщения нескольких индивидуальных зон в забое скважины. Пакеры устанавливаются с использованием давления гидравлической рабочей жидкости в канале эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб. В дополнение к пакерам эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб включает в себя эксплуатационные ниппели, имеющие перфорированные фильтры для удаления обломков породы из добываемых текучих сред. Одна или несколько волоконно-оптических линий датчиков располагаются снаружи фильтров. Линии датчиков устанавливаются с проходом через пакеры с использованием системы сквозного прохода, обеспечивающей создание неразрывной линии (линий) датчиков до наземного оборудования скважины. Это обеспечивает мониторинг температуры, давления или других параметров скважинных условий на поверхности в каждой из индивидуальных продуктивных зон. Кроме того, гидравлические линии управления устанавливаются снаружи фильтра для установки после развертывания волоконной оптики.
Дополнительно в виде ссылки включены материалы рассмотрения линий управления с оптоволоконными линиями для заканчивания с необсаженным забоем. Данные материалы включают в себя ИЗ Рай № 7243715; 7431085; 6848510; 6817410 и 6681854. Вместе с тем, в данных материалах ссылки требуется физический путь для создания связи от поверхности к месту на забое скважины или наоборот. В подводных скважинах или скважинах с большим боковым отходом сложность и надежность таких вариантов заканчивания вызывают озабоченность.
Поэтому, существует необходимость создания улучшенной системы борьбы с пескопроявлением, использующей не только технологию альтернативного пути потока для выполнения набивки гравийного
- 2 029620
фильтра, но также улучшенную систему связи и управления. Дополнительно, требуется беспроводная система в соединении с работами по борьбе с пескопроявлением, особенно с песчаными фильтрами с альтернативными путями потока.
Сущность изобретения
В данном документе представлен модуль связи для работ на забое скважины. Модуль связи имеет функцию обеспечения добычи углеводородных текучих сред из ствола скважины. В стволе скважины может быть выполнено заканчивание с эксплуатационной обсадной колонной или с необсаженным забоем. Ствол скважины имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания, который может проходить через один, два или больше подземных интервалов.
В одном варианте осуществления модуль связи снабжен внутренним шпинделем. Внутреннему шпинделю предпочтительно приданы размеры, соответствующие основной трубе устройства борьбы с пескопроявлением. Предпочтительно внутренний корпус изготовлен из неметаллического материала, такого как керамика или пластик.
Модуль связи может также содержать наружный кожух. Наружный кожух устанавливается по периметру вокруг внутреннего шпинделя. Наружный кожух предпочтительно не функционирует, как фильтрующий материал, но обеспечивает свободный сквозной проход пластовых текучих сред. Наружный кожух может быть либо соосным или несоосным с внутренним шпинделем.
Модуль связи также включает в себя по меньшей мере один альтернативный канал потока. Альтернативный канал потока представляет собой одну или несколько шунтирующих, труб выполненных с возможностью создания пути прохода для гравийной суспензии во время набивки гравийного фильтра. Гравийная суспензия должна вначале проходить в кольцевое пространство между модулем связи и окружающим стволом скважины. После этого жидкая фаза в суспензии поглощается примыкающим пластом коллектора или песчаными фильтрами, и кольцевая набивка укладывается в кольцевом пространстве, окружающем модуль связи. Суспензия должна затем обходить модуль связи через альтернативные каналы потока для создания набивки гравийного фильтра ниже модуля связи.
Альтернативные каналы потока могут являться, например, продольным кольцевым пространством между наружным и внутренним шпинделями. Альтернативные каналы потока могут содержать как транспортные трубы, так и трубы выполнения набивки, где выполнения набивки оборудованы окнами подачи, открывающимися в кольцевое пространство ствола скважин для выхода суспензии. Альтернативные каналы потока могут также представлять собой, например, транспортные трубы, установленные между внутренним шпинделем и окружающим наружным кожухом. Также, альтернативные каналы потока могут представлять собой продольное кольцевое пространство между наружным кожухом и внутренним шпинделем.
Модуль связи также имеет приемопередатчик. Приемопередатчик (I) принимает сигнал и, (II) в ответ на принятый сигнал, передает отдельный управляющий сигнал. Модуль связи дополнительно имеет электрическую схему. В общем, электрическая схема программируется для (I) приема сигнала и, в ответ на принятый сигнал, передачи приводящего в действие командного сигнала.
Кроме того, модуль связи включает в себя линию управления. Линия управления выполнена с возможностью размещаться полностью в подземном интервале заканчивания ствола скважины и не связана с поверхностью. Линия управления служит для передачи приводящего в действие командного сигнала в скважинный инструмент. Скважинный инструмент может являться, например, скользящей муфтой переключения, клапаном или пакером. Линия управления работает в ответ на командный сигнал, переданный предварительно запрограммированной электрической схемой.
Модуль связи выполнен с возможностью соединения с трубным звеном в стволе скважины. В одном аспекте трубное звено представляет собой звено устройства борьбы с пескопроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь песчаный фильтр, оборудованный каналами альтернативного пути.
В одном варианте осуществления приемопередатчик выполнен с возможностью (I) приема сигнала из забойного носителя и, (II) в ответ на принятый сигнал, передачи отдельного управляющего сигнала в заранее программируемую электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента.
В одном аспекте модуль связи дополнительно содержит измерительное устройство. Измерительное устройство может представлять собой манометр, расходомер, термометр, детектор песка, проходные радиоизотопные анализаторы, детектор деформации сжатия или их комбинации. Измерительное устройство имеет электрическую связь с электрической схемой. Если необходимо, электрическая схема программируется для передачи командного сигнала в линию управления для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на выбранное показание измерительного устройства.
В другом аспекте электрическая схема принимает и записывает показания с измерительного устройства. Электрическая схема заранее программируется для передачи сигнала в приемопередатчик, передающий записанные показания.
Приемопередатчик, в свою очередь, программируется для (I) приема записанных показаний из электрической схемы и, (II) в ответ на принятые записанные показания, передачи по линии беспроводной связи записанных показаний на забойный носитель.
- 3 029620
Способ для заканчивания ствола скважины также раскрыт в данном документе. Способ имеет функцию обеспечения добычи углеводородных текучих сред из ствола скважины. Ствол скважин имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания может проходить через один, два или больше подземных интервалов.
В одном варианте осуществления способ включает в себя соединение модуля связи с трубным звеном. Модуль связи может соответствовать модулю связи, описанному выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью создания альтернативного пути потока для обхода частью гравийной суспензии модуля связи во время процедуры выполнения набивки гравийного фильтра. Данное означает, что после выполнения набивки гравийного фильтра в кольцевом пространстве между модулем связи и окружающим стволом скважины, большая часть суспензии должна обходить модуль связи для создания набивки гравийного фильтра ниже модуля связи.
Модуль должен также иметь линию управления. Предпочтительно линия управления выполнена с возможностью размещения полностью в интервале заканчивания ствола скважины. Линия управления передает командный сигнал приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины.
Способ должен также включать в себя спуск модуля связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины. Трубное звено может представлять собой звено устройства борьбы с пескопроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь песчаный фильтр с альтернативными каналами потока. Альтернативно, трубное звено может представлять собой пакер с каналами альтернативного пути, который может устанавливаться в стволе скважины перед началом набивки гравийного фильтра. Модуль связи может также быть встроен или заделан в трубное звено.
Способ также включает в себя установку модуля связи и трубного звена в интервале заканчивания ствола скважины. Следующим этапом способ включает в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между модулем связи и окружающим стволом скважины, а также между трубными звеньями и окружающим стволом скважины. Гравийная суспензия проходит по меньшей мере через один альтернативный канал потока в трубных звеньях для обеспечения, по меньшей мере, для части гравийной суспензии, обхода любых преждевременно образовавшихся песчаных перемычек или изоляции зоны в кольцевом пространстве. Таким путем обеспечивается выполнение набивки гравийного фильтра ниже модуля связи.
Предпочтительно выполняется заканчивание ствола скважины для добычи углеводородных текучих сред. Способ дополнительно включает в себя получение текучих сред добычи по меньшей мере из одного подземного интервала вдоль интервала заканчивания ствола скважины в течение некоторого периода времени.
В одном варианте осуществления линия управления содержит электрическую линию. В данном случае способ может дополнительно содержать передачу сигнала из электрической схемы через электрическую линию для приведения в действие скважинного инструмента. Скважинный инструмент может являться, например, скользящей муфтой переключения, пакером или клапаном.
Способ предпочтительно работает с применением забойного носителя. Забойный носитель, по существу, является информационной меткой, которая подается насосом, сбрасывается или иначе выпускается в ствол скважины. Информация может проходить из забойного носителя в приемопередатчик, или из приемопередатчика в забойный носитель. В любом случае, обмен информацией предпочтительно проходит в стволе скважины во время работ в стволе скважины, не требуя электрической линии или рабочей колонны.
В одном аспекте приемопередатчик программируется для (I) приема радиосигнала из забойного носителя и, (II) в ответ на принятый сигнал, передачи отдельного управляющего сигнала в заранее программируемую электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента.
Модуль связи может включать в себя измерительное устройство. Измерительное устройство может представлять собой, например, манометр, расходомер, термометр, детектор песка, тензометр, такой как детектор напряжения при сжатии или проходной радиоизотопный анализатор. Измерительное устройство имеет электрическую связь с электрической схемой. В данном случае способ дополнительно включает в себя запись показаний измерительного устройства в электрической схеме. Электрическая схема может затем передавать сигнал из электрической схемы в линию управления для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на выбранное показание измерительного устройства. Альтернативно, электрическая схема может передавать свой сигнал в приемопередатчик, который, в свою очередь, передает сигнал, содержащий записанные показания на забойный носитель.
Отдельный способ для приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины также представлен в данном документе. Ствол скважин также имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания может являться участком необсаженного забоя.
В одном варианте осуществления способ включает в себя спуск модуля связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины. Модуль связи может соответствовать модулю связи, описанному выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью обеспечивать обход для части гравийной суспензии блокированного кольцевого пространст- 4 029620
ва, смежного с модулем связи во время процедуры выполнения набивки гравийного фильтра. Таким путем обеспечивается выполнение набивки гравийного фильтра ниже модуля связи. Модуль должен также иметь линию управления, выполненную с возможностью размещения полностью в необсаженном (или другом) участке ствола скважины. Линия управления передает командный сигнал приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины.
Способ также включает в себя установку модуля связи и трубного звена в интервале заканчивания ствола скважины. Предпочтительно трубное звено является частью устройства борьбы с пескопроявлением с каналами альтернативного пути. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь фильтрующий кожух. Способ должен также дополнительно включать в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим стволом скважины. Устройство борьбы с пескопроявлением должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока для обеспечения, по меньшей мере, для части гравийной суспензии, обхода звена устройства борьбы с пескопроявлением во время выполнения набивки гравийного фильтра в варианте, где ниже по потоку кольцевое пространство блокировано преждевременно возникшей песчаной перемычкой или устройством разобщения зон.
После установки в нужное место модуля связи и трубного звена, способ включает в себя выпуск первого забойного носителя в ствол скважины. Забойный носитель, по существу, является информационной меткой, которая подается насосом, сбрасывается или иначе выпускается в ствол скважины. В данном устройстве забойный носитель передает первый частотный сигнал. Таким образом, информация проходит из забойного носителя в приемопередатчик в стволе скважины. Это может происходить во время работ в стволе скважины, не требуя электрической линии или рабочей колонны.
Способ также включает в себя обнаружение первого частотного сигнала на приемопередатчике. В ответ на первый частотный сигнал первый управляющий сигнал передается с приемопередатчика в электрическую схему.
Способ дополнительно включает в себя передачу первого командного сигнала из электрической схемы. Это выполняется в ответ на первый управляющий сигнал для приведения в действие скважинного инструмента. Приведение в действие скважинного инструмента может содержать (I) перемещение скользящей муфты переключения для прекращения добычи из выбранной зоны в интервале заканчивания, (II) перемещение скользящей муфты переключения для открытия добычи из выбранной зоны в интервале заканчивания (III) или установку пакера.
Предпочтительно модуль связи использует технологию радиочастотной идентификации. В таком варианте осуществления заранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации. Дополнительно, забойный носитель является меткой радиочастотной идентификации, передающей радиочастотный сигнал, а приемопередатчик является радиочастотной антенной.
Альтернативно, модуль связи использует акустическую технологию. В таком случае забойный носитель содержит генератор акустической частоты. Приемопередатчик, при этом содержит акустическую антенну, принимающую акустические сигналы из забойного носителя, и в ответ передает электрический сигнал в заранее программируемую электрическую схему.
В одном варианте осуществления в способе используется второй забойный носитель. В данном случае способ включает в себя выпуск второго забойного носителя в ствол скважины. Второй забойный носитель передает второй частотный сигнал. Второй частотный сигнал также обнаруживается приемопередатчиком. В ответ на второй частотный сигнал второй управляющий сигнал передается из приемопередатчика в электрическую схему. Затем в ответ на второй управляющий сигнал второй командный сигнал передается из электрической схемы для приведения в действие скважинного инструмента.
Настоящим изобретением также создан способ мониторинга условий в стволе скважины. Ствол скважины имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания может располагаться вдоль секции эксплуатационной обсадной колонны, или в участке необсаженного забоя. Мониторинг проводится во время добычи углеводородов после завершения набивки гравийного фильтра.
В одном варианте осуществления способ включает в себя спуск модуля связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины. Модуль связи может соответствовать модулю связи, описанному выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью обеспечивать обход для части гравийной суспензии модуля связи во время процедуры набивки гравийного фильтра. Таким путем обеспечивается набивка гравийного фильтра ниже модуля связи.
Модуль связи должен также иметь линию управления. Предпочтительно линия управления выполнена с возможностью размещаться полностью в участке необсаженного забоя ствола скважины. Линия управления передает командный сигнал приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины.
Способ также включает в себя установку модуля связи и трубного звена на участке необсаженного забоя ствола скважины. Предпочтительно трубное звено является частью устройства борьбы с пескопроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь фильтрующий сетчатый фильтр, и должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока. Способ должен также допол- 5 029620
нительно включать в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим участком необсаженного забоя ствола скважины. Устройство борьбы с пескопроявлением должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока для обеспечения, по меньшей мере, для части гравийной суспензии обхода звена устройства борьбы с пескопроявлением во время выполнения набивки гравийного фильтра.
Способ дополнительно включает в себя добычу углеводородных текучих сред из участка необсаженного забоя ствола скважины. Во время эксплуатации способ включает в себя измерение параметров условий на забое скважины. Параметрами условий на забое скважины может являться, например, температура, давление, расход, или другие параметры. Измерения проводятся с использованием измерительного устройства, имеющего электрическую связь с электрической схемой. Способ также включает в себя передачу показаний измеренных параметров условий на забое скважины с измерительного устройства в электрическую схему.
Способ также включает в себя следующие этапы:
выпуск забойного носителя в ствол скважины;
передача показаний из электрической схемы в приемопередатчик;
передача показаний из приемопередатчика в забойный носитель;
извлечение забойного носителя из ствола скважины; и
скачивание записанных показаний из забойного носителя для анализа.
Различные средства можно использовать для выпуска забойного носителя. В одном случае выпуск забойного носителя представляет собой выпуск забойного носителя из участка необсаженного забоя ствола скважины вблизи или ниже модуля связи. Данное устройство может включать в себя использование отдельной информационной метки. Таким образом, способ может включать в себя подачу насосом метки с поверхности в ствол скважины, причем, метка передает первый частотный сигнал, обнаружение первого частотного сигнала на приемопередатчике, и в ответ на обнаружение первого частотного сигнала выпуск забойного носителя в ствол скважины.
Альтернативно, выпуск забойного носителя может означать подачу насосом забойного носителя с поверхности в ствол скважин и вниз к модулю связи.
Краткое описание чертежей
Для лучшего понимания настоящего изобретения, к описанию приложены некоторые иллюстрации, схемы и/или блок-схемы последовательности операций способа. Следует отметить, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не считающиеся ограничивающими объем, поскольку изобретения могут иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.
На фиг. 1 показан пример сечения ствола скважины. Ствол скважины пробурен через три различных подземных интервала, каждый интервал находится под пластовым давлением и содержит текучие среды.
На фиг. 2 показано с увеличением сечение заканчивания с необсаженным забоем ствола скважины фиг. 1.
Заканчивание с необсаженной забоем на глубинах трех являющихся примером интервалов показано более подробно.
На фиг. ЗА показано сечение устройства борьбы с пескопроявлением в одном варианте осуществления. Шунтирующие трубы показанные снаружи песчаного фильтра, создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц.
На фиг. ЗВ показано сечение устройства борьбы с пескопроявлением в альтернативном варианте осуществления. Шунтирующие трубы, показанные внутри песчаного фильтра, создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц.
На фиг. 4А показано сечение ствола скважины в соединении с устройством борьбы с пескопроявлением. Транспортные трубы проходят вдоль песчаного фильтра.
На фиг. 4В показано сечение одного из устройств борьбы с пескопроявлением фиг. 4А, по линии 4В-4В фиг. 4А. Транспортные трубы и трубы выполнения набивки показаны снаружи песчаного фильтра.
На фиг. 5А показан в изометрии модуль связи согласно настоящим изобретениям в одном варианте осуществления. Модуль связи имеет предварительно программируемую электрическую схему и устройство связи для передачи или приема команд из скважинной системы передачи информации.
На фиг. 5В показано сечение модуля связи фиг. 5А, по линии 5В-5В. Показаны устанавливаемые, если необходимо, двигатель и связанная с ним линия управления, проходящие вдоль транспортных труб и труб выполнения набивки для подачи гравийной суспензии.
На фиг. 6 показан в изометрии модуль связи, в альтернативном варианте осуществления. Здесь модуль связи использует метки радиочастотной идентификации. Заранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации, и устройство связи является антенной радиочастотной идентификации, осуществляющей связь с меткой радиочастотной идентификации.
На фиг. 7 показана блок-схема последовательности операций способа с этапами, которые можно
- 6 029620
использовать в одном варианте осуществления для заканчивания ствола скважины. Ствол скважины имеет нижний конец, являющийся участком необсаженного забоя. Способ использует модуль связи с альтернативными каналами потока.
На фиг. 8 показана блок-схема последовательности операций способа с этапами, которые можно использовать в одном варианте осуществления для приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины. Ствол скважины имеет нижний конец, образующий участок необсаженного забоя.
На фиг. 9 показана блок-схема последовательности операций способа с этапами мониторинга условий в стволе скважины. Ствол скважин имеет нижний конец, образующий участок необсаженного забоя.
Подробное описание некоторых вариантов осуществления изобретения Определения
При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические или углеводороды с нормальной цепью, и циклические углеводороды или углеводороды с звеннутой цепью, включающие в себя циклические терпены. Примеры материалов, содержащих углеводород, включают в себя любые формы природного газа, нефть, уголь и битум, которые можно использовать в качестве топлива или преобразовывать в топливо.
При использовании в данном документе термин "углеводородные текучие среды" относится к углеводороду или смесям углеводородов, являющихся газами или жидкостями. Например, углеводородные текучие среды могут включать в себя углеводород или смеси углеводородов, являющихся газами или жидкостями в пластовых условиях, в условиях переработки или при окружающих условиях (15°С и давление 1 атм). Углеводородные текучие среды могут включать в себя, например, нефть, природный газ, угольный метан, сланцевую нефть, пиролизное масло нефть, 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 твердых веществ и комбинациям жидкостей и твердых веществ.
При использовании в данном документе, термин "подземный" относится к геологическим слоям, находящимся ниже земной поверхности.
Термин "подземный интервал" относится к пласту или участку пласта, в котором могут находиться пластовые текучие среды. Текучие среды могут, например, являться углеводородными жидкостями, углеводородными газами, текучими средами на водной основе или их комбинациями.
При использовании в данном документе термин "ствол скважины" относится к отверстию, выполненному под землей с помощью бурения и установки труб под землей. Ствол скважины может иметь, по существу, круглое сечение или сечение другой формы. При использовании в данном документе термин "скважина", относящийся к отверстию в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".
Термин "трубчатый элемент" относится к любой трубе, такой как звено обсадной колонны, участок хвостовика или патрубок.
Термин "устройство борьбы с пескопроявлением" означает любой удлиненный трубчатый корпус, обеспечивающий приток текучей среды во внутренний канал или основную трубу и отфильтровывающий песок, мелкодисперсный материал и зернистые обломки породы из окружающего пласта.
Термин "альтернативные каналы потока" означает любую систему манифольдов и/или шунтирующих труб, обеспечивающих сообщение текучей средой через или вокруг скважинного устройства, такого как песчаный фильтр, пакер, или модуль связи для обеспечения обхода устройства, по меньшей мере, частью гравийной суспензии для получения полной набивки гравийного фильтра в кольцевой зоне ниже устройства.
Описание конкретных вариантов осуществления
Изобретения описаны в данном документе для некоторых конкретных вариантов осуществления. Вместе с тем, хотя следующее подробное описание является конкретизированным для частных вариантов осуществления или применения, оно является только иллюстративным и не ограничивает объем изобретений.
Некоторые аспекты изобретений описаны с использованием различных фигур. На некоторых фигурах верх чертежа обращен к поверхности, и низ чертежа к забою скважины. Хотя скважины обычно проходят заканчивание, по существу, в вертикальной ориентации, понятно, что скважины могут также проходить заканчивание, будучи наклонно-направленными и или даже горизонтальными. Когда термины описания "верх и низ" или "верхний" и "нижний" или "ниже" используются со ссылкой на чертежи или в формуле изобретения, они указывают относительное расположение на чертеже или относительно условий формулы изобретения и не обязательно ориентацию в грунте, поскольку настоящее изобретение можно использовать независимо от ориентации ствола скважины.
На фиг. 1 показано сечение примера ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины образует канал 105, проходящий от поверхности 101 в подземное пространство 110. Ствол 100 скважины прошел заканчивание с созданием необсаженного участка 120 забоя в нижнем конце ствола 100 скважины. Ствол 100
- 7 029620
скважины выполнен для коммерческой добычи углеводородов. Эксплуатационная колонна 130 насоснокомпрессорных труб оборудована в канале 105 для подачи текучих сред добычи из необсаженного участка 120 забоя к поверхности 101.
Ствол 100 скважины включает в себя устьевую фонтанную арматуру, показанную схематично позицией 124. Устьевая фонтанная арматура 124 включает в себя задвижку 126 закрытия скважины. Задвижка 126 закрытия скважины регулирует приток текучих сред добычи из ствола 100 скважины. Кроме того, оборудован подземный предохранительный клапан 132 для отсечки текучих сред, поступающих по эксплуатационной колонне 130 насосно-компрессорных труб, в случае разрушения или катастрофического события над подземным предохранительным клапаном 132. Ствол 100 скважины может, если необходимо, иметь насос (не показано) на необсаженном участке 120 забоя или непосредственно над ним для подъема при механизированной добыче текучей среды из необсаженного участка 120 забоя к устьевой фонтанной арматуре 124.
Ствол 100 скважины прошел заканчивание с последовательной установкой труб в подземном пространстве 110. Данные трубы включают в себя первую обсадную колонну 102, часто называемую поверхностной обсадной колонной или направлением. Данные трубы также включают в себя, по меньшей мере, вторую и третью обсадные колонны 104 и 106. Данные обсадные колонны 104, 106 являются промежуточными обсадными колоннами, создающими крепление стенок ствола 100 скважины. Промежуточные обсадные колонны 104, 106 могут подвешиваться на поверхности, или они могут подвешиваться на предыдущей расположенной выше обсадной колонне с использованием расширяющегося хвостовика или подвески хвостовика. Понятно, что трубная колонна, не доходящая до поверхности, обычно именуется "хвостовиком".
В примере устройства ствола скважины фиг. 1 промежуточная обсадная колонна 104 подвешена на поверхности 101, а обсадная колонна 106 подвешена на нижнем конце обсадной колонны 104. Нижняя обсадная колонна 106 заканчивается позицией 134. Дополнительные промежуточные обсадные колонны (не показано) также могут использоваться. Настоящие изобретения не ограничены используемым типом архитектуры обсадной колонны.
Каждая обсадная колонна 102, 104, 106 крепится по месту цементом 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. Понятно, что некоторые промежуточные обсадные колонны могут полностью не цементироваться.
Кольцевое пространство 204 образуется между эксплуатационной колонной 130 насоснокомпрессорных труб и окружающей обсадной колонной 106. Пакер 206 изолирует кольцевое пространство 204 вблизи нижнего конца "Ь" обсадной колонны 106.
Во многих стволах скважин конечная обсадная колонна, называемая эксплуатационной обсадной колонной, цементируется по месту на глубине, где располагаются подземные интервалы добычи. Например, эксплуатационный хвостовик (не показано) может подвешиваться на нижнем конце 134 промежуточной обсадной колонны 106. Эксплуатационный хвостовик должен проходить вниз, по существу, до нижнего конца 136 (не показано на фиг. 1, но показано на фиг. 2) необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины. Вместе с тем, показанный ствол 100 скважины прошел заканчивание, как ствол скважины с необсаженным забоем. Соответственно, ствол 100 скважины не включает в себя конечную обсадную колонну на необсаженном участке 120 забоя.
В примере ствола 100 скважины необсаженный участок 120 забоя пересекает три различных подземных интервала. Интервалы указаны, как верхний интервал 112, промежуточный интервал 114 и нижний интервал 116. Верхний интервал 112 и нижний интервал 116 могут, например, содержать ценные нефтеносные отложения, подлежащие добыче, а промежуточный интервал 114 может содержать в основном воду или другие текучие среды на водной основе в своем поровом объеме. Это может получаться вследствие присутствия зон природной воды, тонких прослоек высокой проницаемости, естественных трещин, соединенных с водоносным пластом или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В данном примере имеется вероятность поступления воды в ствол 100 скважины. Кроме того, нежелательные конденсирующиеся текучие среды, такие как газообразный сероводород или нефтяные газы, содержащие сероводород могут поступать в ствол 100 скважины.
Альтернативно, верхний и промежуточный интервалы 112 и 114 могут содержать углеводородные текучие среды, подлежащие добыче, переработке и продаже, а нижний интервал 116 может содержать нефть вместе с увеличивающимся количеством воды. Увеличение может происходить вследствие образования конуса обводнения в скважине, т.е. подъема вблизи скважины углеводородно-водного контакта. В данном примере также имеется вероятность поступления воды в ствол 100 скважины.
Также альтернативно, верхний и нижний интервалы 112, 116 могут являться продуктивными для добычи углеводородных текучих сред из песчаника или другой породы проницаемой матрицы, а промежуточный интервал 114 может представлять собой непроницаемый сланец или иначе, являться, по существу, непроницаемым для текучих сред.
В любом из данных случаев оператору необходимо изолировать выбранные зоны или интервалы. В первом примере оператору необходимо изолировать промежуточный интервал 114 от эксплуатационной
- 8 029620
колонны 130 и от верхнего и нижнего интервалов 112, 116 так, чтобы в основном углеводородные текучие среды можно было получать через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. Во втором примере оператору необходимо изолировать нижний интервал 116 от эксплуатационной колонны 130 и верхнего и промежуточного интервалов 112, 114 так, чтобы в основном углеводородные текучие среды можно было получать через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. В третьем примере оператору необходимо изолировать верхний интервал 112 от нижнего интервала 116, но нет необходимости изолировать промежуточный интервал 114. Необходимые решения в контексте заканчивания с необсаженной забоем приведены в данном документе, и описаны более подробно ниже и показаны на соответствующих прилагаемых чертежах.
При добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, имеющего заканчивание с необсаженной забоем, необходимо не только изолировать выбранные интервалы, но также ограничивать поступление частиц песка и других мелкодисперсных частиц. Для предотвращения миграции пластовых частиц в эксплуатационную колонну 130 во время эксплуатации устройства 200 борьбы с пескопроявлением спущены в ствол 100 скважины. Это описано более подробно ниже и показано на фиг. 2 и 4А, 4В.
На фиг. 2 показано с увеличением сечение необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины фиг. 1.
Необсаженный участок 120 забоя и три интервала 112, 114, 116 показаны более четко. Верхняя компоновка 210' и нижняя компоновка 210" пакеров также показаны более четко вблизи верхней и нижней границы промежуточного интервала 114 соответственно. Наконец, показаны устройства 200 борьбы с пескопроявлением вдоль каждого из интервалов 112, 114, 116.
Устройства 200 борьбы с пескопроявлением содержат удлиненный трубчатый корпус, называемый основной трубой 205. Основная труба 205 обычно собирается из множества трубных звеньев. Основная труба 205 (или каждое трубное звено в составе основной трубы 205) обычно имеет небольшие перфорации или щели для обеспечения притока текучих сред добычи.
Устройства 200 борьбы с пескопроявлением также содержат фильтрующий материал 207. Фильтрующий материал обычно образован металлическим материалом, намотанным или иначе размещенным радиально вокруг основных труб 205. Фильтрующий материал 207 предпочтительно является комбинацией проволочных сетчатых фильтров или фильтров из проволочной намотки, установленных вокруг основной трубы 205. Сетки или сетчатые фильтры служат фильтрами 207, предотвращающими поступление песка или других частиц в щелевую (или перфорированную) трубу 205 и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.
В дополнение к устройствам 200 борьбы с пескопроявлением ствол 100 скважины включает в себя одну или несколько компоновок 210 пакеров. В примере устройства фиг. 1 и 2 ствол 100 скважины имеет верхнюю компоновку 210' пакера и нижнюю компоновку 210" пакера. Вместе с тем, дополнительные компоновки 210 пакеров или одну компоновку 210 пакера можно использовать. Компоновки 210', 210" пакеров индивидуально выполнены с возможностью герметизации кольцевого пространства (см. позицию 202 фиг. 2) между различными устройствами 200 борьбы с пескопроявлением и окружающей стенкой 201 необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины.
Что касается самих компоновок пакера, каждая компоновка 210', 210" пакера содержит по меньшей мере два пакера. Это верхний пакер 212 и нижний пакер 214. Каждый пакер 212, 214 имеет расширяющийся участок или элемент, изготовленный из эластомерного или термопластичного материала, способного создавать, по меньшей мере, временную изоляцию текучей среды при уплотнении к окружающей стенке 201 ствола скважины.
Понятно, что компоновки 210', 210" пакеров являются только иллюстративными; оператор может выбрать использование только одного пакера. В любом случае, предпочтительна способность пакера выдерживать давления и нагрузки, связанные с процессом выполнения набивки гравийного фильтра. Обычно, такие давления составляют от около 2000 фунт/дюйм2 (13,8 МПа) до около 3000 фунт/дюйм2 (20,7 МПа).
Верхний и нижний пакеры 212, 214 устанавливаются незадолго до выполнения набивки гравийного фильтра. Пакеры 212, 214 предпочтительно устанавливаются с помощью механического срезания срезного штифта и скольжения высвобождающей втулки вдоль внутреннего шпинделя. Перемещение вверх толкателя (не показано) обеспечивает последовательное активирование пакеров 212, 214. Нижний пакер 214 активируется первым, следующим активируется верхний пакер 212, когда толкатель вытягивается вверх через соответствующие внутренние шпиндели.
Промежуточный набухающий элемент 216 пакера может также, если необходимо, оборудоваться в компоновках 210', 210" пакеров. Набухающий элемент 216 пакера содействует долгосрочному уплотнению. Набухающий элемент 216 пакера может быть связан с наружной поверхностью шпинделя 211. Расширение набухающего элемента 216 пакера обеспечивается во время контакта с углеводородными текучими средами, пластовой водой или любым химреагентом, который можно использовать в качестве текучей среды приведения в действие. При расширении элемента 216 пакера, он образует непроницаемое для текучей среды уплотнение с окружающей зоной, например, интервалом 114. В одном аспекте поверхность уплотнения набухающего элемента 216 пакера составляет от около 5 футов (1,5 м) до около 50
- 9 029620
футов (15,2 м) в длину; и более предпочтительно от около 3 футов (0,9 м) до около 40 футов (12,2 м) в длину.
Использование пакера (или если необходимо, компоновки из нескольких пакеров) в заканчивании с установкой гравийного фильтра помогает в контроле и управлении текучими средами, добываемыми из различных зон. В этом отношении пакер позволяет оператору изолировать интервал либо от добычи или от нагнетания, в зависимости от функции скважины.
Пакеры должны включать в себя альтернативные каналы потока для перепуска гравийной суспензии во время установки гравийного фильтра. Кроме того, устройства 200 борьбы с пескопроявлением должны иметь альтернативные каналы потока. На фиг. ЗА и 3В показаны сечения песчаных фильтров с альтернативными каналами потока в различных вариантах осуществления.
На фиг. ЗА показано сечение устройства 200А борьбы с пескопроявлением, в одном варианте осуществления. На фиг. ЗА, показана щелевая (или перфорированная) основная труба 205. Данная позиция соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105 для приема текучих сред добычи во время эксплуатации показан в основной трубе 205.
Наружная сетка 220 установлена вокруг щелевой или перфорированной основной трубы 205 непосредственно на ней. Наружная сетка 220 предпочтительно представляет собой проволочную сетку или проволоку, намотанную по спирали вокруг основной трубы 205, и служит в качестве сетчатого фильтра. Кроме того, шунтирующие трубы 225 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг наружной сетки 220. Данное означает, что в устройстве 200А борьбы с пескопроявлением принят наружный вариант размещения шунтирующих труб 225. Шунтирующие трубы служат альтернативными каналами потока для подачи гравийной суспензии в обход любой изоляции кольцевой зоны или преждевременно образовавшихся песчаных перемычек, которые могут преждевременно образовываться.
Конфигурацию устройства 200А борьбы с пескопроявлением можно модифицировать. Для этого шунтирующие трубы 225 можно перемещать внутри сетчатого фильтра 220.
На фиг. ЗВ показано сечение устройства 200В борьбы с пескопроявлением в альтернативном варианте осуществления. На фиг. ЗВ также показана щелевая (или перфорированная) основная труба 205. Данная позиция соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105 для приема текучих сред добычи во время эксплуатации показан в основной трубе 205.
Шунтирующие трубы 225 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг основной трубы 205. Шунтирующие трубы 225 размещаются вокруг основной трубы 2З0 непосредственно на ней и окружены сетчатым фильтром 220. Это означает, что в устройстве 200В борьбы с пескопроявлением принят внутренний вариант размещения шунтирующих труб 225.
Кольцевое пространство 215 создается между основной трубой 205 и окружающей наружной сеткой или сетчатым фильтром 220. Кольцевое пространство 215 вмещает приток текучих сред добычи в стволе скважины. Наружная сетка 220 поддерживается множеством радиально выступающих опорных ребер 222. Ребра 222 проходят через кольцевое пространство 215.
На фиг. 4А представлено продольное сечение ствола 400 скважины. Ствол 400 скважины в общем соответствует стволу 100 скважины. На фиг. 4А показан в основном нижний участок ствола 400 скважины, в которой выполнено заканчивание с необсаженным забоем. Участок необсаженного забоя проходит вниз к нижнему концу 1З6.
Устройства 200 борьбы с пескопроявлением установлены вдоль нижней части 120 ствола 400 скважины. Устройства 200 борьбы с пескопроявлением соединены вместе. Кроме того, один пакер 450 оборудован по длине устройства 200 борьбы с пескопроявлением. Пакер 450 прижат к окружающей стенке 201 ствола скважины.
На фиг. 4В показано сечение одного устройства 200 борьбы с пескопроявлением фиг. 4А по линии 4В-4В. Здесь показана щелевая или перфорированная основная труба 205 для устройства 200 борьбы с пескопроявлением. Основная труба 205 образует центральный канал 105, через который могут проходить текучие среды добычи. Песчаный фильтр 220 размещен вокруг основной трубы 250 непосредственно на ней. Песчаный фильтр 220 может включать в себя многочисленные проволочные сегменты, сетчатый фильтр, проволочную намотку, или другой фильтрующий материал для предотвращения прохода частиц заданного размера.
В стволе скважин 400 еще не уложен гравийный фильтр. Для транспортировки гравийной суспензии при укладке гравийного фильтра, оборудованы шунтирующие трубы 425 вдоль каждого из песчаных фильтров 220. В данном варианте осуществления шунтирующие трубы 425 представлены комбинацией транспортных труб 425а и труб 425Ь выполнения набивки. Транспортные трубы 425а транспортируют суспензию вниз в кольцевом пространстве между песчаными фильтрами 220 и стенкой 201 ствола скважины, а трубы 425Ь выполнения набивки служат в качестве артерий подачи суспензии в кольцевое пространство для выполнения набивки гравийного фильтра.
Понятно, что модуль связи и способы его применения, описанные в данном документе, не ограничиваются конкретным конструктивным исполнением и устройством песчаных фильтров 200 и шунтирующих труб 425, если это конкретно не указано в формуле изобретения. Дополнительная информация, касающаяся использования наружных шунтирующих труб, находится в патентах И8 № 4945991 и
- 10 029620
5113935. Дополнительная информация по внутренним шунтирующим трубам находится в патентах И8 № 5515915 и 6227303.
Управление скважинным оборудованием традиционно осуществляют с помощью механических манипуляций с использованием рабочей колонны. Альтернативно, скважинное оборудование приводится в действие с помощью приложения гидравлического давления, или через гидравлическую или электрическую линию управления, проходящую с поверхности. Вместе с тем, использование данных традиционных средств вызывает затруднение, когда гравийный фильтр находится на месте. Поэтому, необходимо иметь автономный инструмент, располагающийся вдоль участка необсаженного забоя или на другом интервале заканчивания ствола скважины, который может активировать скважинное оборудование. Дополнительно, необходимо использовать модуль связи в стволе скважины, который имеет альтернативные каналы потока для установки гравийного фильтра и который может активировать скважинное оборудование, не требующий линий управления и кабелей, проходящих от поверхности вниз к песчаным фильтрам.
На фиг. 5А показан в изометрии модуль 500 связи согласно настоящим изобретениям в одном варианте осуществления. Модуль 500 связи имеет внутренний шпиндель 510. Внутренний шпиндель 510 образует канал 505 внутри. Текучие среды добычи проходят через канал 505 по пути к поверхности 101.
Внутренний шпиндель 510 имеет внутренний диаметр. Внутренний диаметр выполнен, в общем, совпадающим с внутренним диаметром щелевой или перфорированной основной трубы песчаного фильтра, такой как у песчаных фильтров 200. Внутренний шпиндель 510 модуля 500 связи соединяется резьбой со звеном основной трубы песчаного фильтра 200. В данном способе сообщение текучей средой создается между внутренним шпинделем 510 и основной трубой.
Модуль 500 связи также имеет наружный кожух 520. Наружный кожух 520 предпочтительно изготовлен из металлического экранирующего материала. Экранирующий материал не функционирует как фильтрующий материал, но просто защищает компоненты, соединенные с модулем 500 связи.
Наружный кожух 520 образует внутренний канал 515. В примере устройства фиг. 5А канал 515 наружного кожуха 520 является не соосным с каналом 505 внутреннего шпинделя 510. Таким путем, могут размещаться альтернативные каналы потока. На фиг. 5А, две транспортных трубы 525а показаны в качестве альтернативных каналов потока.
На фиг. 5В показано сечение модуля 500 связи фиг. 5А по линии 5В-5В на фиг. 5А. В сечении показаны две транспортные трубы 525а. Кроме того, показаны две трубы 525Ь выполнения набивки. Трубы 525Ь выполнения набивки принимают суспензию из транспортных труб 525а во время выполнения набивки гравийного фильтра, и затем подают суспензию в кольцевое пространство в стволе скважины через множество отверстий вдоль трубы 525Ь выполнения набивки.
При соединении модуля 500 связи с устройством 200 борьбы с пескопроявлением, транспортные трубы должны выставляться по одной линии. Таким образом, транспортные трубы 525а фиг. 5А должны соединяться с транспортными трубами 425а фиг. 4А для подачи суспензии. Естественно понятно, что другие устройства альтернативных каналов потока могут использоваться. В данном случае, альтернативные каналы потока могут располагаться либо с применением наружного шунтирования (показано на фиг. 3А) или с применением внутреннего шунтирования (показано на фиг. 3В).
Модуль 500 связи также имеет линию 530 связи. В устройстве фиг. 5А и 5В линия 530 связи проходит вдоль и в канале 505 внутреннего шпинделя 510. Вместе с тем, линия 530 связи может, если необходимо, располагаться снаружи внутреннего шпинделя 510.
Линия 530 связи может нести рабочую гидравлическую жидкость, такую как вода или легкая нефть. В таком случае линия 530 связи служит в качестве гидравлической линии управления. Альтернативно, линия 530 связи может иметь одну или несколько электропроводных линий, или оптоволоконных кабелей. В таких случаях линию 530 связи можно считать электрической линией управления. В любом из вариантов осуществления линия 530 связи работает для приведения в действие скважинного инструмента (не показано на фиг. 5А) либо подавая текучую среду или электрический сигнал в качестве команды.
Скважинный инструмент может являться, например, пакером. Альтернативно, скважинный инструмент может являться муфтой переключения, скользящей вдоль шпинделя или эксплуатационной насосно-компрессорной трубы. Также альтернативно, скважинный инструмент может являться клапаном или другим регулирующим приток устройством.
Для подачи текучей среды или передачи сигнала на скважинный инструмент модуль 500 связи включает в себя заранее программируемую электрическую схему. Такая схема упрощенно показана позицией 540 на фиг. 5А и 5В. Заранее программируемая электрическая схема 540 может быть выполнена с возможностью передачи сигнала, приводящего в действие гидравлический двигатель в ответ на прием сигнала приведения в действие. Пример гидравлического двигателя показан позицией 550. Альтернативно, заранее программируемая электрическая схема 540 может быть выполнена с возможностью передачи электрического сигнала (включающего в себя, например, световой сигнал волоконной оптики) в ответ на прием сигнала приведения в действие. В одном аспекте заранее программируемая электрическая схема 540 дополнительно программируется для передачи сигнала по истечении заданного периода времени, или в ответ на обнаружение некоторых параметров таких условий, как температура, давление, или на- 11 029620
пряжение.
Модуль 500 связи также включает в себя приемопередатчик. Пример приемопередатчика показан позицией 560. Показанный приемопередатчик 560 является системой приема и передачи данных, т.е., устройство 560 включает в себя как передатчик, так и приемник, использующие общую электронную схему и кожух. Приемопередатчик принимает сигнал, передаваемый с помощью забойного носителя 565, и затем передает свой собственный сигнал в предварительно запрограммированную электрическую схему 540.
Забойный носитель 565 выполнен с возможностью передачи сигнала в приемопередатчик 560. Таким образом, в назначенное время, оператор может сбрасывать забойный носитель 565 в ствол скважины, и затем подавать его насосом на забой. Забойный носитель 565 показан на фиг. 5А, перемещающимся во внутреннюю шпиндель 510 в направлении, указанном стрелкой "С". Забойный носитель 565 должен в конечном итоге проходить через канал 505 модуля 500 связи. Здесь модуль 500 связи должен беспроводным способом обнаруживаться приемопередатчиком 560. Приемопередатчик 560, в свою очередь, должен передавать по проводам или беспроводной линии сигнал в предварительно программируемую электрическую схему 540.
Приемопередатчик 560 может настраиваться на передачу различных сигналов в ответ на сигналы, принимаемые им из забойных носителей 565, имеющих различные частоты. Таким образом, например, если оператору необходимо сдвинуть муфту, он может сбросить первый забойный носитель 565, передающий сигнал на первой частоте, что заставляет приемопередатчик 560 передать первый сигнал в заранее программируемую электрическую схему 540 на своей собственной первой частоте, который затем приводит в действие муфту с помощью надлежащей гидравлической или электрической команды. Позже, оператору может потребоваться повторное управление муфтой или установкой кольцевого пакера. Оператор тогда сбрасывает второй забойный носитель 565 передающий сигнал на второй частоте, что заставляет приемопередатчик 560 передать второй сигнал в заранее программируемую электрическую схему 540 на своей собственной второй частоте, который затем приводит в действие пакер или муфту с помощью надлежащей гидравлической или электрической команды.
В одном предпочтительном варианте осуществления модуль связи работает по технологии радиочастотной идентификации, или КРГО. На фиг. 6 показан в изометрии модуль 600 связи, в альтернативном варианте осуществления, где модуль 600 связи использует компоненты радиочастотной идентификации.
Модуль 600 связи фиг. 6 включает в себя внутреннюю шпиндель 610. Внутренний шпиндель 610 образует канал 605. Текучие среды добычи проходят через канал 605 на пути к поверхности 101.
Внутренний шпиндель 610 имеет внутренний диаметр. Внутренний диаметр, в общем, совпадает с внутренним диаметром основной трубы 205 песчаного фильтра, такого как любой из песчаных фильтров 200. Внутренний шпиндель 610 модуля 600 связи соединяется резьбой со звеном основной трубы песчаного фильтра 200. Таким способом, создается сообщение текучей средой между внутренним шпинделем 610 и основной трубой (такой как перфорированная основная труба 205, показанная на фиг. 2 и фиг. 4В).
Модуль 600 связи также имеет наружный кожух 620. Наружный кожух 620 предпочтительно изготовлен из металлического экранирующего материала. Экранирующий материал не функционирует как фильтрующий материал, но просто защищает компоненты в модуле 600 связи.
Наружный кожух 620 образует внутренний канал 615. Канал 615 наружного кожуха 620 является, по существу, соосным с каналом 605 внутреннего шпинделя 610. Таким путем можно получить место размещения наружных альтернативных каналов потока. Как показано на фиг. 6А, две транспортные трубы 618 являются альтернативными каналами потока.
Модуль 600 связи также имеет линию 630 связи. В примере устройства фиг. 6 линия 630 связи проходит вдоль и в канале 615 наружного кожуха 620. Таким образом, линия 630 связи располагается снаружи внутреннего шпинделя 610. Понятно, что линия 630 связи может, если необходимо, располагаться внутри внутреннего шпинделя 610.
Линия 630 связи функционирует аналогично линии 530 связи фиг. 5А и 5В. При этом линия 630 связи может нести гидравлическую рабочую жидкость, такую как вода или легкая нефть. В таком случае, линия 630 связи служит гидравлической линией управления. Альтернативно, линия 630 связи может иметь одну или несколько электропроводных линий, или оптоволоконных кабелей. В таком случае, линия 630 связи может считаться электрической линией управления. В любом из вариантов осуществления линия 630 связи передает сигнал приведения в действие на скважинный инструмент либо при помощи подачи текучей среды под давлением или при помощи передачи электрического командного сигнала.
Для подачи текучей среды или передачи сигнала в скважинный инструмент, модуль 600 связи включает в себя схему радиочастотной идентификации. Такая электронная схема упрощенно показана позицией 640. Схема 640 радиочастотной идентификации может быть выполнена с возможностью передачи сигнала, приводящего в действие гидравлический двигатель в ответ на прием сигнала приведения в действие. Это обуславливает работу двигателя для подачи насосом текучей среды через линию 630 управления под давлением. Альтернативно, схема 640 радиочастотной идентификации может быть выполнена с возможностью передачи электрического сигнала (включающего в себя, например, световой сигнал, передаваемый по волоконной оптике) в ответ на прием сигнала приведения в действие.
- 12 029620
Модуль 600 связи также включает в себя приемопередатчик. В данном варианте осуществления приемопередатчиком является радиочастотная антенна. Пример радиочастотной антенны показан позицией 660. Показанная в качестве примера антенна 660 намотана спиралью вокруг основной трубы 610 или внутри нее. Основная труба 610 изготовлена из неметаллического материала, такого как керамика или пластик для размещения металлической катушки. Радиочастотная антенна 660 принимает сигнал, передаваемый забойным носителем 665, и затем передает свой собственный сигнал в заранее программируемую схему 640 радиочастотной идентификации.
В варианте осуществления с радиочастотной идентификацией фиг. 6 забойный носитель 665 является меткой радиочастотной идентификации. Метка 665 радиочастотной идентификации выполнена с возможностью передачи сигнала на радиочастотную антенну 660. В общем, метка 665 радиочастотной идентификации состоит из интегрированной схемы, запоминающей, обрабатывающей и передающей радиочастотный сигнал на принимающую антенну 660.
В назначенное время оператор может сбрасывать метку 665 радиочастотной идентификации в ствол скважины и затем с помощью насоса или иным способом обеспечивать ее перемещение с поверхности на забой. Метка 665 показана на фиг. 6, перемещающейся во внутренний шпиндель 610 в направлении, указанном стрелкой "С". Метка 665 должна в конечном итоге пройти через канал 605 модуля 600 связи. В нем метка 665 радиочастотной идентификации должна обнаруживаться беспроводным способом с помощью радиочастотной антенны 660. Радиочастотная антенна 660, в свою очередь, должна передавать по проводной или беспроводной линии связи сигнал в заранее программируемую схему 640 радиочастотной идентификации.
Модуль 600 связи (или модуль радиочастотной идентификации) может иметь другие компоненты. Например, модуль 600 может включать в себя гидравлический двигатель 550 фиг. 5А.
Модуль 600 может также включать в себя устройства измерения параметров условий на забое скважины, такие как манометры, термометры, тензометры, расходомеры, проходные радиоизотопные анализаторы и детекторы песка. Схема 640 радиочастотной идентификации может приводить в действие скважинное устройство, такое как скользящая муфта переключения, или пакер, или клапан в ответ на показания таких измерительных устройств.
Модуль 600 связи должен также иметь батарею (не показано). Батарея обеспечивает электропитание схемы радиочастотной идентификации. Батарея может также обеспечивать электропитание измерительного оборудования и любого гидравлического двигателя.
Также констатируем, что поток информации можно реверсировать. При этом информация, полученная измерительным оборудованием и переданная в схему 640 радиочастотной идентификации, может передаваться на радиочастотную антенну 660, и затем передаваться на метку 665 радиочастотной идентификации. Метка 665 затем подается насосом назад на поверхность 101 и извлекается. Информация, которую метка 665 приняла и несет, скачивается и анализируется.
В еще одном варианте осуществления приемопередатчик, используемый в модуле связи, является акустическим приемопередатчиком. В данном устройстве приемопередатчик может принимать акустические сигналы и при обнаружении заданной акустической частоты передавать электрический сигнал.
На основе скважинных инструментов, описанных выше, могут быть созданы имеющие патентную новизну способы заканчивания стволов скважин с необсаженным забоем (или других) стволов скважин, описанные в данном документе. Способы могут использовать описанный выше модуль связи в различных вариантах осуществления для заканчивания ствола скважины (способ 700), для приведения в действие скважинного инструмента (способ 800) или для мониторинга условий в стволе скважины (способ 800) (все описаны ниже), или во всех трех.
На фиг. 7 представлен способ 700 заканчивания ствола скважины. Ствол скважины имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания может являться либо обсаженным участком, либо необсаженным участком забоя скважины.
Способ 700 вначале включает в себя соединение модуля связи с трубным звеном. Это показано в блоке 710. Модуль связи может соответствовать любому из модулей связи, описанных выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью обеспечения части гравийной суспензии обхода модуля связи во время процедуры выполнения набивки гравийного фильтра.
Модуль должен также иметь линию управления. Линия управления выполнена с возможностью размещаться полностью на участке необсаженного забоя ствола скважины. Линия управления передает командный сигнал приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины.
Способ 700 должен также включать в себя спуск модуля связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины. Это показано в блоке 720. Трубное звено может представлять собой звено устройства борьбы с пескопроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь песчаный фильтр и альтернативные каналы потока. Альтернативно, трубное звено может представлять собой пакер, который может устанавливаться в интервале заканчивания перед началом набивки гравийного фильтра. Такой пакер должен также иметь альтернативные каналы потока, обеспечивающие возможность выполнения набивки гравия в кольцевом пространстве ниже пакера.
- 13 029620
Способ 700 также включает в себя установку модуля связи и трубного звена на участке добычи ствола скважины. Это показано в блоке 730. Участок добычи может являться участком необсаженного забоя, или перфорированным участком обсаженного ствола скважины. На следующем этапе, способ включает в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между модулем связи и окружающим стволом скважины. Это показано в блоке 740. Гравийная суспензия также проходит через по меньшей мере один альтернативный канал потока для обеспечения обхода частью гравийной суспензии модуля связи. Таким путем осуществляется гравийная набивка интервала ниже модуля связи.
Предпочтительно выполняется заканчивание ствола скважины для добычи углеводородных текучих сред. Способ 700 дополнительно включает в себя получение текучих сред добычи из интервала заканчивания. Этап эксплуатации показан в блоке 750. В одном аспекте интервал заканчивания может являться по меньшей мере одним подземным интервалом участка необсаженного забоя в стволе скважины.
В одном варианте осуществления линия управления содержит электрическую линию. В данном случае способ 700 может дополнительно содержать передачу сигнала команды из электрической схемы через электрическую линию для приведения в действие скважинного инструмента. Это показано в блоке 760. Скважинный инструмент может являться, например, скользящей муфтой переключения, клапаном или пакером.
Способ 700 работает с применением забойного носителя. Забойный носитель по существу, является информационной меткой, которая подается насосом, сбрасывается или иначе выпускается в ствол скважины. Информация может проходить из забойного носителя в приемопередатчик, или из приемопередатчика в забойный носитель. В первом аспекте приемопередатчик программируется для следующего: (I) приема сигнала от забойного носителя и, (II) в ответ на принятый сигнал, передачи отдельного управляющего сигнал в запрограммированную электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента. Во втором аспекте приемопередатчик принимает информацию из электрической схемы и передает ее на забойный носитель. В любом случае, происходит полезный обмен информацией в стволе скважины во время скважинных работ, не требующий использования электролинии или рабочей колонны.
Способ 700 также, если необходимо, включает в себя установку пакера на участке добычи ствола скважины. Это показано в блоке 770. Пакер имеет герметизирующий элемент для создания уплотнения в кольцевом пространстве между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим пластом. Это обеспечивает изоляцию выбранного интервала. Пакер предпочтительно устанавливают перед этапом закачки гравийной суспензии, это показано в блоке 740.
Модуль связи может также включать в себя измерительное устройство. Измерительное устройство может являться, например, манометром, расходомером, термометром, тензометром, детектором песка или проходным радиоизотопным анализатором. Измерительное устройство имеет электрическую связь с электрической схемой. В данном случае способ 700 дополнительно включает в себя запись показаний измерительного устройства в электрической схеме. Это показано в блоке 780.
Электрическая схема может передавать сигнал из электрической схемы в линию управления для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на выбранные показания измерительного устройства. Это показано в блоке 790А. Альтернативно, электрическая схема может передавать свой сигнал на приемопередатчик, который, в свою очередь, передает радиосигнал, содержащий записанные показания на забойный носитель. Это показано в блоке 790В.
Более подробно, действия по ходу этапа блока 790В являются следующими: запись показаний измерительного устройства в электрической схеме;
передача сигнала из электрической схемы в приемопередатчик, передающий записанные показания; прием сигнала с записанными показаниями из электрической схемы в приемопередатчик; беспроводная передача записанных показаний из приемопередатчика в забойный носитель; и подача забойного носителя на поверхность для анализа данных.
Отдельный способ приведения в действие скважинного инструмента также представлен в данном документе. На фиг. 8 в блок-схеме последовательности операций способа показаны этапы способа 800 приведения в действие скважинного инструмента в стволе скважины в одном варианте осуществления. Ствол скважины также имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания является предпочтительно участком необсаженного забоя.
В одном варианте осуществления способ 800 включает в себя спуск модуля связи и соединенного с ним трубного звена в ствол скважины. Это показано в блоке 810. Модуль связи может соответствовать модулю связи, описанному выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью обеспечения части гравийной суспензии обхода модуля связи во время процедуры выполнения набивки гравийного фильтра. Модуль должен также иметь линию управления, выполненную с возможностью размещения полностью в участке необсаженного забоя ствола скважины. Линия управления передает сигнал команды приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины.
Способ 800 также включает в себя установку модуля связи и трубного звена на участке необсаженного забоя ствола скважины. Предпочтительно трубное звено является частью устройства борьбы с пес- 14 029620
копроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь фильтрующий сетчатый фильтр, и должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока. Способ 800 должен также дополнительно включать в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим участком необсаженного забоя ствола скважины. Эго показано в блоке 830. Устройство борьбы с пескопроявлением должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока для обеспечения по меньшей мере, части гравийной суспензии, обхода звена устройства борьбы с пескопроявлением во время набивки гравийного фильтра.
После установки в нужное место модуля связи и трубного звена, способ 800 включает в себя выпуск первого забойного носителя в ствол скважины. Это показано в блоке 840. Забойный носитель, по существу, является информационной меткой, которая подается насосом, сбрасывается или иначе выпускается в ствол скважины. В данном устройстве забойный носитель передает первый частотный сигнал. Таким образом, информация проходит из забойного носителя в приемопередатчик в стволе скважины. Это может происходить во время работ в стволе скважины, не требуя электролинии или рабочей колонны, проходящей с поверхности.
Способ 800 также включает в себя обнаружение первого частотного сигнала на приемопередатчике. Это показано в блоке 850. В ответ на первый частотный сигнал первый управляющий сигнал передается с приемопередатчика в электрическую схему. Это показано в блоке 860.
Способ 800 дополнительно включает в себя передачу первого сигнала команды из электрической схемы. Это выполняется в ответ на первый управляющий сигнал, и для приведения в действие скважинного инструмента. Этап передачи сигнала команды показан в блоке 870. Приведение в действие скважинного инструмента может содержать, например, следующее: (I) перемещение скользящей муфты переключения для прекращения добычи из выбранного интервала на участке необсаженного забоя; (II) перемещение скользящей муфты переключения для открытия добычи из выбранного интервала на участке необсаженного забоя; (III) или установку пакера. Пакер предпочтительно устанавливается перед этапом закачки гравийной суспензии, показанным в блоке 830.
Предпочтительно модуль связи использует технологию радиочастотной идентификации. В таком варианте осуществления заранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации. Дополнительно, забойный носитель является меткой радиочастотной идентификации, передающей радиочастотный сигнал, а приемопередатчик является радиочастотной антенной.
Альтернативно, модуль связи использует акустическую технологию. В таком случае забойный носителя содержит генератор акустической частоты. Приемопередатчик содержит акустическую антенну, принимающую акустические сигналы из забойного носителя, и в ответ передает электрический сигнал в заранее программируемую электрическую схему.
В одном варианте осуществления в способе 800 может использоваться второй забойный носитель. В данном случае способ 800 включает в себя выпуск второго забойного носителя в ствол скважины. Это показано в блоке 880. Второй забойный носитель передает второй частотный сигнал. Второй частотный сигнал обнаруживается на приемопередатчике. В ответ на второй частотный сигнал второй управляющий сигнал передается из приемопередатчика в электрическую схему. Затем, в ответ на второй управляющий сигнал, второй командный сигнал передается из электрической схемы для приведения в действие скважинного инструмента. Данные дополнительные этапы показаны все вместе в блоке 890.
Применительно к способу 800, предпочтительно, если трубное звено, соединяющееся с внутренней шпинделем, является звеном устройства борьбы с пескопроявлением. Данное звено должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока. Способ 800 может дополнительно включать в себя закачку гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим стволом скважины. Во время процесса закачки часть гравийной суспензии проходит через по меньшей мере один альтернативный канал потока для обеспечения обхода части гравийной суспензии звена устройства борьбы с пескопроявлением. Таким путем осуществляется гравийная набивка интервала ниже модуля связи.
Настоящим изобретением, наконец, создан способ мониторинга условий в стволе скважины. Ствол скважины также имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания. Интервал заканчивания является предпочтительно участком необсаженного забоя. Мониторинг проводится во время добычи углеводородов после завершения выполнения набивки гравийного фильтра.
На фиг. 9 представлена блок-схема последовательности операций способа, показывающая этапы способа 900 мониторинга условий в стволе скважины. В одном варианте осуществления способ 900 включает в себя спуск модуля связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины. Это показано в блоке 905. Модуль связи может соответствовать модулю связи, описанному выше. Модуль должен, по меньшей мере, включать в себя альтернативные каналы потока, выполненные с возможностью обеспечивать обход части гравийной суспензии модуля связи во время процедуры выполнения набивки гравийного фильтра. Модуль должен также иметь линию управления, выполненную с возможностью размещения полностью на участке необсаженного забоя (или другом интервале заканчивания) ствола скважины. По линии управления передается командный сигнал приведения в действие на скважинный инструмент в стволе скважины. Дополнительно, модуль должен иметь внутренний шпиндель, образующий канал, че- 15 029620
рез который могут проходить текучие среды добычи.
Для поддержки способа 900 мониторинга модуль связи должен также иметь измерительное устройство. Измерительное устройство может измерять температуру, давление, расход или другие параметры текучей среды или пластовых условий. Измерительное устройство электрически связывается с программируемой электрической схемой. Электрическая схема может записывать показания, снимаемые измерительным устройством.
Способ 900 также включает в себя установку модуля связи и трубного звена на участке добычи ствола скважины. Это показано в блоке 910. Предпочтительно трубное звено является частью устройства борьбы с пескопроявлением. Устройство борьбы с пескопроявлением должно иметь фильтрующий сетчатый фильтр и должно также иметь по меньшей мере один альтернативный канал потока. Способ 900 должен также дополнительно включать в себя установку гравийного фильтра вдоль значительной части участка добычи ствола скважины. Это показано в блоке 915.
Способ 900 также включает в себя добычу углеводородных текучих сред из ствола скважины. Это показано в блоке 920. Способ 900 также включает в себя измерение параметров условий на забое. Это показано в блоке 925. Измерения выполняются измерительным устройством во время операций добычи. Измерения проводятся с использование измерительного устройства, электрически связанного с электрической схемой.
Способ 900 дополнительно включает в себя передачу показаний с измерительного устройства в электрическую схему. Это показано в блоке 930. Из электрической схемы показания передаются в приемопередатчик. Это показано в блоке 935.
В способе 900 применяется забойный носитель. Таким образом, способ 900 также включает в себя выпуск забойного носителя в ствол скважины. Это показано в блоке 940. Забойный носитель предпочтительно является меткой радиочастотной идентификации, передающей или принимающей радиочастотный сигнал. В данном случае заранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации, и приемопередатчик является радиочастотной антенной.
Различные средства можно использовать для выпуска забойного носителя. Забойный носитель можно выпускать с поверхности. В данном случае оператор может подавать насосом забойный носитель в ствол скважины, или носитель может погружаться под действием силы тяжести. Альтернативно, выпуск забойного носителя осуществляется из приемного гнезда на участке необсаженного забоя ствола скважины на модуле связи или под ним. Данное последнее устройство может включать в себя использование отдельной информационной метки. Таким образом, способ может включать в себя подачу насосом метки с поверхности в ствол скважины, причем, метки передающей первый частотный сигнал, обнаружение первого частотного сигнала на приемопередатчике, и в ответ на обнаружение первого частотного сигнала выпуск забойного носителя в ствол скважины.
В любом случае забойный носитель проходит через внутренний шпиндель или иначе приходит в точку вблизи приемопередатчика вдоль внутреннего шпинделя. Показания затем передаются в забойный носитель. Таким образом, способ 900 дополнительно включает в себя этап передачи показаний из приемопередатчика в забойный носитель. Это показано в блоке 945. Этап передачи в блоке 945 выполняется с использованием беспроводной связи.
Необходимо получение показаний на поверхности для анализа. Поскольку электрическая или оптоволоконная линия не проходит из гравийного фильтра на поверхность, забойный носитель должен извлекаться. Поэтому способ 900 включает в себя этап извлечения забойного носителя из ствола скважины. Это показано в блоке 950. Способ 900 после этого включает в себя скачивание записанных показаний для анализа. Это показано в блоке 955.
Хотя должно быть ясно, что изобретение, описанное в данном документе, просчитано для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, также должно быть ясно, что изобретение может претерпевать модификации, изменения и замены без отхода от их сущности. Улучшенные способы заканчивания ствола скважины созданы для изоляции одного или нескольких выбранных подземных интервалов. Улучшенный модуль связи также создан. Изобретения обеспечивают оператору управление скважинным инструментом или мониторинг условий на забое скважины.
Claims (47)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Скважинное устройство для заканчивания ствола скважины (100), содержащеевнутренний шпиндель (510), в котором предусмотрен канал (505) и предназначен для соединения струбным звеном в скважине;модуль связи, включающийприемопередатчик (560) для (I) приема сигнала и, (II) в ответ на принятый сигнал, передающий отдельный управляющий сигнал;электрическую схему (540), программируемую для (I) приема сигнала и, в ответ на принятый сигнал, передачи приводящего в действие командного сигнала; илинию (530) управления, выполненную с возможностью размещения полностью в интервале закан- 16 029620чивания ствола скважины, причем линия управления передает приводящий в действие командный сигнал, создаваемый электрической схемой (540) на скважинный инструмент,при этом модуль связи выполнен с возможностью соединения резьбой с трубным звеном в стволе скважины, а также по меньшей мере один альтернативный канал (525) потока, проходящий вдоль внутреннего шпинделя, создающий для части гравийной суспензии путь обхода модуля связи во время установки гравийного фильтра и обеспечивающий выполнение набивки гравийного фильтра ниже модуля связи.
- 2. Устройство по п.1, в котором по меньшей мере один альтернативный канал потока содержит по меньшей мере одну транспортную трубу (525а) или кольцевое пространство продольного байпаса.
- 3. Устройство по п.1, в котором интервал заканчивания представляет собой участок (120) необсаженного забоя ствола скважины (100).
- 4. Устройство по п.3, в котороммодуль связи дополнительно содержит наружный кожух (520), установленный по периметру вокруг внутреннего шпинделя (510), причем кожух обеспечивает сквозной проход потока текучих сред; ипричем по меньшей мере одна транспортная труба (525а) размещается (I) в канале наружного кожуха между внутренним шпинделем и наружным кожухом или (II) снаружи наружного кожуха.
- 5. Устройство по п.3, в котором трубное звено представляет собой звено устройства борьбы с пескопроявлением.
- 6. Устройство по п.1, в котором приемопередатчик является заранее программируемым (I) для приема радиосигнала, переданного из носителя (565) информации и, (II) в ответ на принятый сигнал, передачи отдельного управляющего сигнала в электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента.
- 7. Устройство по п.1, дополнительно содержащее измерительное устройство.
- 8. Устройство по п.7, в которомизмерительное устройство содержит манометр, расходомер, термометр, детектор песка, тензометр, проходные радиоизотопные анализаторы или их комбинации иизмерительное устройство имеет электрическую связь с электрической схемой.
- 9. Устройство по п.8, в котором электрическая схема программируется для передачи командного сигнала в линию управления для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на выбранное показание измерительного устройства.
- 10. Устройство по п.8, в которомэлектрическая схема принимает и записывает показания с измерительного устройства; электрическая схема программируется для передачи сигнала на приемопередатчик, передающий записанные показания; иприемопередатчик программируется для (I) приема записанных показаний из электрической схемы и, (II) в ответ на принятые записанные показания, передачи по линии беспроводной связи записанных показаний на носитель информации.
- 11. Устройство по п.6, в которомзаранее программируемая электрическая схема является схемой (640) радиочастотной идентификации;носитель (665) информации является меткой радиочастотной идентификации, передающей радиочастотный сигнал; иприемопередатчик является радиочастотной антенной (660).
- 12. Устройство по п.6, в которомноситель информации содержит генератор акустической частоты иприемопередатчик содержит акустическую антенну, принимающую акустические сигналы из носителя информации и в ответ передающую управляющий сигнал в предварительно запрограммированную электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента.
- 13. Устройство по п.6, в которомлиния управления содержит рабочую жидкость гидросистемы имодуль связи дополнительно содержит гидравлический двигатель, выполненный с возможностью создания давления в рабочей жидкости гидросистемы для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на командный сигнал из заранее программируемой электрической схемы.
- 14. Устройство по п.6, в которомлиния управления содержит электрическую линию иэлектрическая схема программируется для передачи электрического командного сигнала через электрическую линию для приведения в действие скважинного инструмента.
- 15. Устройство по п.1, в котором скважинный инструмент представляет собой скользящую муфту переключения, пакер, клапан или их комбинации.
- 16. Устройство по п.3, в котором трубное звено содержит пакер разобщения зон, также имеющий по меньшей мере один альтернативный канал потока.
- 17. Способ заканчивания ствола скважины, имеющего нижний конец, образующий интервал закан- 17 029620чивания, с использованием устройства по п.1, согласно которомусоединяют модуль (500) связи с трубным звеном, спускают модуль связи в соединении с трубнымзвеном в ствол скважины;устанавливают модуль связи и трубное звено в стволе скважины изакачивают гравийную суспензию в кольцевое пространство, образованное между модулем связи и окружающим стволом скважины, так, чтобы обеспечивалась возможность прохода части гравийной суспензии по меньшей мере через один альтернативный канал потока, создающий для части гравийной суспензии путь обхода модуля связи и обеспечивающий выполнение набивки гравийного фильтра ниже модуля связи.
- 18. Способ по п.17, в котором модуль связи дополнительно содержит внутренний шпиндель инаружный кожух, установленный по периметру вокруг внутреннего шпинделя, причем кожух обеспечивает сквозной проход потока текучих сред.
- 19. Способ по п.17, в котором модуль связи дополнительно содержитприемопередатчик для (I) приема сигнала и, (II) в ответ на принятый сигнал, передающий отдельный управляющий сигнал; иэлектрическую схему, программируемую для (I) приема сигнала и в ответ на принятый сигнал передачи приводящего в действие командного сигнала.
- 20. Способ по п.19, в котороминтервал заканчивания образует одну или несколько продуктивных зон вдоль участка необсаженного забоя ствола скважины;выполняют заканчивание ствола скважины для добычи текучей среды ив способе дополнительно получают текучие среды добычи по меньшей мере из одного подземного интервала вдоль участка необсаженного забоя ствола скважины в течение некоторого периода времени.
- 21. Способ по п.18, в которомтрубное звено представляет собой звено устройства борьбы с пескопроявлением, также имеющее по меньшей мере один альтернативный канал потока;внутренний шпиндель выполнен с размерами, обеспечивающими соединение с основной трубой устройства борьбы с пескопроявлением; ина этапе закачки гравийной суспензии дополнительно закачивают суспензию в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим стволом скважины, при этом обеспечивают проход части гравийной суспензии по меньшей мере через один альтернативный канал потока для обеспечения, по меньшей мере, для части гравийной суспензии обхода звена устройства борьбы с пескопроявлением.
- 22. Способ по п.19, в котором приемопередатчик программируют для (I) приема радиосигнала из носителя информации и, (II) в ответ на принятый сигнал, передают отдельный управляющий сигнал в электрическую схему для приведения в действие скважинного инструмента.
- 23. Способ по п.22, в которомлиния управления содержит электрическую линию ив способе дополнительно передают командный сигнал из электрической схемы через электрическую линию для приведения в действие скважинного инструмента.
- 24. Способ по п.19, в котором модуль связи дополнительно содержит измерительное устройство.
- 25. Способ по п.24, в которомизмерительное устройство представляет собой манометр, расходомер, термометр, детектор песка, тензометр, проходные радиоизотопные анализаторы или их комбинации иизмерительное устройство имеет электрическую связь с электрической схемой.
- 26. Способ по п.25, в котором дополнительнозаписывают показания измерительного устройства в электрической схеме ипередают сигнал из электрической схемы в линию управления для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на выбранное показание измерительного устройства.
- 27. Способ по п.26, в которомлиния управления содержит рабочую жидкость гидросистемы; модуль связи дополнительно содержит гидравлический двигатель; ипри этом на этапе передачи сигнала из электрической схемы в линию управления передают сигнал из электрической схемы в гидравлический двигатель для создания давления в рабочей жидкости гидросистемы, для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на командный сигнал из электрической схемы.
- 28. Способ по п.27, в котором дополнительнозаписывают показания измерительного устройства в электрической схеме;передают сигнал из электрической схемы в приемопередатчик, передающий записанные показания; принимают сигнал с записанными показаниями из электрической схемы в приемопередатчике; передают по линии беспроводной связи записанные показания из приемопередатчика в носитель- 18 029620информации иподают носитель информации на поверхность для анализа данных.
- 29. Способ по п.17, в котором скважинный инструмент представляет собой скользящую муфту переключения, или пакер, или клапан.
- 30. Способ приведения в действие скважинного устройства по п.1 в стволе скважины, причем ствол скважины имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания, согласно которомуустанавливают модуль (500) связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины; выпускают в ствол скважины первый носитель информации, передающий первый частотный сигнал;определяют первый частотный сигнал на приемопередатчике с помощью беспроводной связи; передают первый управляющий сигнал из приемопередатчика в электрическую схему в ответ напервый частотный сигнал ипередают первый командный сигнал из электрической схемы для приведения в действие скважинного устройства в ответ на первый управляющий сигнал.
- 31. Способ по п.30, в котором модуль связи дополнительно содержит внутренний шпиндель инаружный кожух, установленный по периметру вокруг внутреннего шпинделя, причем кожух обеспечивает сквозной проход потока текучих сред.
- 32. Способ по п.30, в которомзаранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации; носитель информации является меткой радиочастотной идентификации, передающей радиочастотный сигнал; иприемопередатчик является радиочастотной антенной.
- 33. Способ по п.30, в которомноситель информации содержит генератор акустической частоты; иприемопередатчик содержит акустическую антенну, принимающую акустические сигналы из носителя информации, и в ответ передает электрический сигнал в заранее программируемую электрическую схему.
- 34. Способ по п.30, в которомлиния управления содержит рабочую жидкость гидросистемы имодуль связи дополнительно содержит гидравлический двигатель, выполненный с возможностью создания давления в рабочей жидкости гидросистемы для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на первый командный сигнал из заранее программируемой электрической схемы.
- 35. Способ по п.30, в которомлиния управления содержит электрическую линию ина этапе передачи первого командного сигнала из электрической схемы для приведения в действие скважинного инструмента передают электрический командный сигнал через электрическую линию для приведения в действие скважинного инструмента.
- 36. Способ по п.30, в котором на этапе приведения в действие скважинного инструмента (I) перемещают скользящую муфту переключения для прекращения добычи в выбранной зоне в интервале заканчивания, (II) перемещают скользящую муфту переключения для открытия добычи из выбранной зоны в интервал заканчивания, (III) устанавливают пакер или (IV) манипулируют клапаном.
- 37. Способ по п.30, в которомтрубное звено представляет собой звено устройства борьбы с пескопроявлением, также имеющее по меньшей мере один альтернативный канал потока; ив способе дополнительно закачивают гравийную суспензию в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим стволом скважины, при этом обеспечивается проход для части гравийной суспензии по меньшей мере через один альтернативный канал потока для обеспечения обхода гравийной суспензией любых преждевременно возникших песчаных перемычек.
- 38. Способ по п.30, в котором дополнительновыпускают в ствол скважины второй носитель информации, передающий второй частотный сигнал; определяют второй частотный сигнал на приемопередатчике;передают второй управляющий сигнал из приемопередатчика в электрическую схему в ответ на второй частотный сигнал ипередают второй командный сигнал из электрической схемы для приведения в действие скважинного инструмента в ответ на второй управляющий сигнал.
- 39. Способ мониторинга условий в стволе скважины с помощью устройства по п.1, причем ствол скважины имеет нижний конец, образующий интервал заканчивания, согласно которомуустанавливают модуль связи в соединении с трубным звеном в ствол скважины вдоль интервала заканчивания;устанавливают гравийный фильтр вдоль значительного участка интервала заканчивания ствола- 19 029620скважины;добывают углеводороды из интервала заканчивания ствола скважины;измеряют параметры условий, таких как температура и давление, на забое скважины во время эксплуатации;передают показания измеренных параметров условий на забое скважины из измерительного устройства в электрическую схему;передают показания из электрической схемы в приемопередатчик; выпускают носитель информации в ствол скважины; передают показания из приемопередатчика в носитель информации; извлекают носитель информации из ствола скважины и скачивают записанные показания для анализа данных.
- 40. Способ по п.39, в котором интервал заканчивания проходит вдоль секции перфорированной эксплуатационной обсадной колонны.
- 41. Способ по п.39, в котором интервал заканчивания проходит вдоль участка необсаженного забоя ствола скважины.
- 42. Способ по п.39, в которомзаранее программируемая электрическая схема является схемой радиочастотной идентификации; носитель информации является меткой радиочастотной идентификации, принимающей радиочастотный сигнал; иприемопередатчик является радиочастотной антенной.
- 43. Способ по п.39, в котором на этапе выпуска носителя выпускают носитель информации из ствола на модуле связи или вблизи него.
- 44. Способ по п.43, в котором дополнительноподают насосом метки с поверхности в ствол скважины, причем метка передает первый частотный сигнал;определяют первый частотный сигнал на приемопередатчике ивыпускают носитель информации в ствол скважины в ответ на определение первого частотного сигнала.
- 45. Способ по п.39, в котором на этапе выпуска носителя информации подают насосом, выпускают или сбрасывают носитель информации с поверхности в ствол скважины с проходом до модуля связи.
- 46. Способ по п.39, в которомтрубное звено представляет собой звено устройства борьбы с пескопроявлением, также имеющее по меньшей мере один альтернативный канал потока; ина этапе установки гравийного фильтра закачивают гравийную суспензию в кольцевое пространство, образованное между устройством борьбы с пескопроявлением и окружающим стволом скважины, при этом обеспечивается проход для части гравийной суспензии по меньшей мере через один альтернативный канал потока для обеспечения обхода, по меньшей мере, для части гравийной суспензии любых преждевременно возникших песчаных перемычек.
- 47. Способ по п.39, в котором трубное звено содержит пакер разобщения зон, также имеющий по меньшей мере один альтернативный путь потока.- 20 029620
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US42391410P | 2010-12-16 | 2010-12-16 | |
| PCT/US2011/058991 WO2012082248A1 (en) | 2010-12-16 | 2011-11-02 | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201390889A1 EA201390889A1 (ru) | 2013-10-30 |
| EA029620B1 true EA029620B1 (ru) | 2018-04-30 |
Family
ID=46245037
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201390889A EA029620B1 (ru) | 2010-12-16 | 2011-11-02 | Модуль связи для выполнения гравийной набивки с альтернативными путями и способ заканчивания скважины |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9133705B2 (ru) |
| EP (1) | EP2652254A4 (ru) |
| CN (1) | CN103261576B (ru) |
| AU (1) | AU2011341592B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013008056B1 (ru) |
| CA (1) | CA2813999C (ru) |
| EA (1) | EA029620B1 (ru) |
| MX (1) | MX337002B (ru) |
| MY (1) | MY165178A (ru) |
| SG (1) | SG190677A1 (ru) |
| WO (1) | WO2012082248A1 (ru) |
Families Citing this family (67)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8474533B2 (en) | 2010-12-07 | 2013-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gas generator for pressurizing downhole samples |
| 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. |
| CN103688015B (zh) * | 2010-12-17 | 2016-09-07 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 |
| US9759046B2 (en) * | 2012-07-24 | 2017-09-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pipe-in-pipe shunt tube assembly |
| US8960287B2 (en) * | 2012-09-19 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternative path gravel pack system and method |
| CA2887402C (en) | 2012-10-16 | 2021-03-30 | Petrowell Limited | Flow control assembly |
| US9169705B2 (en) | 2012-10-25 | 2015-10-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure relief-assisted packer |
| WO2014100269A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for evaluating cement integrity in a wellbore using acoustic telemetry |
| US10480308B2 (en) | 2012-12-19 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Apparatus and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic signals |
| WO2014100262A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Telemetry for wireless electro-acoustical transmission of data along a wellbore |
| WO2014100275A1 (en) | 2012-12-19 | 2014-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wired and wireless downhole telemetry using a logging tool |
| US9273549B2 (en) | 2013-01-24 | 2016-03-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for remote actuation of a downhole tool |
| US9587486B2 (en) | 2013-02-28 | 2017-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for magnetic pulse signature actuation |
| US9982530B2 (en) | 2013-03-12 | 2018-05-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing near-field communication |
| US9284817B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-03-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual magnetic sensor actuation assembly |
| CA2912437C (en) * | 2013-05-13 | 2019-03-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Method and apparatus for operating a downhole tool |
| US9752414B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-09-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing tools, systems and methods utilizing downhole wireless switches |
| US20150075770A1 (en) | 2013-05-31 | 2015-03-19 | Michael Linley Fripp | Wireless activation of wellbore tools |
| US9428997B2 (en) * | 2013-09-10 | 2016-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multi-zone bypass packer assembly for gravel packing boreholes |
| WO2015080754A1 (en) | 2013-11-26 | 2015-06-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remotely actuated screenout relief valves and systems and methods including the same |
| US10422215B2 (en) * | 2014-05-08 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Completion tool locating arrangement and method of positioning a tool within a completion structure |
| GB2529845B (en) * | 2014-09-03 | 2020-07-15 | Weatherford Tech Holdings Llc | Method and apparatus |
| CA2955381C (en) | 2014-09-12 | 2022-03-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Discrete wellbore devices, hydrocarbon wells including a downhole communication network and the discrete wellbore devices and systems and methods including the same |
| US9879525B2 (en) | 2014-09-26 | 2018-01-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for monitoring a condition of a tubular configured to convey a hydrocarbon fluid |
| US9828543B2 (en) | 2014-11-19 | 2017-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions of and methods for using hydraulic fracturing fluid for petroleum production |
| WO2016085465A1 (en) | 2014-11-25 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless activation of wellbore tools |
| US9863222B2 (en) | 2015-01-19 | 2018-01-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | System and method for monitoring fluid flow in a wellbore using acoustic telemetry |
| US10408047B2 (en) | 2015-01-26 | 2019-09-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time well surveillance using a wireless network and an in-wellbore tool |
| US11125035B2 (en) * | 2015-05-20 | 2021-09-21 | Flo-Rite Fluids, Inc. | Method and system for positioning a magnetic fluid conditioner |
| WO2017027024A1 (en) * | 2015-08-12 | 2017-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Toroidal system and method for communicating in a downhole environmnet |
| US10502030B2 (en) * | 2016-01-20 | 2019-12-10 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Gravel pack system with alternate flow path and method |
| CN105673000B (zh) * | 2016-02-01 | 2018-06-12 | 华中科技大学 | 一种用于井下钻杆防喷器解封的无线控制系统 |
| US11048893B2 (en) | 2016-05-25 | 2021-06-29 | William Marsh Rice University | Methods and systems related to remote measuring and sensing |
| US10590759B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-03-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Zonal isolation devices including sensing and wireless telemetry and methods of utilizing the same |
| US10190410B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-01-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US10697287B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Plunger lift monitoring via a downhole wireless network field |
| US10415376B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node for downhole acoustic wireless networks and method employing same |
| US10526888B2 (en) | 2016-08-30 | 2020-01-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole multiphase flow sensing methods |
| US10344583B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-09 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic housing for tubulars |
| US10364669B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-07-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US10465505B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-11-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reservoir formation characterization using a downhole wireless network |
| US11828172B2 (en) | 2016-08-30 | 2023-11-28 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Communication networks, relay nodes for communication networks, and methods of transmitting data among a plurality of relay nodes |
| US10167716B2 (en) | 2016-08-30 | 2019-01-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods of acoustically communicating and wells that utilize the methods |
| US10465484B2 (en) * | 2017-06-23 | 2019-11-05 | Saudi Arabian Oil Company | Gravel packing system and method |
| US10837276B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along a drilling string |
| CN111201727B (zh) | 2017-10-13 | 2021-09-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 利用混合通信网络进行烃操作的方法和系统 |
| MX2020003298A (es) | 2017-10-13 | 2020-07-28 | Exxonmobil Upstream Res Co | Metodo y sistema para realizar operaciones utilizando comunicaciones. |
| WO2019074658A1 (en) | 2017-10-13 | 2019-04-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | METHOD AND SYSTEM FOR REALIZING OPERATIONS WITH COMMUNICATIONS |
| US10697288B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-06-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Dual transducer communications node including piezo pre-tensioning for acoustic wireless networks and method employing same |
| AU2018347465B2 (en) | 2017-10-13 | 2021-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing communications using aliasing |
| US10690794B2 (en) | 2017-11-17 | 2020-06-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing operations using communications for a hydrocarbon system |
| CA3081792C (en) | 2017-11-17 | 2022-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for performing wireless ultrasonic communications along tubular members |
| US10844708B2 (en) | 2017-12-20 | 2020-11-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Energy efficient method of retrieving wireless networked sensor data |
| US11156081B2 (en) * | 2017-12-29 | 2021-10-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods and systems for operating and maintaining a downhole wireless network |
| CN111542679A (zh) | 2017-12-29 | 2020-08-14 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于监视和优化储层增产操作的方法和系统 |
| CN108533480B (zh) * | 2018-02-05 | 2019-10-01 | 东北石油大学 | 套管气辅助举升减载泵 |
| CN111699640B (zh) | 2018-02-08 | 2021-09-03 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用唯一音调签名的网络对等识别和自组织的方法及使用该方法的井 |
| US11268378B2 (en) | 2018-02-09 | 2022-03-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Downhole wireless communication node and sensor/tools interface |
| US10454267B1 (en) | 2018-06-01 | 2019-10-22 | Franklin Electric Co., Inc. | Motor protection device and method for protecting a motor |
| US11811273B2 (en) | 2018-06-01 | 2023-11-07 | Franklin Electric Co., Inc. | Motor protection device and method for protecting a motor |
| AU2019290372A1 (en) * | 2018-06-22 | 2020-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple shunt pressure assembly for gravel packing |
| US11506031B2 (en) * | 2018-07-19 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wireless electronic flow control node used in a screen joint with shunts |
| CN109595032B (zh) * | 2018-11-23 | 2021-05-14 | 山东东山新驿煤矿有限公司 | 一种自移式多向快速巷道充填装置 |
| US11293280B2 (en) | 2018-12-19 | 2022-04-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for monitoring post-stimulation operations through acoustic wireless sensor network |
| US11952886B2 (en) | 2018-12-19 | 2024-04-09 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Method and system for monitoring sand production through acoustic wireless sensor network |
| US11788385B2 (en) * | 2021-03-08 | 2023-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Preventing plugging of a downhole shut-in device in a wellbore |
| CN113187469B (zh) * | 2021-05-08 | 2022-02-25 | 广州海洋地质调查局 | 一种建立上部完井管柱与下部完井管柱的通讯连接方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6360820B1 (en) * | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
| US20060124297A1 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Communicating Along a Wellbore |
| US20070205021A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for downhole sampling |
| US20090025923A1 (en) * | 2007-07-23 | 2009-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and system for completing a well |
| US20090223663A1 (en) * | 2008-03-07 | 2009-09-10 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
| US20100200244A1 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-12 | Daniel Purkis | Method of and apparatus for completing a well |
Family Cites Families (114)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3963076A (en) | 1975-03-07 | 1976-06-15 | Baker Oil Tools, Inc. | Method and apparatus for gravel packing well bores |
| US4401158A (en) | 1980-07-21 | 1983-08-30 | Baker International Corporation | One trip multi-zone gravel packing apparatus |
| 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 |
| US5413180A (en) | 1991-08-12 | 1995-05-09 | Halliburton Company | One trip backwash/sand control system with extendable washpipe isolation |
| US5375662A (en) | 1991-08-12 | 1994-12-27 | Halliburton Company | Hydraulic setting sleeve |
| US5343949A (en) | 1992-09-10 | 1994-09-06 | Halliburton Company | Isolation washpipe for earth well completions and method for use in gravel packing a well |
| US5309988A (en) | 1992-11-20 | 1994-05-10 | Halliburton Company | Electromechanical shifter apparatus for subsurface well flow control |
| EP0601724A3 (en) | 1992-12-09 | 1995-01-18 | Halliburton Co | Method and device for reducing the size of solid particles in a fluid. |
| US5333688A (en) | 1993-01-07 | 1994-08-02 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for gravel packing of wells |
| US5350018A (en) | 1993-10-07 | 1994-09-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Well treating system with pressure readout at surface and method |
| 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 |
| US5588487A (en) | 1995-09-12 | 1996-12-31 | Mobil Oil Corporation | Tool for blocking axial flow in gravel-packed well annulus |
| US5803177A (en) | 1996-12-11 | 1998-09-08 | Halliburton Energy Services | Well treatment fluid placement tool and methods |
| 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 |
| US5971070A (en) | 1997-08-27 | 1999-10-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods |
| US5909774A (en) | 1997-09-22 | 1999-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synthetic oil-water emulsion drill-in fluid cleanup methods |
| AU738914C (en) | 1997-10-16 | 2002-04-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| US6003600A (en) | 1997-10-16 | 1999-12-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing wells in unconsolidated subterranean zones |
| 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 |
| US6505682B2 (en) | 1999-01-29 | 2003-01-14 | 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 |
| US6446737B1 (en) | 1999-09-14 | 2002-09-10 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for rotating a portion of a drill string |
| US6446729B1 (en) | 1999-10-18 | 2002-09-10 | Schlumberger Technology Corporation | 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 |
| US6848510B2 (en) | 2001-01-16 | 2005-02-01 | Schlumberger Technology Corporation | Screen and method having a partial screen wrap |
| US6681854B2 (en) | 2000-11-03 | 2004-01-27 | Schlumberger Technology Corp. | Sand screen with communication line conduit |
| US6789621B2 (en) | 2000-08-03 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US7152677B2 (en) | 2000-09-20 | 2006-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and gravel packing open holes above fracturing pressure |
| US6543545B1 (en) | 2000-10-27 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
| 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 |
| US6768700B2 (en) * | 2001-02-22 | 2004-07-27 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communications in a wellbore |
| 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 |
| 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 |
| NO318165B1 (no) | 2002-08-26 | 2005-02-14 | Reslink As | Bronninjeksjonsstreng, fremgangsmate for fluidinjeksjon og anvendelse av stromningsstyreanordning i injeksjonsstreng |
| US6854522B2 (en) | 2002-09-23 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular isolators for expandable tubulars in wellbores |
| 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 |
| NO316288B1 (no) | 2002-10-25 | 2004-01-05 | Reslink As | Brönnpakning for en rörstreng og en fremgangsmåte for å före en ledning forbi brönnpakningen |
| US6923262B2 (en) | 2002-11-07 | 2005-08-02 | Baker Hughes Incorporated | Alternate path auger screen |
| 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 |
| US7870898B2 (en) | 2003-03-31 | 2011-01-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Well flow control systems and methods |
| US7066251B2 (en) | 2003-05-01 | 2006-06-27 | National-Oilwell, L.P. | Hydraulic jar lock |
| US7252152B2 (en) * | 2003-06-18 | 2007-08-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for actuating a downhole tool |
| KR100652216B1 (ko) | 2003-06-27 | 2006-11-30 | 엘지.필립스 엘시디 주식회사 | 폴리실리콘 액정표시소자 제조 방법 |
| 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 |
| US20050039917A1 (en) | 2003-08-20 | 2005-02-24 | Hailey Travis T. | Isolation packer inflated by a fluid filtered from a gravel laden slurry |
| 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 |
| US6988551B2 (en) | 2003-11-04 | 2006-01-24 | Evans Robert W | Jar with adjustable trigger load |
| US20050178562A1 (en) | 2004-02-11 | 2005-08-18 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
| 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 |
| GB2436500B (en) | 2005-01-14 | 2010-04-14 | Baker Hughes Inc | Gravel pack multi-pathway tube with control line retention and method for retaining control line |
| 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 |
| EA013376B1 (ru) | 2006-02-03 | 2010-04-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ эксплуатации скважины |
| US7793718B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7735555B2 (en) * | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| CA2787840C (en) * | 2006-04-03 | 2014-10-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations |
| US7562709B2 (en) | 2006-09-19 | 2009-07-21 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack apparatus that includes a swellable element |
| NO345459B1 (no) | 2006-11-15 | 2021-02-08 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sammenføyningsoppstilling for anvendelse i brønnboringer, fremgangsmåte og anvendelse |
| US8245782B2 (en) * | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
| US20110266066A1 (en) | 2007-05-09 | 2011-11-03 | Northern Centre For Advanced Technology Inc. | Dry drilling and core acquisition system |
| GB2454895B (en) | 2007-11-22 | 2012-01-11 | Schlumberger Holdings | Flow diverter for drilling |
| US8037934B2 (en) | 2008-01-04 | 2011-10-18 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
| US8162051B2 (en) | 2008-01-04 | 2012-04-24 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system with self activating perforation gun |
| US7703507B2 (en) | 2008-01-04 | 2010-04-27 | Intelligent Tools Ip, Llc | Downhole tool delivery system |
| US7874364B2 (en) | 2008-01-31 | 2011-01-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for jarring with a downhole pulling tool |
| US8151910B2 (en) | 2008-05-07 | 2012-04-10 | Swinford Jerry L | Drilling jar |
| US8267173B2 (en) * | 2009-05-20 | 2012-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Open hole completion apparatus and method for use of same |
| US8839850B2 (en) * | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US20110139465A1 (en) * | 2009-12-10 | 2011-06-16 | Schlumberger Technology Corporation | Packing tube isolation device |
| EP2572070A4 (en) | 2010-05-21 | 2015-11-18 | Smith International | HYDRAULIC ACTUATION OF A DOWNHOLE TOOL ASSEMBLY |
| CA2800607A1 (en) | 2010-06-03 | 2011-12-08 | Bp Corporation North America Inc. | Selective control of charging, firing, amount of force, and/or direction of force of one or more downhole jars |
| 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. |
| US8910716B2 (en) * | 2010-12-16 | 2014-12-16 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for controlling fluid flow from a formation |
| CN103688015B (zh) * | 2010-12-17 | 2016-09-07 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于多层井完井、采油和注入的井筒装置和方法 |
| US8960287B2 (en) * | 2012-09-19 | 2015-02-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternative path gravel pack system and method |
-
2011
- 2011-11-02 MX MX2013006303A patent/MX337002B/es active IP Right Grant
- 2011-11-02 WO PCT/US2011/058991 patent/WO2012082248A1/en active Application Filing
- 2011-11-02 CA CA2813999A patent/CA2813999C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-02 SG SG2013022033A patent/SG190677A1/en unknown
- 2011-11-02 EA EA201390889A patent/EA029620B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-02 US US13/695,563 patent/US9133705B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-02 MY MYPI2013001207A patent/MY165178A/en unknown
- 2011-11-02 BR BR112013008056A patent/BR112013008056B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-11-02 AU AU2011341592A patent/AU2011341592B2/en not_active Ceased
- 2011-11-02 EP EP11848585.3A patent/EP2652254A4/en not_active Withdrawn
- 2011-11-02 CN CN201180060410.XA patent/CN103261576B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6360820B1 (en) * | 2000-06-16 | 2002-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore |
| US20060124297A1 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method for Communicating Along a Wellbore |
| US20070205021A1 (en) * | 2006-03-03 | 2007-09-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for downhole sampling |
| US20090025923A1 (en) * | 2007-07-23 | 2009-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and system for completing a well |
| US20100200244A1 (en) * | 2007-10-19 | 2010-08-12 | Daniel Purkis | Method of and apparatus for completing a well |
| US20090223663A1 (en) * | 2008-03-07 | 2009-09-10 | Marathon Oil Company | Systems, assemblies and processes for controlling tools in a well bore |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SG190677A1 (en) | 2013-07-31 |
| MX337002B (es) | 2016-02-09 |
| BR112013008056A2 (pt) | 2016-06-14 |
| CA2813999C (en) | 2017-04-11 |
| CN103261576A (zh) | 2013-08-21 |
| US20130248172A1 (en) | 2013-09-26 |
| AU2011341592B2 (en) | 2016-05-05 |
| MY165178A (en) | 2018-02-28 |
| WO2012082248A1 (en) | 2012-06-21 |
| CN103261576B (zh) | 2016-02-24 |
| AU2011341592A1 (en) | 2013-06-13 |
| EA201390889A1 (ru) | 2013-10-30 |
| BR112013008056B1 (pt) | 2020-04-07 |
| CA2813999A1 (en) | 2012-06-21 |
| US9133705B2 (en) | 2015-09-15 |
| EP2652254A1 (en) | 2013-10-23 |
| MX2013006303A (es) | 2013-06-28 |
| EP2652254A4 (en) | 2017-12-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029620B1 (ru) | Модуль связи для выполнения гравийной набивки с альтернативными путями и способ заканчивания скважины | |
| US8746337B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US6729398B2 (en) | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor | |
| CA2900968C (en) | Well injection and production method and system | |
| US20140174714A1 (en) | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly | |
| EA030438B1 (ru) | Скважинное устройство и способ изоляции зон и регулирования дебита | |
| US8851189B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US8985215B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US20150000932A1 (en) | Completion System and Method for Completing a Wellbore | |
| US9605517B2 (en) | Wellbore assembly for injecting a fluid into a subsurface formation, and method of injecting fluids into a subsurface formation | |
| WO2013109539A2 (en) | Well completion apparatus, system and method | |
| OA16450A (en) | Communications module for alternate path gravel packing, and method for completing a wellbore. |
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |