EA030002B1 - Скважинное устройство и способ борьбы с поступлением песка в скважину с применением гравийного резерва - Google Patents

Abstract

В изобретении способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте включает в себя создание компоновки песчаного фильтра, представленной одним или несколькими звеньями песчаного фильтра, компоновки звеньев колонны и компоновки пакера. Компоновка пакера имеет по меньшей мере один механически устанавливающийся в рабочее положение пакер по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока. Компоновка песчаного фильтра и компоновка звеньев колонны также, каждая, имеют транспортные трубы для переноса гравийной суспензии и трубы заполнения гравийного фильтра для подачи гравийной суспензии. Способ также включает в себя спуск компоновки песчаного фильтра, соединенной компоновки звеньев колонны и компоновки пакера в ствол скважины, установку уплотнительного элемента компоновки пакера в контакт с окружающим стволом скважины. После этого способ включает в себя нагнетание гравийной суспензии в ствол скважин для образования гравийного фильтра, в котором резерв материала заполнения гравийного фильтра располагается над компоновкой песчаного фильтра. Также создано устройство заканчивания скважины, которое обеспечивает закладку гравийного резерва.

Description

изобретение относится к области заканчивания скважин. Конкретнее, настоящее изобретение относится к разобщению пластов, соединяющихся стволами скважин, с заканчиванием, проведенным с применением заполнения гравийного фильтра. Заявка также относится к устройству заканчивания скважины, которое включает в себя технологию байпаса для установки гравийного фильтра с разобщением пластов.

Рассмотрение техники

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 содействует изоляции некоторых зон 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, то есть обсадная колонна, не доходящая до поверхности.

Как часть процесса заканчивания, на поверхности устанавливают оборудование устья скважины. Оборудование устья скважины регулирует приток добываемых текучих сред к поверхности или нагнетание текучих сред в ствол скважины. Также устанавливается оборудование сбора и переработки текучей среды, такое как трубы, клапаны и сепараторы. После этого можно начинать эксплуатацию.

В некоторых случаях требуется оставлять забойный участок ствола скважины открытым. При заканчивании с необсаженной зоной забоя эксплуатационная обсадная колонна не проходит через продуктивные зоны и не перфорируется, вместо этого, продуктивные зоны оставляют необсаженными или "открытыми". Внутри ствола скважины устанавливают эксплуатационную колонну или "насоснокомпрессорную трубу", продолжающуюся вниз, вглубь от последней обсадной колонны.

Существуют некоторые преимущества заканчивания с необсаженной зоной забоя по сравнению с заканчиванием с обсаженной зоной забоя. Первое, поскольку в заканчивании с необсаженной зоной забоя 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 прохождения линейного потока через заполненные частицами перфорационные каналы. Уменьшение падения давления, связанное с заканчиванием с необсаженной зоной забоя, фактически гарантирует более высокую продуктивность, чем в скважине с обсаженной зоной забоя без обработки для интенсификации притока в том же пласте.

Второе, методики заканчивания скважины с необсаженной зоной дают удешевление по сравнению с методиками заканчивания скважины с обсаженной зоной забоя. Например, применение 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 борьбы с поступлением в скважину песка и других частиц можно применять устройства борьбы с поступлением песка в скважину. Устройства борьбы с поступлением песка в скважину обычно ус- 1 030002

танавливаются в забойной зоне скважины на интервалах пластов для задержания твердых частиц крупнее некоторого диаметра с одновременным обеспечением добычи текучих сред. Устройство борьбы с поступлением песка в скважину обычно включает в себя удлиненный трубчатый корпус, известный как основная труба, имеющая многочисленные щели или отверстия. Основная труба обычно обматывается фильтрующим материалом, таким как проволочная обмотка или проволочная сетка.

В дополнение к устройствам борьбы с поступлением песка в скважину устанавливают гравийный фильтр. Установка гравийного фильтра в скважине включает в себя укладку гравия или другого зернистого материала вокруг устройства борьбы с поступлением песка в скважину после подвески устройства борьбы с поступлением песка в скважину или иного его размещения в стволе скважины. Для заполнения гравийного фильтра зернистый материал подается на забой скважины с помощью текучей средыносителя. Текучая среда-носитель вместе с гравием образует гравийную суспензию. Суспензия дренируется на месте работы, оставляя периферийную набивку из гравия. Гравий не только содействует фильтрованию частиц, но также помогает поддерживать целостность ствола скважины.

В заканчивании скважины с гравийным фильтром в необсаженном забое гравий укладывается между песчаным фильтром, окружающим перфорированную основную трубу, и окружающей стенкой ствола скважины. Во время эксплуатации пластовые текучие среды проходят из подземного пласта через гравий, через фильтр и во внутреннюю основную трубу. Основная труба, таким образом, служит в качестве части эксплуатационной колонны.

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 интервале, имеющем высокую проницаемость, или в интервале, прошедшем гидроразрыв, может получаться неудовлетворительное распределение гравия вследствие преждевременного поглощения текучей среды-носителя из гравийной суспензии в пласт. Преждевременное образование песчаных перемычек может блокировать поток гравийной суспензии, вызывая образование пустот на интервале заканчивания. Аналогично, пакер для разобщения пластов в кольцевом пространстве между фильтром и стволом скважины может также блокировать поток гравийной суспензии, вызывая образование пустот на интервале заканчивания. При этом, завершенный гравийный фильтр от низа до верха не получается, остаются участки ствола скважины, непосредственно подвергающиеся инфильтрации песка и мелкодисперсных материалов и возможной эрозии.

Проблему образования песчаных перемычек и обхода разобщения зон решают, применяя технологию байпаса гравия. Данная технология реализуется на практике под названием А1!егпа!е Ра!Ь®. В технологии А1!егпа!е Ра1к® применяются шунтирующие трубы или каналы потока, обеспечивающие гравийной суспензии байпас песчаных перемычек или выбранных зон, например преждевременно образовавшихся песчаных перемычек или пакеров вдоль ствола скважины. Такая технология байпаса текучей среды описана, например, в патенте и.8. Ра!. Νο. 5588487 под названием "Тоо1 Гог В1оскт§ Ах1а1 Р1оте в Отауе1-Раскеб ^е11 Аппи1и8" и патенте и.8. Ра!. Νο. 7938184 под названием "\Уе11Ьоге Ме!1об апб Аррага!и8 Гот Сотр1ебоп, Ртобисбоп, апб 1п_)есбоп", каждый из которых полностью включен в данный документ в виде ссылки. Дополнительные ссылки на рассмотрение технологии альтернативного канала текучей среды включают в себя патенты и.8. Ра!. №. 8215406; и.8. Ра!. №. 8186429; и.8. Ра!. №. 8127831; и.8. Ра!. №. 8011437; и.8. Ра!. №. 7971642; и.8. Ра!. №. 7938184; и.8. Ра!. №. 7661476; и.8. Ра!. №. 5113935; и.8. Ра!. №. 4945991; публикации и.8. Ра!. РиЬ1. №. 2012/0217010; и.8. Ра!. РиЬ1. №. 2009/0294128; статья М.Т. Нескег, е! а1, "Ех!еибш§ Ореп1о1е СгауебРаскбщ СараЬббу: 1шба1 Ие1б 1п8!а11абоп оГ 1п!егпа1 8Ьип! А1!егпа!е Ра!1 ТесЬпо1оду", 8РЕ Аппиа1 ТесЬшса1 СопГегепсе апб ЕхЫЫбоп, 8РЕ Рарег №. 135,102 (8ер!етЬег 2010); и Μ.Ό. Валу, е! а1, "Ореп1о1е Отауе1-Раскт§ \νί11ι 2опа1 бок-Люи" 8РЕ Рарег №. 110,460 (№уетЬет 2007). Технология А1!егпа!е Ра!Ь® обеспечивает надежное разобщение пластов в многозонном заканчивании с необсаженной зоной забоя и гравийным фильтром.

Эффективность гравийного фильтра для борьбы с поступлением песка и мелкодисперсных частиц в ствол скважины хорошо известна. Вместе с тем, также требуется в некоторых случаях при заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя изолировать выбранные интервалы вдоль необсаженной зоны забоя скважины для регулирования притока текучих сред. Например, при добыче конденсирующихся углеводородов вода может в некоторых случаях поступать в интервал. Данное может происходить вследствие присутствия зоны природной воды, конусообразования (подъема вблизи скважины линии контакта углеводород-вода), языков высокой проницаемости, природных трещин или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В зависимости от механизма или причины проявления, вода может поступать в разных местах и в разные периоды времени жизненного цикла скважины. Аналогично, газовая шапка над нефтяным коллектором может расширяться и прорываться в скважину, обуславливая добычу газа с нефтью. Прорыв газа в скважину уменьшает давление от газовой шапки и подавляет добычу нефти.

В данных и других случаях требуется изолировать интервал для исключения поступления пластовых текучих сред в ствол скважин. Разобщение пластов в кольцевом пространстве может также требо- 2 030002

ваться для планирования дебитов, соблюдения графика добычи/нагнетания текучей среды, избирательной обработки для интенсификации притока или управления газопроявлением. Вместе с тем, применяя устройство разобщения пластов в кольцевом пространстве, следует учитывать, что песок может не полностью заполнять кольцевое пространство до низа устройства разобщения пластов после завершения установки гравийных фильтров. Альтернативно, заполнение гравийного фильтра может сдвигаться притоком из коллектора. Также альтернативно, следует учитывать, что песок может под действием силы тяжести осаждаться под устройством разобщения пластов. В любом из данных случаев участок песчаного фильтра становится открытым прямому воздействию окружающего пласта.

Поэтому требуется создание улучшенной системы борьбы с поступлением песка в скважину, реализующей технологию байпаса текучей среды для укладки гравия, который обходит пакер. Дополнительно требуется создание устройства разобщения пластов, которое не только обеспечивает изоляцию выбранных подземных интервалов, расположенных вдоль необсаженной зоны забоя ствола скважины, но что также обеспечивает резервуар материала заполнения гравийного фильтра над следующей компоновкой песчаного фильтра, расположенной ниже по потоку. Иначе говоря, требуется создание способа укладки резерва материала заполнения гравийного фильтра в стволе скважины, расположенного выше по потоку от компоновки песчаного фильтра.

Сущность изобретения

Устройство заканчивания скважины первым предложено в данном документе. Устройство заканчивания скважины размещается в стволе скважины. Устройство заканчивания скважины имеет особую эффективность в соединении с установкой гравийного фильтра в необсаженной зоне забоя скважины. Участок необсаженной зоны забоя скважины проходит через один, два или больше подземных интервалов.

Устройство заканчивания скважины в первую очередь включает в себя компоновку песчаного фильтра. Компоновка включает в себя одну или несколько секций борьбы с поступлением песка в скважину, соединенных последовательно. Каждая из одной или нескольких секций борьбы с поступлением песка в скважину включает в себя основную трубу. Основные трубы секций борьбы с поступлением песка в скважину образуют звенья перфорированной (или щелевой) насосно-компрессорной трубы. Каждая секция борьбы с поступлением песка в скважину дополнительно содержит фильтрующее средство. Фильтрующее средство окружает основные трубы вдоль значительного участка секций борьбы с поступлением песка в скважину. Фильтрующее средство секций борьбы с поступлением песка в скважину содержит, например, фильтр с проволочной обмоткой, мембранный фильтр, расширяющийся фильтр, металлокерамический фильтр, проволочный сетчатый фильтр, полимер с памятью формы или предварительно уложенный слой твердых частиц. Вместе основная труба и фильтрующее средство образуют песчаный фильтр.

Секции борьбы с поступлением песка в скважину выполнены с возможностью применения технологии альтернативного пути потока. В данном аспекте песчаные фильтры включают в себя по меньшей мере одну транспортную трубу, выполненную с возможностью создания байпаса основной трубы. Транспортные трубы проходят, по существу, вдоль основной трубы каждой секции. Каждая секция борьбы с поступлением песка в скважину дополнительно содержит по меньшей мере одну трубу заполнения гравийного фильтра. Каждая труба заполнения гравийного фильтра имеет сопло, выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между фильтрующим средством и окружающим подземным пластом.

Устройство заканчивания скважины также включает в себя компоновку звеньев колонны. Компоновка звеньев колонны содержит неперфорированную основную трубу, по меньшей мере одну транспортную трубу, проходящую, по существу, по длине неперфорированной основной трубы, и по меньшей мере одну трубу заполнения гравийного фильтра. Транспортные трубы переносят суспензию заполнения гравийного фильтра через компоновку звеньев колонны, а трубы заполнения гравийного фильтра, каждая, имеет сопло, выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между неперфорированной основной трубой и окружающим подземным пластом.

Устройство заканчивания скважины также включает в себя компоновку пакера. Компоновка пакера содержит по меньшей мере один уплотнительный элемент. Уплотнительные элементы выполнены с возможностью приведения в действие для входа в контакт с окружающей стенкой ствола скважины. Компоновка пакера также имеет внутренний шпиндель. Дополнительно, компоновка пакера имеет по меньшей мере одну транспортную трубу. Транспортные трубы проходят вдоль внутреннего шпинделя и переносят материал заполнения гравийного фильтра через компоновку пакера.

Уплотнительный элемент для компоновки пакера может включать в себя механически устанавливающийся в рабочее положение пакер. Более предпочтительно компоновка пакера имеет два механически устанавливающихся в рабочее положение пакера или кольцевых уплотнения. Указанное представляет собой верхний пакер и нижний пакер. Каждый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер имеет уплотнительный элемент, который может иметь длину, например, от около 6 дюймов (15,2 см) до 24 дюймов (61,0 см). Каждый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер также имеет внутренний шпиндель, сообщающийся текучей средой с основной трубой песчаных фильтров и

- 3 030002

основной трубой компоновки звеньев колонны.

По меньшей мере между двумя механически устанавливающимися в рабочее положение пакерами можно, если необходимо, расположить по меньшей мере один набухающий элемент пакера. Набухающий элемент пакера предпочтительно имеет длину от около 3 футов (0,91 м) до 40 футов (12,2 м). В одном аспекте набухающий элемент пакера изготавливается из эластомерного материала. Набухающий элемент пакера приводится в действие с течением времени в присутствии текучей среды, такой как вода, газ, нефть или химреагент. Набухание может проходить, например, если один из механически устанавливающихся в рабочее положение элементов пакера выходит из строя. Альтернативно, набухание может проходить с течением времени при контакте текучих сред в пласте, окружающем набухающий элемент пакера, с элементом пакера.

Компоновка песчаного фильтра, компоновка звеньев колонны и компоновка пакера соединяются последовательно. Соединение выполняется таким, что перфорированная основная труба одной или нескольких секций борьбы с поступлением песка в скважину, неперфорированная основная труба компоновки звеньев колонны и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются текучей средой. Соединение дополнительно выполняется таким, что по меньшей мере одна транспортная труба в одной или нескольких секциях борьбы с поступлением песка в скважину, по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются текучей средой. Транспортные трубы создают альтернативные пути потока для гравийной суспензии и подают суспензию в трубы заполнения гравийного фильтра. Таким образом, материал заполнения гравийного фильтра может отводиться на различных глубинах и интервалах вдоль подземного пласта.

Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте также приведен в данном документе. Ствол скважины предпочтительно включает в себя нижний участок, заканчиваемый как необсаженная зона забоя скважины. В одном аспекте способ включает в себя создание компоновки песчаного фильтра. Компоновка песчаного фильтра может соответствовать компоновке песчаного фильтра, описанной выше.

Способ также включает в себя создание компоновки звеньев колонны. Компоновка звеньев колонны может выполняться согласно компоновке звеньев колонны, описанной выше.

Способ дополнительно включает в себя создание компоновки пакера. Компоновка пакера также выполняется согласно компоновке пакера, описанной выше в различных вариантах осуществления. Компоновка пакера включает в себя по меньшей мере один и предпочтительно два механически устанавливающиеся в рабочее положение пакера. Например, каждый пакер должен иметь внутренний шпиндель, альтернативный каналы потока, проходящие вокруг внутреннего шпинделя и уплотнительный элемент снаружи от внутреннего шпинделя.

Способ также включает в себя последовательное соединение компоновки песчаного фильтра, компоновки звеньев колонны и компоновки пакера. Соединение выполняется таким, что перфорированная основная труба одной или нескольких секций борьбы с поступлением песка в скважину, неперфорированная основная труба компоновки звеньев колонны и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются текучей средой. Соединение дополнительно выполняется таким, что по меньшей мере одна транспортная труба в одной или нескольких секциях борьбы с поступлением песка в скважину, по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются текучей средой.

Способ дополнительно включает в себя спуск компоновки песчаного фильтра и соединенной компоновки звеньев колонны и компоновки пакера в ствол скважины. Кроме того, способ включает в себя установку уплотнительного элемента компоновки пакера в контакт с окружающим стволом скважины.

Способ далее включает в себя нагнетание гравийной суспензии в ствол скважины. Нагнетание выполняется для образования гравийного фильтра под компоновкой пакера после, по меньшей мере, установки в рабочее положение уплотнительного элемента. Конкретно, материал заполнения гравийного фильтра нагнетается в кольцевое пространство, образованное между песчаными фильтрами и окружающим стволом скважины. Способ, кроме того, включает в себя дополнительное нагнетание гравийной суспензии в ствол скважины для закладки резерва материала заполнения гравийного фильтра вокруг неперфорированной основной трубы компоновки звеньев колонны над компоновкой песчаного фильтра. Предпочтительно закладывается около 6 футов (1,8 м) резервного материала заполнения фильтра.

Способ может также включать в себя получение углеводородных текучих сред по меньшей мере из одного интервала вдоль ствола скважины. Способ может также включать в себя осаждение резерва материала заполнения гравийного фильтра вокруг верхней секции борьбы с поступлением песка в скважину.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящего изобретения к описанию приложены некоторые иллюстрации, схемы и/или блок-схемы последовательности операций способа. Следует отметить, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не ограничивающие их 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

- 4 030002

среды.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение участка заканчивания с необсаженной зоной забоя ствола скважины фиг. 1. Заканчивание с необсаженной зоной забоя на глубинах трех являющихся примером интервалов показано более подробно.

На фиг. 3А показано продольное сечение компоновки пакера в одном варианте осуществления. Здесь показана основная труба с окружающими элементами пакера. Показаны два механически устанавливающихся в рабочее положение пакера.

На фиг. 3В показано сечение компоновки пакера фиг. 3А по линии 3В-3В фиг. 3А. Шунтирующие трубы показаны в набухающем элементе пакера.

На фиг. 3С показано сечение компоновки пакера фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. Вместо шунтирующих труб показаны транспортные трубы, выполненные как манифольд вокруг основной трубы.

На фиг. 4А показано продольное сечение компоновки пакера фиг. 3А. Здесь устройства борьбы с поступлением песка в скважину или песчаные фильтры установлены на противоположных концах компоновки пакера. На устройствах борьбы с поступлением песка в скважину применяются наружные шунтирующие трубы.

На фиг. 4В показано сечение компоновки фильтра фиг. 4А по линии 4В-4В фиг. 4А. Шунтирующие трубы показаны снаружи от песчаного фильтра обеспечивающими альтернативный путь потока для суспензии твердых частиц.

На фиг. 5А показан другой вид сбоку с продольным сечением компоновки пакера фиг. 3А и компоновки песчаного фильтра. Здесь устройства борьбы с поступлением песка в скважину или песчаные фильтры также установлены на противоположных концах компоновки пакера. Вместе с тем, в устройствах борьбы с поступлением песка в скважину применены внутренние шунтирующие трубы.

На фиг. 5В показано сечение компоновки пакера фиг. 5А по линии 5В-5В фиг. 5А. Шунтирующие трубы показаны в песчаном фильтре создающими альтернативный путь потока для суспензии твердых частиц.

На фиг. 6А показано сечение одного из механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров фиг. 3А. Здесь механически устанавливающийся в рабочее положение пакер показан в положении спуска в скважину.

На фиг. 6В показано сечение механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров фиг. 6А. Здесь механически устанавливающийся в рабочее положение пакер активирован и находится в своем рабочем положении.

На фиг. 7А показан с увеличением участок высвобождающей шпонки фиг. 6А. Высвобождающая шпонка показана в положении спуска в скважину вдоль внутреннего шпинделя. Срезной штифт пока не срезан.

На фиг. 7В показан с увеличением другой участок высвобождающей шпонки фиг. 6А. Здесь, срезной штифт срезан и высвобождающая шпонка выпала из внутреннего шпинделя.

На фиг. 7С показан в перспективе посадочный инструмент, который можно применять для фиксирования на высвобождающей муфте и при этом срезания срезного штифта в высвобождающей шпонке.

На фиг. 8Α-8ί показаны стадии процедуры заполнения гравийного фильтра с применением одной из компоновок пакеров настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Альтернативные каналы пути потока созданы проходящими через элементы пакеров компоновки пакера и через секции борьбы с поступлением песка в скважину.

На фиг. 8К показаны компоновка пакера и гравийный фильтр, установленные в рабочее положение в необсаженной зоне забоя ствола скважины по завершении процедуры заполнения гравийного фильтра фиг. 8Α-8Ι

На фиг. 9А показан вид сбоку компоновки песчаного фильтра, которую можно применять в устройстве заканчивания скважины настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Компоновка песчаного фильтра включает в себя множество секций борьбы с поступлением песка в скважину или песчаных фильтров, соединенных с применением колец с соплами.

На фиг. 9В показано сечение компоновки песчаного фильтра фиг. 9А по линии 9В-9В фиг. 9А. Здесь показана одна из секций песчаного фильтра.

На фиг. 9С показано другое сечение компоновки песчаного фильтра фиг. 9А по линии 9С-9С фиг. 9А. Здесь показан узел соединительных муфт.

На фиг. 10А показана в перспективе муфта приложения нагрузки, применяемая как часть компоновки песчаного фильтра фиг. 9А в одном варианте осуществления.

На фиг. 10В показан вид с торца муфты приложения нагрузки фиг. 10А.

На фиг. 11 показана в перспективе муфта передачи крутящего момента, применяемая как часть компоновки песчаного фильтра фиг. 9А в одном варианте осуществления.

На фиг. 12 показан вид с торца кольца с соплами, применяемого вдоль компоновки песчаного фильтра фиг. 9А.

На фиг. 13А показан вид сбоку ствола скважины, проходящего заполнение фильтра гравием. Здесь,

- 5 030002

гравийный фильтр заполнен вокруг песчаных фильтров над и под компоновкой пакера.

На фиг. 13В показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 13А. Здесь гравий в гравийном фильтре, окружающем нижний песчаный фильтр, является осевшим, оставив участок песчаного фильтра под прямым воздействием окружающего пласта.

На фиг. 13С показан другой вид сбоку ствола скважины фиг. 13А. Здесь, компоновка звеньев колонны настоящего изобретения установлена над нижним песчаным фильтром. Компоновка звеньев колонны обеспечивает укладку резерва гравия над нижним песчаным фильтром в расчете на будущее осаждение.

На фиг. 14 показана в изометрии с вырезом компоновка звеньев колонны, которую можно применять в устройстве заканчивания скважины настоящего изобретения в одном варианте осуществления.

На фиг. 15 показана блок-схема последовательности операций способа заканчивания ствола скважины в одном варианте осуществления. Способ включает в себя спуск устройства борьбы с поступлением песка, компоновки звеньев колонны и компоновки пакера в ствол скважины, установку в рабочее положение пакера и установку гравийного фильтра в стволе скважины.

На фиг. 16 схематично представлены различные возможные варианты расположения устройства заканчивания скважины настоящего изобретения.

Подробное описание некоторых вариантов осуществления Определения

При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды, в общем, делятся на два класса: алифатические или углеводороды с нормальной цепью, и циклические углеводороды или углеводороды с замкнутой 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".

Термины "трубчатый элемент" или "трубчатый корпус" относятся к любой трубе или трубному инструменту, таким как звено обсадной колонны или основной трубы, участок хвостовика или патрубок.

Термин "устройство борьбы с поступлением песка в скважину", "секция борьбы с поступлением песка в скважину" означает любой удлиненный трубчатый корпус, обеспечивающий приток текучей среды во внутренний канал или основную трубу и отфильтровывающий песок, мелкодисперсный материал и зернистые обломки породы, поступающие из окружающего пласта. Фильтр с проволочной обмоткой вокруг щелевой основной трубы является примером секции борьбы с поступлением песка в скважину.

Термин "альтернативные каналы потока" означает любую систему манифольдов и/или транспортных труб, которые обеспечивают сообщение текучей средой через или вокруг трубного скважинного инструмента для обеспечения обхода гравийной суспензией или другой текучей средой скважинного инструмента или любой преждевременно образовавшейся песчаной перемычки в кольцевом пространстве и продолжения заполнения фильтра гравием дополнительно ниже по потоку. Примеры таких скважинных инструментов включают в себя (I) пакер с уплотнительным элементом, (II) песчаный фильтр или щелевую трубу и (III) трубу без боковых отверстий с наружным защитным экраном или без него. 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 изо- 6 030002

бретений.

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 аналогичные термины 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 необсаженным участком 120 зоны забоя в нижнем конце ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины выполнен для коммерческой добычи углеводородов для переработки или продажи. Эксплуатационная колонна 130 насосно-компрессорных труб оборудована в канале 105 для подачи текучих сред добычи из необсаженного участка 120 зоны забоя к поверхности 101.

Ствол 100 скважины включает в себя фонтанную арматуру скважины, показанную схематично позицией 124. Фонтанная арматура 124 скважины включает в себя задвижку 126 остановки скважины. Задвижка 126 остановки скважины регулирует приток текучих сред добычи из ствола 100 скважины. В дополнение оборудован подземный предохранительный клапан 132 для блокирования подачи текучих сред из эксплуатационной колонны 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 участке 120 необсаженного ствола или над ним для механизированного подъема текучей среды добычи от участка 120 необсаженного ствола до фонтанной арматуры 124 скважины.

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 (такая как обсадная колонна 106), 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. Могут использоваться дополнительные промежуточные обсадные колонны (не показано). Настоящие изобретения не ограничены типом применяемого устройства обсадной колонны.

Каждая из обсадных колонн 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 (см. фиг. 2) образуется между эксплуатационной колонной 130 насосно-компрессорных труб и окружающей обсадной колонной 106. Эксплуатационный 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. Вместе с тем, показанный ствол 100 скважины прошел заканчивание с необсаженной зоной забоя. Соответственно ствол 100 скважины не включает в себя конечную обсадную колонну на необсаженном участке 120 зоны забоя.

В являющемся примером стволе 100 скважины необсаженный участок 120 зоны забоя скважины 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 требующие извлечения нефтяные запасы, а промежуточный интервал 114 может содержать в основном воду или другую текучую среду на водной основе в своем поровом объеме. Данное может получаться вследствие присутствия зоны природной воды, прослоек высокой проницаемости или естественных трещин в водоносной породе или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В данном случае существует высокая вероятность поступления воды в ствол 100 скважины.

Альтернативно, верхний интервал 112 и промежуточный 114 интервалы могут содержать углеводородные текучие среды, подходящие для добычи, переработки и продажи, а нижний интервал 116 может содержать некоторое количество нефти с увеличивающимися объемами воды. Данное может получаться вследствие появления конуса обводнения, который растет вблизи скважинного контакта углеводорода и

- 7 030002

воды. В данном случае вновь весьма вероятно поступление воды в ствол 100 скважины.

Также альтернативно, из верхнего интервала 112 и нижнего интервала 116 можно получать углеводородные текучие среды из песчаника или другого проницаемого скелета горной породы, а промежуточный интервал 114 может представлять собой непроницаемый сланец или другую породу, по существу, непроницаемую для текучих сред.

В любой из данных ситуаций оператору требуется изолировать выбранные интервалы. В первом случае оператору нужно изолировать промежуточный интервал 114 от эксплуатационной колонны 130 и от верхнего интервала 112 и нижнего интервала 116 (применяя компоновки 210' и 210" пакеров), при этом основные углеводородные текучие среды можно получать через ствол 100 скважины на поверхности 101. Во втором случае оператору нужно изолировать нижний интервал 116 от эксплуатационной колонны 130 и верхнего интервала 112 и промежуточного интервала 114, при этом основные углеводородные текучие среды можно получать через ствол 100 скважины на поверхности 101. В третьем случае оператору нужно изолировать верхний интервал 112 от нижнего интервала 116, но не нужно изолировать промежуточный интервал 114. Решения по реализации таких требований в контексте заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя в данном документе описаны подробно ниже и показаны на прилагаемых чертежах.

При добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, имеющей заканчивание с необсаженной зоной забоя, требуется не только изолировать выбранные интервалы, но также ограничить приток частиц песка и других мелкодисперсных частиц. Для предотвращения миграции пластовых частиц в эксплуатационную колонну 130 во время эксплуатации скважины устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину (или секции) заранее спускают в ствол 100 скважины. Данное описано более подробно ниже и показано на фиг. 2 и фиг. 8Л-8Т

Как показано на фиг. 2, устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину содержат удлиненный трубчатый корпус, называемый основной трубой 205. Основная труба 205 обычно составлена 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 поступлением песка в скважину также содержат фильтрующее средство 207, обмотанное или иначе установленное радиально вокруг основных труб 205. Фильтрующее средство 207 может являться фильтром из проволочной сетки или проволочной обмотки, выполненной вокруг основной трубы 205. Альтернативно, фильтрующее средство песчаного фильтра может содержать мембранный фильтр, расширяющийся фильтр, металлокерамический фильтр, дырчатый фильтр, выполненный из полимера с запоминанием формы (такого как описан в патенте И.8. Ра!. Νο. 7926565), дырчатый фильтр, заполненный волокнистым материалом, или заранее уложенный слой твердых частиц. Фильтрующее средство 207 предотвращает поступление песка или других частиц крупнее заданного размера в основную трубу 2 05 и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.

В дополнение к устройству 200 борьбы с поступлением песка в скважину 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, можно использовать дополнительные компоновки 210 пакеров или одну компоновку 210 пакера. Компоновки 210', 210" пакеров индивидуально выполнены с возможностью герметизации кольцевого пространства (см. позицию 202 фиг. 2) между различными устройствами 200 борьбы с поступлением песка в скважину и окружающей стенкой 201 необсаженного участка 120 зоны забоя ствола 100 скважины.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение необсаженного участка 120 зоны забоя ствола 100 скважины фиг. 1. Необсаженный участок 120 зоны забоя скважины и три интервала 112, 114, 116 показаны более четко. Верхняя и нижняя компоновки 210', 210" пакеров также показаны более четко вблизи верхней и нижней границ промежуточного интервала 114 соответственно. Гравий уже уложен в кольцевом пространстве 202. И наконец, показаны устройства борьбы с поступлением песка в скважину, или секции 200 вдоль каждого из интервалов 112, 114, 116.

Что касается самих компоновок пакеров, каждая компоновка 210', 210" пакеров может иметь два отдельных пакера. Пакеры предпочтительно устанавливаются в рабочее положение с помощью комбинации механических манипуляций и гидравлических сил. Для данного описания пакеры считаются механически устанавливающимися в рабочее положение. Являющиеся примерами компоновки 210 пакеров представлены верхним пакером 212 и нижним пакером 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 в упор к окружающей стенке 201 ствола скважины.

Элементы для верхнего пакера 212 и нижнего пакера 214 должны выдерживать давления и нагрузки, связанные с процессом заполнения гравийного фильтра. Обычно такие давления составляют от около 2000 фунт/дюйм² (13,8 МПа) до около 3000 фунт/дюйм² (20,7 МПа). Элементы для пакеров 212, 214 должны также выдерживать нагрузку от перепада давлений в стволе скважины и/или пластовых давлений, обусловленную естественными сдвигами, истощением, добычей или нагнетанием. Эксплуатация может включать в себя избирательную добычу или ведение добычи, отвечающие нормативным требова- 8 030002

ниям. Нагнетание может включать в себя избирательное нагнетание текучей среды для планового поддержания пластового давления. Нагнетание может также включать в себя избирательную обработку пласта для интенсификации притока в виде гидроразрыва пласта с кислотной обработкой, кислотной обработки скелета или восстановления повреждения пласта.

Уплотнительные поверхности или элементы для механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров 212, 214 должны иметь порядок размеров, измеряющихся дюймами для выполнения подходящего гидравлического уплотнения. В одном аспекте каждый из элементов имеет длину от около 6 дюймов (15,2 см) до около 24 дюймов (61,0 см).

Предпочтительно элементы пакеров 212, 214 выполнены с возможностью расширения, по меньшей мере, до наружного диаметра поверхности в 11 дюймов (около 28 см) с коэффициентом овальности не больше 1,1. Элементы пакеров 212, 214 должны предпочтительно выполняться с возможностью работы с вымыванием в 8-1/2 дюйма (около 21,6 см) или 9-7/8 дюйма (около 25,1 см) необсаженного участка 120 зоны забоя скважины. Расширяющиеся участки пакеров 212, 214 должны содействовать поддержанию, по меньшей мере, временного уплотнения в упор к стенке 201 промежуточного интервала 114 (или другого интервала) при увеличении давления во время заполнения фильтра гравием.

Верхний пакер 212 и нижний пакер 214 устанавливаются в рабочее положение до заполнения фильтра гравием. Пакеры 212, 214 могут устанавливаться в рабочее положение, например, с помощью поступательного перемещения высвобождающей муфты. Данное, в свою очередь, обеспечивает действие силы гидростатического давления в направлении вниз на поршневой шпиндель. Поршневой шпиндель действует вниз на центратор и/или элементы пакеров, обуславливая их расширение в упор к стенке 201 ствола скважины. Элементы верхнего пакера 212 и нижнего пакера 214 расширяются, входя в контакт с окружающей стенкой 201 для изоляции кольцевого пространства 202 на выбранной глубине интервала необсаженного участка 120 зоны забоя скважины.

На фиг. 2 показан шпиндель, позиция 215 в пакерах 212, 214. Данная позиция может представлять собой поршневой шпиндель и другие шпиндели, используемые в пакерах 212, 214, как описано более подробно ниже.

В качестве "резервного" для расширяющихся элементов в верхнем пакере 212 и нижнем пакере 214 компоновки 210' и 210" пакеров также могут включать в себя промежуточный элемент 216 пакера. Промежуточный элемент 216 пакера выполняется из набухающего эластомерного материала, изготовленного из соединений синтетического каучука. Подходящими примерами набухающих материалов являются СопЦпсЮг™ или 8\уе11Раскег™ компании Ае11 δοϊυΐίοη. а также Ε-ΖΙΡ™ компании 5>\ус11Н\. Набухающий пакер 216 может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал известный специалистам в данной области техники, который устанавливается в рабочее положение с помощью одного из следующего: доведенного до нужной кондиции бурового раствора, промывочного раствора заканчивания, текучей среды добычи, текучей среды нагнетания, текучей среды обработки для интенсификации притока или любой их комбинации.

Верхний пакер 212 и нижний пакер 214 могут в общем являться зеркальными друг другу, за исключением высвобождающих муфт, которые срезают соответствующие срезные штифты, или другие соединительные устройства. Одностороннее перемещение толкателя (показан на фиг. 7С и рассмотрен со ссылками на фиг. 7А и 7В) должно обеспечивать пакерам 212, 214 последовательное или одновременное активирование. Нижний пакер 214 активируется первым, за ним верхний пакер 212, когда толкатель вытягивается вверх через внутренний шпиндель (описано ниже и показано на фиг. 6А и 6В). Короткий интервал предпочтительно создается между верхним пакером 212 и нижним пакером 214.

Компоновки 210', 210" пакеров помогают регулировать и контролировать получение текучих сред из разных зон. В данном аспекте компоновки 210', 210" пакеров обеспечивают оператору изоляцию интервала при добыче или нагнетании в зависимости от функции скважины. Установка компоновок 210', 210" пакеров в первоначальном заканчивании обеспечивает оператору остановку добычи в одной или нескольких зонах в жизненном цикле скважины для ограничения поступления воды или в некоторых случаях нежелательных несжижаемых текучих сред, таких как сероводород.

Прецедентов установки пакеров, когда применяется гравийный фильтр в необсаженной зоне забоя, нет вследствие проблем создания уплотнения вдоль участка необсаженной зоны забоя скважины, и вследствие проблем выполнения завершенного гравийного фильтра над и под пакером. В связанных патентах П8. Рак Νο. 8215406 и 8517098 раскрыто устройство и способы заполнения гравийного фильтра в необсаженной зоне забоя ствола скважины после установки пакера в рабочее положение на интервале заканчивания. Разобщение пластов при заканчивании необсаженной зоны забоя с гравийными фильтрами можно обеспечить, применяя элемент пакера и вспомогательные (или "альтернативные") пути потока, обеспечивающие как разобщение пластов, так и альтернативный путь потока для заполнения гравийного фильтра.

Некоторые технические проблемы остаются не решенными способами, раскрытыми в публикациях и.8. Рак РиЫ. Νο. 2009/0294128 и 2010/0032518, в частности в соединении с пакером. Заявки указывают, что пакер может иметь гидравлически приводимый в действие надувной элемент. Такой надувной элемент может изготавливаться из эластомерного материала или термопластичного материала. Вместе с

- 9 030002

тем, разработка элемента пакера из таких материалов требует от элемента пакера соответствия высоким показателям работы. В данном аспекте элемент пакера должен годами поддерживать разобщение пластов при высоких давлениях и/или высоких температурах, и/или в кислых текучих средах. Как альтернатива, в заявках указано, что пакер может являться набухающим резиновым элементом, который расширяется в присутствии углеводородов, воды или другого стимулирующего воздействия. Вместе с тем, известным набухающим эластомерам обычно требуется около 30 дней или больше для полного расширения и входа в контакт с непроницаемым для текучей среды уплотнением с окружающим пластом горной породы. Поэтому в данном документе предложены улучшенные пакеры и устройства разобщения пластов.

На фиг. 3А показан пример компоновки 300 пакера, обеспечивающей альтернативный путь потока для гравийной суспензии. Компоновка 300 пакера в общем показана сбоку с продольными сечениями. Компоновка 300 пакера включает в себя различные компоненты, которые можно применять для уплотнения кольцевого пространства на необсаженном участке 120 зоны забоя скважины.

Компоновка 300 пакера, во-первых, включает в себя основную корпусную секцию 302. Основная корпусная секция 302 предпочтительно изготавливается из стали или из стальных сплавов. Основная корпусная секция 302 выполняется конкретной длины 316, например около 40 футов (12,2 м). Основная корпусная секция 302 представляет собой индивидуальные трубные звенья, которые должны иметь длину между около 10 футов (3,0 м) и 50 футов (15,2 м). Трубные звенья обычно соединяются резьбовыми бурильными замками конец к концу для образования основной корпусной детали 302 длиной 316.

Компоновка 300 пакера также включает в себя противоположные механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры 304. Механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры 304 показаны схематично и в общем соответствуют механически устанавливающимся в рабочее положение элементам 212 и 214 пакеров фиг. 2. Пакеры 304 предпочтительно включают в себя эластомерные элементы манжетного типа длиной менее 1 фута (0,3 м). Как описано дополнительно ниже, пакеры 304 имеют альтернативные каналы потока, которые уникально обеспечивают пакерам 304 установку в рабочее положение до подачи гравийной суспензии в ствол скважины.

Компоновка 300 пакера также, если необходимо, включает в себя набухающий пакер. Альтернативно, короткий интервал 308 может создаваться между механически устанавливающимися в рабочее положение пакерами 304 вместо набухающего пакера. Когда пакеры 304 являются зеркальными друг другу, элементы манжетного типа способны противодействовать давлению текучей среды как выше, так и ниже компоновки пакера.

Компоновка 300 пакера также включает в себя множество шунтирующих труб. Шунтирующие трубы показаны в разрезе позицией 318. Шунтирующие трубы 318 можно также относить к транспортным трубам или альтернативным каналам потока или даже к перепускным трубам. Транспортные трубы 318 являются не имеющими боковых отверстий секциями труб с длиной, проходящей по длине 316 механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров 304 и набухающего пакера 308. Транспортные трубы 318 на компоновке 300 пакера выполнены с возможностью соединения и уплотнения с шунтирующими трубами на соединенных песчаных фильтрах, что дополнительно рассмотрено ниже.

Шунтирующие трубы 318 создают альтернативный путь потока через механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры 304 и промежуточный интервал 308. Данное обеспечивает транспортировку шунтирующими трубами 318 текучей среды носителя вместе с гравием в различные интервалы 112, 114 и 116 необсаженного участка 120 зоны забоя скважины ствола 100 скважины.

Компоновка 300 пакера также включает в себя соединительные элементы. Элементы могут представлять собой традиционные резьбовые замки бурильных труб. Замковый ниппель 30 6 создается на первом конце компоновки 300 пакера. Замковый ниппель 30 6 имеет наружную резьбу для свинчивания с резьбой замковой муфты песчаного фильтра или другой трубы. Замковая муфта или секция 310 с внутренней резьбой создается на противоположном втором конце. Секция 310 с внутренней резьбой служит замковой муфтой для приема конца песчаного фильтра наружной резьбой или другого трубчатого элемента.

Замковый ниппель 306 и замковую муфту 310 можно выполнять из стали или стальных сплавов. Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 выполняются с конкретной длиной 314, например от 4 дюймов (10,2 см) до 4 футов (1,2 м) (или другой подходящей длины). Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 также имеют конкретные внутренний и наружный диаметры. Замковый ниппель 306 имеет наружную резьбу 307, а замковая муфта 310 имеет внутреннюю резьбу 311. Данные резьбы 307 и 311 можно использовать для создания уплотнения между компоновкой 300 пакера и устройствами борьбы с поступлением песка в скважину или другими трубными деталями.

На фиг. 3В. показано сечение компоновки 300 пакера по линии 3В-3В фиг. 3А. На фиг. 3В набухающий пакер 308 показан расположенным по окружности вокруг основной трубы 302. Различные шунтирующие трубы 318 установлены радиально и через равные интервалы вокруг основной трубы 302. В основной трубе 302 показан центральный канал 305. Центральный канал 305 принимает текучие среды добычи во время эксплуатации и подает их в эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.

На фиг. 4А показан вид сбоку с продольным сечением устройства 400 разобщения пластов в одном

- 10 030002

варианте осуществления. Устройство 400 разобщения пластов включает в себя компоновку 300 пакера фиг. 3А. В дополнение, устройства 2 00 борьбы с поступлением песка в скважину присоединены на противоположных концах компоновки 300 пакера к замковому ниппелю 306 и замковой муфте 310 соответственно. Транспортные трубы 318 компоновки 300 пакера показаны соединенными с транспортными трубами 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка в скважину. Шунтирующие трубы 218 представляют трубы заполнения гравийного фильтра (или трубки), которые обеспечивают подачу гравийной суспензии между кольцевым пространством ствола скважины и трубами 218. Шунтирующие трубы 218 на устройстве 200 борьбы с поступлением песка в скважину могут включать в себя сопла 209 для регулирования подачи гравийной суспензии, например, в трубы заполнения гравийного фильтра (показано позицией 218 на фиг. 5А).

На фиг. 4В показано поперечное сечение устройства 400 разобщения пластов. На фиг. 4В показано сечение по линии 4В-4В фиг. 4А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 4В показана щелевая или перфорированная основная труба 205. Данное соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. В основной трубе 205 показан центральный канал 105 для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.

Наружная сетка 220 расположена непосредственно вокруг основной трубы 205. Наружная сетка 220 предпочтительно является проволочной сеткой или проволокой, спирально обмотанной вокруг основной трубы 205, и служит фильтром. В дополнение, шунтирующие трубы 218 установлены радиально и через равные интервалы вокруг наружной сетки 205. Данное означает, что устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину создают наружный вариант осуществления для шунтирующих труб 218 (или альтернативных каналов потока).

Конфигурация транспортных труб 218 является предпочтительно концентрической. Данное показано в сечениях фиг. 3В и 4В. Вместе с тем, трубы 218 могут разрабатываться эксцентричными. Например, на фиг. 2В в патенте И.8. Ра1. Νο. 7661476 представлено устройство "известной техники" борьбы с поступлением песка в скважину, в котором трубы 208а заполнения фильтра и транспортные трубы 208Ь установлены снаружи от основной трубы 202 и окружают фильтрующее средство 204, образуя эксцентричное устройство.

В устройстве фиг. 4А и 4В шунтирующие трубы 218 расположены снаружи от фильтрующего средства или наружной сетки 220. Вместе с тем, конфигурацию устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину можно модифицировать. При этом шунтирующие трубы 218 можно переместить внутрь фильтрующего средства 220.

На фиг. 5А показан вид сбоку с продольным сечением устройства 500 разобщения пластов в альтернативном варианте осуществления. В данном варианте осуществления устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину также соединяются на противоположных концах с замковым ниппелем 306 и замковой муфтой 310 соответственно компоновки 300 пакера. В дополнение, транспортные трубы 318 на компоновке 300 пакера показаны соединенными с шунтирующими трубами 218 на компоновке песчаного фильтра 200. Вместе с тем, как показано на фиг. 5А, в компоновке песчаного фильтра 200 применяются внутренние шунтирующие трубы 218, при этом шунтирующие трубы 218 расположены между основной трубой 205 и окружающим фильтрующим средством 220.

На фиг. 5В показано поперечное сечение устройства 500 разобщения пластов. На фиг. 5В сечение показано по линии В-В фиг. 5А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 5В также показана щелевая или перфорированная основная труба 205. Труба соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. В основной трубе 205 показан центральный канал 105 для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.

Шунтирующие трубы 218 установлены радиально и через равные интервалы вокруг основной трубы 205. Шунтирующие трубы 218 располагаются непосредственно вокруг основной трубы 205 и в окружающем фильтрующем средстве 220. Данное означает, что устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину фиг. 5А и 5В создают внутренний вариант осуществления для шунтирующих труб 218.

Кольцевое пространство 225 создается между основной трубой 205 и окружающей наружной сеткой или фильтрующим средством 220. Кольцевое пространство 225 принимает приток текучих сред добычи в стволе скважины. Наружная проволочная обмотка 220 поддерживается множеством радиально выступающих опорных ребер 222. Ребра 222 проходят через кольцевое пространство 225. Сопла 209 подают суспензию снаружи устройств 200 борьбы с поступлением песка в скважину.

На фиг. 4А и 5А представлены устройства для соединения песчаных фильтров 200 с компоновкой 300 пакера фиг. 3А. Транспортные трубы 318 (или альтернативные каналы потока) в компоновке 300 пакера гидравлически соединяются с шунтирующими трубами 218 вдоль песчаных фильтров 200. Понятно, что настоящие устройства и способы не ограничены рамками конкретных конструктивных решений и расположения шунтирующих труб 318 при условии обеспечения действия байпаса суспензии для компоновки пакера 210. На фиг. 3С показано сечение компоновки 300 пакера фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. В данном устройстве шунтирующие трубы 318 выполняются как манифольд вокруг основной трубы 302. Опорное кольцо 315 создается вокруг шунтирующих труб 318.

Соединение устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину с компоновкой 300 пакера

- 11 030002

требует совмещения транспортных труб 318 в компоновке 300 пакера с шунтирующими трубами 218 вдоль устройства 200 борьбы с поступлением песка в скважину. При этом путь потока шунтирующих труб 218 в устройстве борьбы с поступлением песка в скважину должен не прерываться при соединении с транспортными трубами 318 пакера. На фиг. 4А (см. описание выше) показано устройство 200 борьбы с поступлением песка в скважину, соединенное с промежуточной компоновкой 300 пакера совмещенными трубами 218, 318. Для выполнения данного соединения разработаны специальные муфты.

В патенте И.8. Ра1еп1 Νο. 7661476 под названием "Огауе1 Расктпд Μοίΐιούδ" раскрыта эксплуатационная колонна (именуется компоновкой звеньев колонны), в которой применяется последовательность звеньев песчаного фильтра. Звенья песчаного фильтра устанавливаются между "муфтой приложения нагрузки" и "муфтой передачи крутящего момента". Муфта приложения нагрузки образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка образует канал, проходящий через муфту приложения нагрузки. Аналогично, муфта передачи крутящего момента образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка также образует канал, проходящий через муфту передачи крутящего момента. Муфту приложения нагрузки и муфту передачи крутящего момента можно применять для выполнения соединения с компоновкой пакера и при этом обеспечения сообщения текучей средой с транспортными трубами вдоль пакеров.

На фиг. 9А показан вид сбоку компоновки 900 песчаного фильтра, которую можно применять в устройстве заканчивания скважины настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Являющаяся примером компоновка 900 песчаного фильтра взята из патента '476, упомянутого выше. Компоновка 900 песчаного фильтра включает в себя множество секций борьбы с поступлением песка в скважину или песчаных фильтров 914а, 914Ь, ..., 914п. Песчаные фильтры 914а, 914Ь, ..., 914п соединяются последовательно с применением колец с соплами 910а, 910Ь, ..., 910п. В компоновке 900 песчаного фильтра используется основной корпусной участок 902, имеющий первый или расположенный выше по потоку конец и второй или расположенный ниже по потоку конец. Муфта 1000 приложения нагрузки функционально прикрепляется на первом конце или вблизи первого конца, а муфта 1100 передачи крутящего момента функционально прикрепляется на втором конце или вблизи второго конца.

Муфта 1000 приложения нагрузки включает в себя по меньшей мере одну транспортную трубу и по меньшей мере одну трубу заполнения гравийного фильтра. По меньшей мере одна транспортная труба и по меньшей мере одна труба заполнения гравийного фильтра расположены снаружи от внутреннего диаметра и внутри от наружного диаметра. Аналогично, муфта 1100 передачи крутящего момента включает в себя по меньшей мере одну трубу. По меньшей мере одна труба также расположена снаружи от внутреннего диаметра и внутри от наружного диаметра. Соединительные муфты 910а, 910Ь, ..., 910п создают совмещенные отверстия (см. позицию 1204 на фиг. 12). Эффект, получаемый от муфты 1000 приложения нагрузки, муфты 1100 передачи крутящего момента и колец с соплами 910а, 910Ь, ..., 910п состоит в том, что они обеспечивают соединение последовательности звеньев 914а, 914Ь, ..., 914п песчаного фильтра и спуск в ствол скважины быстрее и с меньшими затратами.

На фиг. 9А показана установка муфты 1000 приложения нагрузки и муфты 1100 передачи крутящего момента на противоположных концах компоновки 900 песчаного фильтра. Вместе с тем, данные узлы 1000, 1100 можно также применять на противоположных концах удлиненной компоновки звеньев колонны, как рассмотрено более подробно ниже и показано на фиг. 14. Каждая из муфт 1000 приложения нагрузки и муфт 1100 передачи крутящего момента имеет транспортные трубы, рассмотренные более подробно ниже и показанные на фиг. 10А и 11 соответственно.

На фиг. 9В показано сечение компоновки 900 песчаного фильтра фиг. 9А по линии 9В-9В на фиг. 9А. Конкретно, сечение проходит через устройство 914а борьбы с поступлением песка в скважину. Фильтрующее средство показано позицией 914. На фиг. 9С показано другое сечение компоновки 900 песчаного фильтра фиг. 9А, на этот раз по линии 9С-9С на фиг. 9А. Здесь, сечение проходит через узел 911 соединительных муфт.

Узел 911 соединительных муфт функционально прикрепляется к первому концу компоновки 900 песчаного фильтра. Узел 911 соединительных муфт включает в себя манифольд 915, показанный в сечении на фиг. 9С. Манифольд 915 обеспечивает установление сообщения текучей средой транспортных труб в муфте 1000 приложения нагрузки и транспортных труб в соединенной компоновке звеньев колонны (показано позицией 1400 на фиг. 14). Возвращаясь к фиг. 3А, как отмечается, компоновка 300 пакера включает в себя пару механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров 304. При использовании компоновки 300 пакеры 304 предпочтительно устанавливаются в рабочее положение до нагнетания суспензии и образования гравийного фильтра. Данное требует уникального устройства пакера, в котором оборудованы шунтирующие трубы для альтернативного канала потока.

Пакеры 304 на фиг. 3А показаны схематично. Вместе с тем, на фиг. 6А и 6В даны более подробные виды подходящего механически устанавливающегося в рабочее положение пакера 600, который можно применять в компоновке фиг. 3А в одном варианте осуществления.

На фиг. 6А и 6В показаны продольные сечения. На фиг. 6А пакер 600 показан в положении спуска в

- 12 030002

скважину, а на фиг. 6В пакер 600 показан в своем рабочем положении.

Пакер 600 первым включает в себя внутренний шпиндель 610. Внутренний шпиндель 610 образует удлиненный трубчатый корпус, создающий центральный канал 605. Центральный канал 605 обеспечивает основной путь потока текучих сред добычи через пакер 600. После установки и ввода в эксплуатацию центральный канал 605 транспортирует текучие среды добычи в канал 105 песчаных фильтров 200 (см. фиг. 4А и 4В) и эксплуатационной колонны 130 насосно-компрессорных труб (см. фиг. 1 и 2).

Пакер 600 также включает в себя первый конец 602. Резьба 604 выполняется вдоль внутреннего шпинделя 610 на первом конце 602. В примере резьба 604 является наружной резьбой. Муфтовое соединительное устройство 614 с внутренней резьбой на обоих концах соединяется или свинчивается с резьбой 604 на первом конце 602. Первый конец 602 внутреннего шпинделя 610 с муфтовым соединительным устройством 614 называется муфтовым концом. Второй конец (не показано) внутреннего шпинделя 610 имеет наружную резьбу и называется ниппельным концом. Ниппельный конец (не показан) внутреннего шпинделя 610 обеспечивает соединение пакера 600 с муфтовым концом песчаного фильтра или другим трубчатым корпусом, таким как автономный фильтр, модуль измерительной аппаратуры, эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб или труба без боковых отверстий.

Муфтовое соединительное устройство 614 на муфтовом конце 602 обеспечивает соединение пакера 600 с ниппельным концом песчаного фильтра или другим трубчатым корпусом, таким как автономный фильтр, модуль измерительной аппаратуры, эксплуатационная колонна насосно-компрессорных труб или труба без боковых отверстий.

Внутренний шпиндель 610 проходит по длине пакера 600. Внутренний шпиндель 610 может состоять из многочисленных соединенных секций или звеньев. Внутренний шпиндель 610 имеет несколько уменьшенный внутренний диаметр вблизи первого конца 602. Указанное получается вследствие установочного заплечика 606, выполненного на металлорежущем станке во внутреннем шпинделе. Как описано более подробно ниже, установочный заплечик 606 ловит высвобождающую муфту 710 в ответ на механическую силу, приложенную посадочным инструментом.

Пакер 600 также включает в себя поршневой шпиндель 620. Поршневой шпиндель 620 проходит в общем от первого конца 602 пакера 600. Поршневой шпиндель 620 может состоять из многочисленных соединенных деталей или звеньев. Поршневой шпиндель 620 образует удлиненный трубчатый корпус, который размещается по окружности вокруг и, по существу, концентрично с внутренним шпинделем 610. Между внутренним шпинделем 610 и окружающим поршневым шпинделем 620 создается кольцевое пространство 625. Кольцевое пространство 625 предпочтительно обеспечивает вспомогательный путь потока или альтернативные каналы потока для текучих сред.

Кольцевое пространство 625 сообщается текучей средой с вспомогательным путем потока другого забойного инструмента (не показано на фиг. 6А и 6В). Такой отдельный инструмент может являться, например, компоновкой 1400 звеньев колонны фиг. 14, трубой без боковых отверстий или другим трубчатым корпусом.

Пакер 600 также включает в себя соединительную муфту 630. Соединительная муфта 630 соединяется и уплотняется (например, с помощью эластомерных колец круглого сечения) с поршневым шпинделем 620 на первом конце 602. Соединительная муфта 630 затем свинчивается и скрепляется штифтом с муфтовым соединительным устройством 614, которое свинчивается с внутренним шпинделем 610, для предотвращения относительного вращения между внутренним шпинделем 610 и соединительной муфтой 630. Первый болт передачи крутящего момента показан позицией 632, служит для скрепления соединительной муфты с муфтовым соединительным устройством 614.

В одном аспекте также применяется шпонка 634 разработки ΝΛί’Λ (Ναΐίοηαΐ Лбу18оту Сотпнйее ίοτ Аегоиаийск). Шпонка 634 разработки NΑСΑ устанавливается внутри соединительной муфты 530 и снаружи резьбового муфтового соединительного устройства 614. Первый болт 632 передачи крутящего момента устанавливается, соединяя соединительную муфту 630 с шпонкой 634 разработки NΑСΑ и затем с муфтовым соединительным устройством 614. Второй болт 636 передачи крутящего момента устанавливается, соединяя соединительную муфту 630 с шпонкой 634 разработки NΑСΑ. Шпонки 634 разработки NΑСΑ могут (а) скреплять соединительную муфту 630 с внутренним шпинделем 610 через муфтовое соединительное устройство 614, (б) предотвращать вращение соединительной муфты 630 вокруг внутреннего шпинделя 610 и (в) содействовать безвихревому движению потока суспензии вдоль кольцевого пространства 512 для уменьшения трения.

В пакере 600 кольцевое пространство 625 вокруг внутреннего шпинделя 610 изолировано от основного канала 605. В дополнение, кольцевое пространство 625 изолировано от окружающего кольцевого пространства ствола скважины (не показано). Кольцевое пространство 625 обеспечивает перемещение гравийной суспензии или другой текучей среды из альтернативных каналов потока (таких как транспортные трубы 218) через пакер 600. Таким образом, кольцевое пространство 625 становится альтернативным каналом (каналами) потока для пакера 600.

В работе кольцевое пространство 612 размещается на первом конце 602 пакера 600. Кольцевое пространство 612 располагается между муфтовым соединительным устройством 614 и соединительной муфтой 630. Кольцевое пространство 612 принимает суспензию из альтернативных каналов потока соеди- 13 030002

ненного трубчатого корпуса, и подает суспензию в кольцевое пространство 625. Трубчатый корпус может являться, например, смежным песчаным фильтром, трубой без боковых отверстий или устройством разобщения пластов.

Пакер 600 также включает в себя несущий нагрузку заплечик 626. Несущий нагрузку заплечик 626 располагается вблизи конца поршневого шпинделя 620, где соединительная муфта 630 соединяется и уплотняется. Сплошная секция на конце поршневого шпинделя 620 имеет внутренний диаметр и наружный диаметр. Несущий нагрузку заплечик 626 располагается вдоль наружного диаметра. Внутренний диаметр имеет резьбу и свинчивается с внутренним шпинделем 610. По меньшей мере один альтернативный канал потока выполняется между внутренним и наружным диаметром для соединения потока между кольцевым пространством 612 и кольцевым пространством 625.

Несущий нагрузку заплечик 626 создает точку несения нагрузки. Во время работ на буровой установке грузоподъемная муфта или грузозахватное устройство (не показано) располагается вокруг несущего нагрузку заплечика 626, обеспечивая подъем и удержание пакера 600 обычными элеваторами. Несущий нагрузку заплечик 626 затем временно используется для несения веса пакера 600 (и любых соединенных устройств заканчивания, таких как звенья песчаного фильтра, уже спущенных в скважину) при установке в ротор на буровом полу. Нагрузка может затем передаваться с несущего нагрузку заплечика 626 на трубное резьбовое соединительное устройство, такое как муфтовое соединительное устройство

614, затем на внутренний шпиндель 610 или основную трубу 205, то есть трубу, которая свинчивается с муфтовым соединительным устройством 614.

Пакер 600 также включает в себя поршневой кожух 640. Поршневой кожух 640 размещается вокруг и является, по существу, концентричным с поршневым шпинделем 620. Пакер 600 выполнен с возможностью обеспечивать аксиальное перемещение поршневого кожуха 640 вдоль и относительно поршневого шпинделя 620. Конкретно, поршневой кожух 640 приводится в движение гидростатическим давлением на забое. Поршневой кожух 640 может состоять из многочисленных соединенных деталей или звеньев.

Поршневой кожух 640 удерживается на месте на поршневом шпинделе 620 во время спуска в скважину. Поршневой кожух 640 крепится с использованием высвобождающей муфты 710 и высвобождающей шпонки 715. Высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 предотвращают относительное поступательное перемещение между поршневым кожухом 640 и поршневым шпинделем 620. Высвобождающая шпонка 715 проходит через оба, поршневой шпиндель 620 и внутренний шпиндель 610.

На фиг. 7А и 7В показаны с увеличением высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 для пакера 600. Высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 удерживаются на месте срезным штифтом 720. На фиг. 7А, срезной штифт 720 еще не срезан, и высвобождающая муфта 710 и высвобождающая шпонка 715 удерживаются на месте вдоль внутреннего шпинделя 610. На фиг. 7В срезной штифт 720 срезан, и высвобождающая муфта 710 поступательно переместилась вдоль внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610.

На каждой из фиг. 7А и 7В показаны внутренний шпиндель 610 и окружающий его поршневой шпиндель 620. В дополнение, поршневой кожух 640 показан за пределами поршневого шпинделя 620. Три трубчатых корпуса, представляющие внутренний шпиндель 610, поршневой шпиндель 620 и поршневой кожух 640 скрепляются вместе для исключения относительного поступательного перемещения или вращения четырьмя высвобождающими шпонками 715. Только одна из высвобождающих шпонок 715 видна на фиг. 7А; вместе с тем, четыре отдельных шпонки 715, радиально видимые в сечении на фиг. 6Е, описаны ниже.

Высвобождающая шпонка 715 размещается в шпоночном пазу 615. Шпоночный паз 615 проходит через внутренний шпиндель 610 и поршневой шпиндель 620. Высвобождающая шпонка 715 включает в себя заплечик 734. Заплечик 734 размещается в выемке 624 под заплечик в поршневом шпинделе 620. Выемка 624 под заплечик является достаточно большой для обеспечения перемещения заплечика 734 радиально внутрь. Вместе с тем, такому перемещению на фиг. 7А препятствует высвобождающая муфта 710.

Отмечаем, что кольцевого пространства 625 между внутренним шпинделем 610 и поршневым шпинделем 620 не видно на фиг. 7А или 7В. Данное происходит, поскольку кольцевое пространство 625 не проходит через данное сечение, или очень мало. Вместо этого, кольцевое пространство 625 использует отдельные радиально разнесенные каналы, которые сохраняют поддержку высвобождающих шпонок 715. Иначе говоря, большие каналы, составляющие кольцевое пространство 625, расположены на удалении от материала внутреннего шпинделя 610, который окружает шпоночные пазы 615.

На месте каждой высвобождающей шпонки на металлорежущем станке выполнен шпоночный паз

615, проходящий через внутренний шпиндель 610. Шпоночные пазы 615 сверлятся под соответствующие высвобождающие шпонки 715. Если имеется четыре высвобождающих шпонки 715, должны выполняться четыре дискретных упора, разнесенных по окружности для значительного уменьшения кольцевого пространства 625. Остающаяся площадь кольцевого пространства 625 между смежными упорами обеспечивает потоку в альтернативном канале 625 потока обход высвобождающей шпонки 715.

- 14 030002

Упоры могут выполняться на металлорежущем станке, как часть корпуса внутреннего шпинделя 610. Более конкретно, материал, образующий внутренний шпиндель 610, может обрабатываться на металлорежущем станке для выполнения упоров. Альтернативно, упоры могут выполняться на металлорежущем станке, как отдельный короткий выпускающий шпиндель (не показано), который свинчивается с внутренним шпинделем 610. Также альтернативно упоры могут являться отдельным дистанционирующим устройством, закрепленным между внутренним шпинделем 610 и поршневым шпинделем 620 сваркой или другим средством.

Также здесь следует отметить, что на фиг. 6А, поршневой шпиндель 620 показан как интегральный корпус. Вместе с тем, части поршневого шпинделя 620, где располагаются шпоночные пазы 615, могут являться отдельным коротким выпускающим кожухом. Данный отдельный кожух тогда соединяется с основным поршневым шпинделем 620.

Каждая высвобождающая шпонка 715 имеет отверстие 732. Аналогично, высвобождающая муфта 710 имеет отверстие 722. Отверстие 732 в высвобождающей шпонке 715 и отверстие 722 в высвобождающей муфте 710 выполнены с возможностью размещения срезного штифта. Срезной штифт показан позицией 720. На фиг. 7А срезной штифт 720 удерживается в отверстиях 732, 722 высвобождающей муфтой 710. Вместе с тем, на фиг. 7В срезной штифт 720 срезан, и только небольшую часть штифта 720 можно видеть.

Наружная кромка высвобождающей шпонки 715 имеет поверхность с насечкой, или зубья. Зубья для высвобождающей шпонки 715 показаны позицией 736. Зубья 736 высвобождающей шпонки 715 являются наклонными и выполнены с возможностью стыковаться с ответной поверхностью с насечкой в поршневом кожухе 640. Поверхность стыка с насечкой (или зубьями) для поршневого кожуха 640 показана позицией 646. Зубья 646 размещаются на внутренней поверхности поршневого кожуха 640. При зацеплении зубья 736, 646 предотвращают перемещение поршневого кожуха 640 относительно поршневого шпинделя 620 или внутреннего шпинделя 610. Предпочтительно поверхность стыка с насечкой или зубья 646 располагаются на внутренней поверхности отдельной короткой наружной высвобождающей муфты, которая затем свинчивается с поршневым кожухом 640.

Возвращаясь к фиг. 6А и 6В, пакер 600 включает в себя центрирующий элемент 650. Центрирующий элемент 650 приводится в действие перемещением поршневого кожуха 640. Центрирующий элемент 650 может являться, например, элементом, описанным в публикации υ.δ. Ра1еп1 РнЬНсабоп №. 2011/0042106.

Пакер 600 дополнительно включает в себя уплотнительный элемент 655. Когда центрирующий элемент 650 приводится в действие и центрирует пакер 600 в окружающем стволе скважины, поршневой кожух 640 продолжает приведение в действие уплотнительного элемента 655, как описано в публикации υ.δ. Ра1еШ РиЬПсабоп №. 2009/0308592.

На фиг. 6А показаны центрирующий элемент 650 и уплотнительный элемент 655, находящиеся в своем положении спуска в скважину. На фиг. 6В центрирующий элемент 650 и соединенный уплотнительный элемент 655 приведены в действие. Данное означает, что поршневой кожух 640 переместился вдоль поршневого шпинделя 620, обеспечивая вход в контакт обоих, центрирующего элемента 650 и уплотнительного элемента 655 с окружающей стенкой ствола скважины.

Как отмечается, перемещение поршневого кожуха 640 происходит под действием гидростатического давления текучих сред в скважине, включающих в себя гравийную суспензию. В положении спуска в скважину пакера 600 (показан на фиг. 6А), поршневой кожух 640 удерживается на месте высвобождающей муфтой 710 и связанной с ней поршневой шпонкой 715. Данное положение показано на фиг. 7А. Для установки в рабочее положение пакера 600 (согласно фиг. 6В), высвобождающая муфта 710 должна уйти с пути высвобождающей шпонки 715 в положение, где зубья 736 высвобождающей шпонки 715 больше не сцеплены с зубьями 646 поршневого кожуха 640. Данное положение показано на фиг. 7В.

Для перемещения высвобождающей муфты 710 применяется посадочный инструмент. Пример посадочного инструмента показан позицией 750 на фиг. 7С. Посадочный инструмент 750 образует короткий цилиндрический корпус 755. Предпочтительно посадочный инструмент 750 спускается в ствол скважин на промывочной колонне (не показано). Перемещением промывочной колонны вдоль ствола скважины можно управлять на поверхности.

Верхний конец 752 посадочного инструмента 750 составлен из нескольких радиальных пальцев 760 пружинящей конусной втулки. Пальцы 760 пружинящей конусной втулки складываются под воздействием достаточной направленной внутрь силы. В работе пальцы 760 пружинящей конусной втулки фиксируются в профиле 724, образованном вдоль высвобождающей муфты 710. Пальцы 760 пружинящей конусной втулки включают в себя поднятые поверхности 762, которые стыкуются с или фиксируются в профиле 724 высвобождающей шпонки 710. После фиксирования посадочный инструмент 750 вытягивается или поднимается в стволе скважины. Посадочный инструмент 750 затем вытягивает высвобождающую муфту 710 с силой, достаточной для обеспечения срезания срезных штифтов 720. Когда срезные штифты 720 срезаны, высвобождающая муфта 710 становится свободной для поступательного перемещения вверх вдоль внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610.

Как отмечается, посадочный инструмент 750 можно спускать в ствол скважины на промывочной

- 15 030002

трубе. Посадочный инструмент 750 может являться просто профилированным участком корпуса промывочной трубы. Предпочтительно, вместе с тем, посадочный инструмент 750 является отдельным трубчатым корпусом 755, который свинчивается с промывочной трубой. На фиг. 7С соединительный инструмент показан позицией 770. Соединительный инструмент 770 включает в себя наружную резьбу 775 для соединения с бурильной колонной или другим спускаемым в скважину трубным изделием. Соединительный инструмент 770 проходит в корпус 755 посадочного инструмента 750. Соединительный инструмент 770 может проходить весь путь через корпус 755 для соединения с промывочной трубой или другим устройством, или может свинчиваться с внутренней резьбой (не показано) в корпусе 755 посадочного инструмента 750.

Как также показано на фиг. 7А и 7В, перемещение высвобождающей муфты 710 ограничивается. При этом первый или верхний конец 726 высвобождающей муфты 710 встает в упор к заплечику 606 вдоль внутренней поверхности 608 внутреннего шпинделя 610. Высвобождающая муфта 710 является достаточно короткой для обеспечения открытия высвобождающей муфтой 710 отверстия 732 в высвобождающей шпонке 715. Когда полностью сдвинута, высвобождающая шпонка 715 перемещается радиально внутрь, проталкиваемая профилем с насечкой в поршневом кожухе 640 при наличии гидростатического давления.

Срезание штифта 720 и перемещение высвобождающей муфты 710 также обеспечивает выход высвобождающей шпонки 715 из контакта с поршневым кожухом 640. Выемке 624 под заплечик приданы размеры, обеспечивающие заплечику 734 высвобождающей шпонки 715 выпадение или выход из зацепления с зубьями 646 поршневого кожуха 640, когда высвобождающая муфта 710 освобождается. Гидростатическое давление при этом действует на поршневой кожух 640, поступательно перемещая его вниз относительно поршневого шпинделя 620.

После срезания штифтов 720 поршневой кожух 640 высвобождается для скольжения вдоль наружной поверхности поршневого шпинделя 620. Для выполнения указанного гидростатическое давление из кольцевого пространства 625 действует на заплечик 642 в поршневом кожухе 640. Данное лучше всего показано на фиг. 6В. Заплечик 642 служит поверхностью, воспринимающей давление. Окно 628 текучей среды выполнено в поршневом шпинделе 620 для обеспечения доступа текучей среды к заплечику 642. Предпочтительно окно 628 текучей среды обеспечивает приложение давления, более высокого, чем гидростатическое давление, во время заполнения фильтра гравием. Давление прикладывается к поршневому кожуху 640 для обеспечения входа элементов 655 пакеров в упор к окружающему стволу скважины.

Пакер 600 также включает в себя средство управления. При поступательном перемещении поршневого кожуха 640 вдоль поршневого шпинделя 620 калиброванное отверстие 664 регулирует скорость поступательного перемещения поршневого кожуха вдоль поршневого шпинделя, при этом, замедляя перемещение поршневого кожуха и регулируя скорость установки в рабочее положение пакера 600.

Дополнительно, для понимания признаков являющегося примером механически устанавливающего в рабочее положение пакера 600 даем ссылку на публикацию !п1сгпа11опа1 РиЫюайои Νο. \νϋ2012/082303. Данная заявка совместного рассмотрения представляет дополнительные виды сечения, показанные на фиг. 6С-6Р данной заявки. Описание сечений не требуется повторять в данном документе.

После установки в рабочее положение пакера 600 с байпасом текучей среды может проходить заполнение фильтра гравием. На фиг. 8Α-8Ν показаны стадии процедуры заполнения гравийного фильтра в одном варианте осуществления. В процедуре заполнения гравийного фильтра применяется компоновка пакера с альтернативными каналами потока. Компоновка пакера может выполняться согласно компоновке 300 пакера фиг. 3А. Компоновка 300 должна иметь механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры 304. Данные механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры могут соответствовать пакеру 600 фиг. 6А и 6В.

Показанные на фиг. 8Α-81 устройства борьбы с поступлением песка в скважину применяются с являющейся примером процедурой заполнения гравийного фильтра. На фиг. 8А показан ствол 800 скважины. Ствол 800 скважины имеет стенку. Два разных интервала добычи указаны по длине горизонтального ствола 800 скважины, который может являться либо горизонтальным, или вертикальным. Интервалы показаны позициями 810 и 820. Два устройства 850 борьбы с поступлением песка в скважину спущены в ствол 800 скважины. Отдельные устройства 850 борьбы с поступлением песка в скважину оборудованы на каждом интервале 810, 820 добычи.

Каждое из устройств 850 борьбы с поступлением песка в скважину состоит из основной трубы 854 и окружающего песчаного фильтра 856. Основные трубы 854 имеют щели или перфорации, обеспечивающие проход текучей среды в основную трубу 854. Устройства 850 борьбы с поступлением песка в скважину также каждое включает в себя альтернативные пути потока. Пути потока могут соответствовать шунтирующим трубам 218 либо фиг. 4В или фиг. 5В. Предпочтительно шунтирующие трубы являются внутренними концентричными шунтирующими трубами, расположенными между основными трубами 854 и песчаными фильтрами 856 в кольцевом пространстве, показанном позицией 852.

Устройства 850 борьбы с поступлением песка в скважину соединяются через промежуточную компоновку 300 пакера. В устройстве фиг. 8А компоновка 300 пакера установлена на границе между интервалами 810 добычи и 820. В состав можно включать несколько компоновок 300 пакера. Соединение ме- 16 030002

жду устройством 850 борьбы с поступлением песка в скважину и компоновкой 300 пакера может соответствовать патенту И.8. Ра!еп! Νο. 7661476, упомянутому выше.

В дополнение к устройству 850 борьбы с поступлением песка в скважину промывочная труба 840 спущена в ствол 800 скважины. Промывочная труба 840 спускается в ствол 800 скважины ниже перепускного инструмента или инструмента работы с гравийным фильтром (не показано), который прикрепляется к концу бурильной трубы 835 или другой рабочей колонны. Промывочная труба 840 является удлиненным трубчатым элементом, который проходит в песчаные фильтры 850. Промывочная труба 840 содействует циркуляции гравийной суспензии во время заполнения фильтра гравием и впоследствии убирается. К промывочной трубе 840 прикрепляется толкатель, например толкатель 750, представленный на фиг. 7С. Толкатель 750 устанавливается ниже пакера 300.

Показанный на фиг. 8А перепускной инструмент 845 располагается на конце бурильной трубы 835. Перепускной инструмент 845 применяется для направления нагнетания и циркуляции гравийной суспензии, как рассмотрено подробно ниже.

Отдельный пакер 815 соединяется с перепускным инструментом 845. Пакер 815 и соединенный с ним перепускной инструмент 845 временно устанавливаются в эксплуатационной обсадной колонне 830. Вместе пакер 815, перепускной инструмент 845, удлиненная промывочная труба 840, толкатель 750 и сетчатые конструкции 850 гравийного фильтра спускаются в нижний конец ствола 800 скважины. Пакер 815 затем устанавливается в рабочее положение в эксплуатационной обсадной колонне 830. Перепускной инструмент 845 затем освобождается от пакера 815 и может свободно перемещаться, как показано на фиг. 8В.

Как показано на фиг. 8В, пакер 815 установлен в рабочее положение в эксплуатационной обсадной колонне 830. Данное означает, что пакер 815 приводится в действие для выдвижения трубных клиньев и эластомерного уплотнительного элемента в упор к окружающей обсадной колонне 830. Пакер 815 устанавливается в рабочее положение над интервалами 810 и 820, на которых следует заполнить гравием фильтры. Пакер 815 изолирует интервалы 810 и 820 от участков ствола 800 скважины, расположенных над пакером 815.

После установки пакера 815 в обсадной колонне, как показано на фиг. 8В, перепускной инструмент 845 переключается в положение реверса. В данном положении могут восприниматься давления циркуляции. Текучая среда-носитель 812 перекачивается вниз по бурильной трубе 835 и размещается в кольцевом пространстве между бурильной трубой 835 и окружающей эксплуатационной обсадной колонной 830 над пакером 815. Текучая среда-носитель является текучей средой-носителем гравия, жидким компонентом суспензии заполнения гравийного фильтра. Текучая среда-носитель 812 вытесняет кондиционный буровой раствор 814 над пакером 815, который также может являться буровым раствором на нефтяной основе, например кондиционной жидкостью на неводной основе. Текучая среда-носитель 812 вытесняет буровой раствор 814 в направлении, указанном стрелками "С".

Затем устанавливаются в рабочее положение пакеры, как показано на фиг. 8С. Операция выполняется вытаскиванием толкателя, расположенного ниже компоновки 300 пакера на промывочной трубе 840, вверх мимо компоновки 300 пакера. Более конкретно, механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры 304 компоновки 300 устанавливаются в рабочее положение. Пакеры 304 могут представлять собой, например, пакер 600 фиг. 6А и 6В, описанный более подробно в заявке И.8. Ρτον. Ра!. Арр1. Νο. 61/424427. Как отмечается в заявке, каждый пакер 600 имеет поршневой кожух. Поршневой кожух удерживается на месте вдоль поршневого шпинделя во время спуска в скважину. Поршневой кожух закрепляется с использованием высвобождающей муфты и высвобождающей шпонки. Высвобождающая муфта и высвобождающая шпонка предотвращают относительное поступательное перемещение между поршневым кожухом и поршневым шпинделем.

Во время установки в рабочее положение при перемещении поршневого кожуха вдоль внутреннего шпинделя также прикладывается сила в упор к пакерующему элементу. Центратор и расширяющиеся пакерующие элементы пакеров расширяются в упор к стенке ствола скважины.

Пакеры 600 устанавливаются в рабочее положение с применением посадочного инструмента, который спускается в ствол скважины на промывочной трубе. Посадочный инструмент может просто являться профилированным участком корпуса промывочной трубы для заполнения фильтра гравием. Предпочтительно, вместе с тем, посадочный инструмент является отдельным трубчатым корпусом, который свинчивается с промывочной трубой, как показано на фиг. 7С.

Пакер 600 применяется для изоляции кольцевого пространства, образованного между песчаными фильтрами 856 и окружающей стенкой 805 ствола 800 скважины. Промывочная труба 840 спускается в положение реверса. В положении реверса, как показано на фиг. 8Ό, текучая среда-носитель с гравием может размещаться в бурильной трубе 835 и применяться для продавливания очищенной вытесняющей текучей среды 814 через промывочную трубу 840 и вверх по кольцевому пространству, образованному между бурильной трубой 835 и эксплуатационной обсадной колонной 830 над пакером, как показано стрелками "С".

На фиг. 8Ό-8Ρ показано возможное переключение перепускного инструмента 845 в положение циркуляции для заполнения гравийного фильтра первого подземного интервала 810. На фиг. 8Ό показано

- 17 030002

начало создания текучей средой-носителем 816 с гравием гравийного фильтра в интервале 810 добычи над пакером 300 в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 856 и стенкой 805 необсаженной зоны забоя ствола 800 скважины. Текучая среда выходит за пределы песчаного фильтра 856 и возвращается через промывочную трубу 840, как указано стрелками "Ό".

На фиг. 8Е показано начало образования первого гравийного фильтра 860 над пакером 300. Гравийный фильтр 860 образуется вокруг песчаного фильтра 856 и в направлении к пакеру 815. Осуществляется циркуляция текучей среды-носителя 812 под пакером 300 и к забою ствола 800 скважины. Текучая среданоситель 812 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 840, как указано стрелками "С".

На фиг. 8Р показан продолжающийся процесс заполнения гравийного фильтра для образования гравийного фильтра 860 в направлении к пакеру 815. Песчаный фильтр 856 теперь полностью закрывается гравийным фильтром 860 над пакером 300. Продолжается циркуляция текучей среды-носителя 812 под пакером 300 и к забою ствола 800 скважины. Текучая среда-носитель 812 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 840, как вновь указано стрелками "С".

После образования гравийного фильтра 860 в первом интервале 810 и закрытия гравием песчаных фильтров над пакером 300 текучая среда-носитель с гравием 816 продавливается через транспортные трубы (показано позицией 318 на фиг. 3В). Текучая среда-носитель 816 с гравием образует гравийный фильтр 860, показанный на фиг. 8О-8Т

На фиг. 80 текучая среда-носитель 816 с гравием теперь проходит в интервале 820 добычи под пакером 300. Текучая среда-носитель 816 проходит через шунтирующие трубы и пакер 300, и затем за пределы песчаного фильтра 856. Текучая среда-носитель 816 затем проходит в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 856 и стенкой 805 ствола 800 скважины и возвращается через промывочную трубу 840. Поток текучей среды-носителя 816 с гравием указан стрелками "Ό, " а поток текучей средыносителя в промывочной трубе 840 без гравия указан позицией 812 и показан стрелками "С".

Здесь отмечается, что суспензия проходит только через каналы байпаса вдоль секций пакера. После этого суспензия должна проходить в альтернативные каналы потока в следующем, смежном звене фильтра. Альтернативные каналы потока имеют как транспортные трубы, так и трубы заполнения гравийного фильтра, объединенные вместе в манифольд на каждом конце звена фильтра. Трубы заполнения гравийного фильтра оборудованы вдоль звеньев песчаного фильтра. Трубы заполнения гравийного фильтра представляют боковые сопла, что обеспечивает заполнение суспензией любых пустот в кольцевом пространстве. Транспортные трубы должны подавать суспензию далее ниже по потоку.

На фиг. 8Н показано, что гравийный фильтр 860 начинает образовываться ниже пакера 300 и вокруг песчаного фильтра 856. На фиг. 81 показано заполнение гравийного фильтра, продолжающееся с ростом гравийного фильтра 860 от забоя ствола 800 скважины к пакеру 300. На фиг. 81 показан гравийный фильтр 860, выполненный от забоя ствола 800 скважины до пакера 300. Песчаный фильтр 856 ниже пакера 300 закрыт гравийным фильтром 860. Давление, действующее на поверхности, увеличивается, указывая, что кольцевое пространство между песчаными фильтрами 856 и стенкой 805 ствола 800 скважины полностью заполнено гравийным фильтром.

На фиг. 8К показано, что бурильная колонна 835 и промывочная труба 840, фиг. 8Α-8Ν убраны из ствола 800 скважины. Обсадная колонна 830, основные трубы 854 и песчаные фильтры 856 остаются в стволе 800 скважины вдоль верхнего интервала 810 и нижнего интервала 820 добычи. Пакер 300 и гравийные фильтры 860 остаются приведенными в рабочее положение в необсаженном стволе 800 скважины после завершения процедуры заполнения гравийного фильтра, показанной на фиг. 8Α-8Τ Ствол 800 скважины теперь готов к эксплуатации.

Возвращаясь к фиг. 9А, на фиг. 9А показана удлиненная компоновка 900 песчаного фильтра, которая может устанавливаться в необсаженной зоне забоя ствола 100 скважины для предотвращения притока песка и мелкодисперсных частиц во время эксплуатации. Компоновка 900 включает в себя основную трубу 902, которая предпочтительно проходит аксиально по длине компоновки 900 песчаного фильтра. Основная труба 902 функционально прикрепляется к муфте 1100 передачи крутящего момента на расположенном ниже по потоку или втором конце основной трубы 702. Компоновка 900 песчаного фильтра дополнительно включает в себя по меньшей мере одно кольцо 910а, 910Ь, ..., 910е с соплами, установленное по ее длине. Устройства борьбы с поступлением песка в скважину, или секции 914а, 914Ь, ..., 914Т песчаного фильтра установлены между кольцами с соплами 910а, 910Ь, ..., 910Г Если необходимо, по меньшей мере один центратор 916а, 916Ь располагается вокруг выбранной секции песчаного фильтра

Как показано на фиг. 9В, транспортные трубы 914а, 914Ь, ..., 914е и трубы 908д, 9081ц 908ί заполнения гравийного фильтра применяются вдоль устройств 314а, 314Ь, ..., 314£ борьбы с поступлением песка в скважину. На фиг. 9В показаны девять отдельных труб; вместе с тем, больше или меньше труб можно применять. Транспортные трубы 914а, 914Ь, ..., 914е и трубы 908д, 9081ц 908ί заполнения гравийного фильтра являются непрерывными по всей длине компоновки 900 песчаного фильтра. Трубы 908а, 908Ь, ..., 908Ϊ предпочтительно выполняются из стали, такой как сталь с низким пределом текучести, поддающаяся сварке.

Трубы 908д, 9081ц 908Ϊ заполнения гравийного фильтра включают в себя отверстия сопел, расположенные через регулярные интервалы, например приблизительно через каждые 6 футов (1,8 м) для осу- 18 030002

ществления прохода гравийной суспензии из труб 908д, 9086, 908ί заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство ствола скважины.

Предпочтительный вариант осуществления компоновки 900 песчаного фильтра дополнительно включает в себя множество аксиальных штанг 912. Аксиальные штанги могут являться любым непрерывным устройством, проходящим параллельно трубам 908а, 908Ь, ..., 908Ϊ. Аксиальные штанги 912 придают дополнительную конструктивную прочность компоновке 900 песчаного фильтра и, по меньшей мере частично, поддерживают секции 914а, 914Ь, ..., 914Г песчаного фильтра. В одном аспекте три аксиальных штанги 912 расположены между каждой парой труб 908а, 908Ь, ..., 908Ϊ.

Дополнительные подробности, касающиеся компоновки 900 песчаного фильтра приведены в патенте и.8. Ра1. Νο. 7938184. Конкретно, фиг. 3А-3С, 4А, 4В, 5А, 5В, 6 и 7 представляют детали, касающиеся компонентов компоновки 900 песчаного фильтра. Данные чертежи и соответствующий текст включены в данный документ в виде ссылки.

Как отмечается выше, компоновка 900 песчаного фильтра также включает в себя муфту 1000 приложения нагрузки и муфту 1100 передачи крутящего момента. Муфта 1000 приложения нагрузки функционально прикрепляется на или вблизи первого конца, а муфта 1100 передачи крутящего момента функционально прикрепляется на или вблизи второго конца. Муфта 1000 приложения нагрузки и муфта 1100 передачи крутящего момента могут функционально прикрепляться к основной трубе 902 с применением любого механизма, который эффективно передает силы с муфт 1000, 1100 на основную трубу 902, например, сваркой, зажимами, фиксаторами или другими устройствами известными в технике. Одним предпочтительным механизмом скрепления муфт 1000, 1100 с основной трубой 902 является резьбовое соединительное устройство, такое как болт передачи крутящего момента, пропускаемый через муфты 1000, 1100 в основную трубу 902. Муфты 1000, 1100 предпочтительно изготавливаются из материала, имеющего достаточную прочность, чтобы выдерживать силы, возникающие при контактах во время спуско-подъемных операций при установке фильтра. Одним предпочтительным материалом является сплав с высоким пределом текучести, такой как 8165М.

Муфта 1000 приложения нагрузки и муфта 1100 передачи крутящего момента обеспечивают быстродействующие соединения с компоновкой пакеров или другим удлиненным забойным инструментом с совмещением шунтирующих труб.

Рассмотрим фиг. 10А и 10В. На фиг. 10А показана в перспективе муфта 1000 приложения нагрузки, применяемая, как часть компоновки песчаного фильтра фиг. 9А в одном варианте осуществления. На фиг. 10В показан вид с торца муфты приложения нагрузки фиг. 10А.

Муфта 1000 приложения нагрузки содержит удлиненный корпус 1020, по существу, цилиндрической формы, имеющий наружный диаметр и канал, проходящий от первого конца 1004 до второго конца 1002. Муфта 1000 приложения нагрузки может также включать в себя по меньшей мере одну транспортную трубу 1008а, 1008Ь, ..., 1008Г и по меньшей мере одну трубу 1008д, 10086, 1008Ϊ заполнения гравийного фильтра (хотя показаны шесть транспортных труб и три трубы заполнения гравийного фильтра, изобретение может включать в себя больше или меньше таких труб), проходящих от первого конца 1004 до второго конца 1002, для образования отверстий, расположенных, по меньшей мере по существу, между внутренним диаметром 1006 и наружным диаметром.

В некоторых вариантах осуществления настоящих методик муфта 1000 приложения нагрузки включает в себя скошенные кромки 1016 на расположенном ниже по потоку конце 1002 для упрощения сварки с ней шунтирующих труб 1008а, 1008Ь, ..., 1008Ϊ. Предпочтительный вариант осуществления также включает в себя множество радиальных щелей или канавок 1018 в торце расположенного ниже по потоку или второго конца 1002 для приема множества аксиальных штанг.

Предпочтительно муфта 1000 приложения нагрузки включает в себя радиальные отверстия 1014а1014п между своим расположенным ниже по потоку концом 1002 и несущим нагрузку заплечиком 1012 для приема резьбовых соединителей 1006. Например, здесь может располагаться девять отверстий 1014 в трех группах по три отверстия, разнесенных, по существу, на равные расстояния снаружи по окружности муфты 1000 приложения нагрузки для создания наиболее равномерной передачи веса с муфты 1000 приложения нагрузки на основную трубу 902.

Рассмотрим фиг. 11, на фиг. 11 показана в перспективе муфта 1100 передачи крутящего момента, применяемая, как часть компоновки 900 песчаного фильтра фиг. 9А в одном варианте осуществления. Муфта 1100 передачи крутящего момента устанавливается на расположенном ниже по потоку или втором конце компоновки 900 песчаного фильтра.

Муфта 1100 передачи крутящего момента включает в себя расположенный выше по потоку или первый конец 1102, расположенный ниже по потоку или второй конец 1104, внутренний диаметр 1106 и различные каналы альтернативного пути или трубы 1108а-1108К Каналы представлены транспортными трубами 1108а-1108Г, которые проходят от первого конца 1102 до второго конца 1104, и трубами 1108д1108ί заполнения гравийного фильтра, которые заканчиваются, не доходя до второго конца 1104, и выпускают суспензию через сопла 1118.

Предпочтительно муфта 1100 передачи крутящего момента включает в себя радиальные отверстия 1114 между расположенным выше по потоку концом 1102 и участком с упорным выступом 1110 для

- 19 030002

приема в них резьбовых крепежных элементов. Например, здесь можно иметь девять отверстий 1114 в трех группах по три отверстия, выполненных через равные интервалы по окружности муфты 1100 передачи крутящего момента.

В варианте осуществления фиг. 11 муфта 1100 передачи крутящего момента имеет скошенные кромки 1116 на расположенном выше по потоку конце 1102 для упрощения прикрепления к ней шунтирующих труб 1108. Предпочтительный вариант осуществления может также включать в себя множество радиальных щелей или канавок 1112 в торце расположенного выше по потоку конца 1102 для приема множества аксиальных штанг 912. Например, муфта 1100 передачи крутящего момента может иметь три аксиальных штанги 912 между каждой парой шунтирующих труб 1108 для общего числа в 27 аксиальных штанг, прикрепленных к каждой муфте 1100 передачи крутящего момента.

На фиг. 12 показан вид с торца кольца 1200 с соплами, применяемого, как часть компоновки 900 песчаного фильтра фиг. 9А. Кольцо 1200 с соплами адаптировано и выполнено с возможностью плотного прилегания по окружности к основной трубе 902, транспортным трубам 914а, 914Ь, ..., 914е и трубам 908§, 908Ь, 908Ϊ заполнения гравийного фильтра. Кольцо 1200 с соплами показано на виде сбоку фиг. 9А, как кольца 910а, 910Ь, ..., 910п с соплами. Кольца с соплами предпочтительно вводятся в состав компоновки фильтра во время изготовления, так что сборка колец с соплами в полевых условиях не требуется. Каждое кольцо 1200 с соплами удерживается на месте сваркой проволочной обмотки фильтра на канавках аналогично позиции 1112 на фиг. 11. Разрезные кольца (не показано) могут устанавливаться на стыке между каждым кольцом 1200 с соплами и проволочной обмоткой фильтра.

Кольцо 1200 с соплами включает в себя множество каналов 1204а, 1204Ь, ..., 1204Ϊ для приема транспортных труб 914а, 914Ь, ..., 914е и труб 908д 908Н. 908Ϊ заполнения гравийного фильтра. Каждый канал 1204а, 1204Ь, ..., 1204Ϊ проходит через кольцо 1200 с соплами от расположенного выше по потоку или первого конца к расположенному ниже по потоку или второму концу. Для каждой трубы 908д, 908Н, 908Ϊ заполнения гравийного фильтра, кольцо 1200 с соплами включает в себя проем или отверстие 1202а, 1202Ь, 1202с. Каждое отверстие 1202а, 1202Ь, 1202с проходит от наружной поверхности кольца 1200 с соплами к центральной точке в радиальном направлении. Каждое отверстие 1202а, 1202Ь, 1202с интерферирует или пересекается, по меньшей мере частично, по меньшей мере с одним каналом 1204д, 1204Ь, 1204ί для удержания на месте проходящей насквозь насосно-компрессорной трубы с помощью вставки (не показано). Для каждого канала 1204§, 1204Н, 1204Ϊ, имеющего интерферирующее отверстие 1202а, 1202Ь, 1202с, имеется также выпуск 1206а, 1206Ь, 1206с, проходящий от поверхности стенки канала через кольцо 1200 с соплами. Выпуск 1206а, 1206Ь, 1206с имеет центральную ось, ориентированную перпендикулярно центральной оси отверстия 1202а, 1202Ь, 1202с. Каждая труба 908§, 908Ь, 908Ϊ заполнения гравийного фильтра, вставленная через канал, имеющий отверстия 1202а, 1202Ь, 1202с включает в себя перфорации, гидравлически сообщающиеся с выпуском 1206а, 1206Ь, 1206с.

Дополнительные подробности, касающиеся муфты 1000 приложения нагрузки, муфты 1100 передачи крутящего момента и кольца 1200 с соплами, приводятся в патенте И.8. Ра!. Νο. 7938184.

Возвращаясь к фиг. 9А, на примере фиг. 9А компоновка 900 песчаного фильтра и ее компоненты показаны в горизонтальной ориентации. В горизонтальной ориентации гравий может укладываться вокруг секции песчаного фильтра для успешного заполнения гравийного фильтра. Вместе с тем, проблема расслоения гравийного материала может в некоторых случаях иметь место, в частности, в вертикальных или в общем наклонно-направленных стволах скважин. Данное обуславливает неравномерную укладку гравия, когда верхние участки секции песчаного фильтра остаются открытыми прямому воздействию окружающего пласта.

На фиг. 13А показан вид сбоку ствола 1300А скважины с разобщением пластов, проходящего заполнение фильтра гравием. Ствол 1300А скважины имеет стенку 1305.

Последовательности компонентов указаны скобками на фиг. 13А. Первая скобка 1310 указывает первую или верхнюю секцию борьбы с поступлением песка в скважину. Секция 1310 борьбы с поступлением песка в скважину включает в себя перфорированную основную трубу 1312 и окружающее фильтрующее средство 1314. Секция 1310 борьбы с поступлением песка в скважину также включает в себя одну или несколько транспортных труб 1316 и одну или несколько труб 1318 заполнения гравийного фильтра. В устройстве фиг. 13А показана одна транспортная труба 1316 и одна труба 1318 заполнения гравийного фильтра. Вместе с тем, понятно, что любое число таких труб 1316, 1318 можно применить для создания альтернативного пути потока для гравийной суспензии.

На фиг. 13А показан гравийный фильтр, уложенный вокруг первой секции 1310 борьбы с поступлением песка в скважину. Гравийный материал показан позицией 1315. Гравийный материал или "набивка" 1315 создает крепление окружающей стенки 1305 ствола скважины и также служит для отфильтровывания частиц, поступающих из окружающего пласта.

Также показаны скобки 1320 и 1340. Ими указаны соответствующие компоновки пакеров. Компоновки 1320, 1340 пакеров, каждая, включают в себя уплотнительный элемент 1322, 1342. Дополнительно, каждая из компоновок 1320, 1340 пакеров включает в себя альтернативные каналы 1326 и 1346 потока соответственно. Компоновки 1320, 1340 пакеров имеют предпочтительно механически устанавливающиеся в рабочее положение пакеры, такие как пакер 600, показанный на фиг. 6А и 6В. На фиг. 13А каж- 20 030002

дая из компоновок 1320, 1340 пакеров устанавливается в рабочее положение в стенках 1305 ствола 1300А скважины.

Следующей показана скобка 1330. Скобка 1330 представляет удлиненное пространство между компоновками 1320 и 1340 пакеров. Удлиненное пространство 1330 включает в себя секцию трубы 1332 без боковых отверстий. Труба 1320 без боковых отверстий 1320 может иметь одно, два или больше звеньев стальной насосно-компрессорной трубы. Удлиненное пространство 1330 может проходить интервал непродуктивной части подземного пласта. Альтернативно, удлиненное пространство 1330 может просто являться коротким интервалом между пакерами 600.

Также дана скобка 1350. Скобка 1350 представляет другую секцию трубы 1352 без боковых отверстий. В данном случае только один или два коротких патрубка или другие звенья, составляющие трубу 1352, можно использовать. Альтернативно, скобка 1350 может представлять трубу 1352 увеличенной длины без боковых отверстий.

Отмечаем, что альтернативные каналы потока также проходят вдоль труб 1332 и 1352. Данное показано позициями 1336 и 1356 соответственно. Альтернативные каналы 1336, 1356 потока служат транспортными трубами для подачи гравийной суспензии в следующую секцию борьбы с поступлением песка в скважину.

Последняя скобка показана позицией 1360. Скобка 1360 указывает другую секцию борьбы с поступлением песка в скважину. Это вторая или нижняя секция борьбы с поступлением песка в скважину. Секция 1360 борьбы с поступлением песка в скважину также включает в себя щелевую основную трубу 1362 и окружающее фильтрующее средство 1364. Секция 1360 борьбы с поступлением песка в скважину дополнительно включает в себя одну или несколько транспортных труб 1366 и одну или несколько труб 1368 заполнения гравийного фильтра. В устройстве фиг. 13А показана одна транспортная труба 1366 и одна труба 1368 заполнения гравийного фильтра. Вместе с тем понятно, что любое число таких труб 1366, 1368 можно применить для создания альтернативного пути потока для гравийной суспензии.

На фиг. 13А гравийный фильтр уложен вокруг второй секции 1360 борьбы с поступлением песка в скважину. Гравийный материал показан позицией 1365. Гравийный материал или "набивка" 1365 создает крепление окружающей стенки 1305 ствола скважины и также служит для отфильтровывания частиц, поступающих из окружающего пласта. Отслеживается достижение гравийным фильтром 1365 высшего уровня на верхнем конце секции 1360 борьбы с поступлением песка в скважину, что является традиционным в многозонном заканчивании.

На фиг. 13В показан другой вид сбоку ствола 1300А скважины фиг. 13А. Здесь ствол скважины показан позицией 1300В. Ствол 1300В скважины является идентичным стволу 1300А скважины; вместе с тем, в стволе 1300В скважины гравий в гравийном фильтре 1365 окружающем нижний песчаный фильтр 1360, осел. Осевший участок показан позицией 1365'. В результате верхний участок песчаного фильтра 1364 нежелательно открыт прямому воздействию окружающего пласта.

На фиг. 13С показан другой вид сбоку ствола 1300А скважины фиг. 13А. Здесь ствол скважины показан позицией 1300С. В данном случае компоновка 1400 звеньев колонны настоящего изобретения установлена над нижней секцией 1360 борьбы с поступлением песка в скважину. Компоновка 1400 звеньев колонны включает в себя не только трубу 1352 без боковых отверстий и транспортные трубы 1356, но также одну или несколько труб 1358 заполнения гравийного фильтра. Трубы 1358 заполнения гравийного фильтра в данной зоне являются новаторскими, и обеспечивают укладку резерва гравия над фильтрующим средством 1364 в нижнем песчаном фильтре 1360 с учетом будущего расслоения гравийного материала.

На фиг. 13С гравийный материал 1355 показан выступающим над нижней секцией 1360 борьбы с поступлением песка в скважину. Данный гравийный материал 1355 служит в качестве резерва с учетом будущего расслоения суспензии, предотвращая возникновение открытого воздействию участка 1365', показанного на фиг. 13В.

На фиг. 14 показана в изометрии с вырезом компоновка 1400 звеньев колонны, которую можно применять в устройстве заканчивания скважины настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Устройство заканчивания скважины в общем включает в себя компоновку 1340 пакера, компоновку 1400 звеньев колонны и нижнюю секцию 1360 борьбы с поступлением песка в скважину фиг. 13С.

На фиг. 14 показано, что компоновка 1400 звеньев колонны первой включает в себя основную трубу 1412. Основная труба 1412 образует одно или несколько звеньев трубы без боковых отверстий. В одном аспекте основная труба 1412 имеет длину между около 8 футов и 40 футов (2,4-12,2 м). Основная труба 1412 соответствует трубе 1352 без боковых отверстий фиг. 13С. Основная труба 1412 образует удлиненный канал 1415, который проходит в общем по длине компоновки 14 00 звеньев колонны.

Компоновка 1400 звеньев колонны также включает в себя по меньшей мере одну транспортную трубу 1420 и по меньшей мере одну трубу 1430 заполнения гравийного фильтра. В устройстве фиг. 14 трубы 1420, 1430 расположены вдоль наружного диаметра основной трубы 1412. Транспортные трубы 1420 и трубы 1430 заполнения гравийного фильтра выполнены с возможностью переносить гравийную суспензию во время заполнения фильтра гравием.

Компоновка 1400 звеньев колонны, если необходимо, также включает в себя кожух 1414. Кожух

- 21 030002

1414 образует в общем цилиндрический корпус, который окружает транспортные трубы 1420 и трубы 1430 заполнения гравийного фильтра. Кожух 1414 представляет тонкое дырчатое средство, например перфорированную или щелевую трубу, которая обеспечивает гравийной суспензии свободный проход через кожух 1414, при этом обеспечивая некоторую механическую поддержку или защиту для наружных труб 1420, 1430.

Отмечаем, что расположенный выше по потоку конец компоновки 1400 звеньев колонны может включать в себя муфту приложения нагрузки, такую как муфта 1000 приложения нагрузки фиг. 10А и 10В. Противоположный расположенный ниже по потоку конец компоновки 1400 звеньев колонны должен при этом включать в себя муфту передачи крутящего момента, такую как муфта 1100 передачи крутящего момента фиг. 11.

На основе приведенных выше описаний, в данном документе предложен способ заканчивания необсаженной зоны забоя скважины. Способ представлен на фиг. 15. На фиг. 15 показана блок-схема последовательности этапов способа 1500 заканчивания ствола скважины, в некоторых вариантах осуществления.

Способ 1500 на первом этапе включает в себя создание первой компоновки песчаного фильтра. Данное показано в блоке 1510. Компоновка песчаного фильтра включает в себя одну или несколько секций борьбы с поступлением песка в скважину, соединенных последовательно. Каждая из одной или нескольких секций борьбы с поступлением песка в скважину включает в себя основную трубу. Основные трубы секций борьбы с поступлением песка в скважину образуют звенья перфорированной или щелевой насосно-компрессорной трубы. Каждая секция борьбы с поступлением песка в скважину дополнительно содержит фильтрующее средство, которое окружает основную трубу вдоль значительного участка трубы. Фильтрующее средство может содержать фильтр с проволочной обмоткой, щелевой хвостовик, мембранный фильтр, расширяющийся фильтр, металлокерамический фильтр, проволочный сетчатый фильтр, полимер с памятью формы или предварительно уложенный слой твердых частиц. Вместе основная труба и фильтрующее средство образуют песчаный фильтр. Песчаные фильтры выполняются с возможностью применения технологии альтернативного пути потока. В этом отношении, каждый песчаный фильтр включает в себя по меньшей мере одну транспортную трубу, выполненную с возможностью создания байпаса основной трубы. Транспортные трубы проходят, по существу, вдоль основной трубы. Каждое устройство борьбы с поступлением песка в скважину дополнительно содержит по меньшей мере одну трубу заполнения гравийного фильтра. Каждая труба заполнения гравийного фильтра имеет сопло, выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между фильтрующим средством и окружающим подземным пластом.

Способ 1500 также включает в себя создание первой компоновки звеньев колонны. Данное выполняется в блоке 1520. Компоновка звеньев колонны содержит неперфорированную основную трубу, по меньшей мере одну транспортную трубу, проходящую, по существу, вдоль неперфорированной основной трубы, и по меньшей мере одну трубу заполнения гравийного фильтра. Транспортные трубы переносят суспензию заполнения гравийного фильтра вдоль компоновки звеньев колонны, а трубы заполнения гравийного фильтра, каждая, имеют сопло, выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между неперфорированной основной трубой и окружающим подземным пластом.

Способ 1500 также включает в себя создание компоновки пакера. Данное выполняется в блоке 1530. Компоновка пакера содержит по меньшей мере один уплотнительный элемент. Уплотнительные элементы выполнены с возможностью приведения в действие для входа в контакт с окружающей стенкой ствола скважины. Компоновка пакера также имеет внутренний шпиндель. Дополнительно, компоновка пакера имеет по меньшей мере одну транспортную трубу. Транспортные трубы проходят вдоль внутреннего шпинделя и переносят материал заполнения гравийного фильтра через компоновку пакера.

В одном аспекте компоновка пакера представляет собой механически устанавливающийся в рабочее положение пакер, такой как пакер 600, описанной выше и показанный на фиг. 6А и 6В. В другом аспекте компоновка пакера представляет собой пару разнесенных друг от друга механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров или кольцевых уплотнений. Указанное представляет собой верхний пакер и нижний пакер. Каждый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер имеет уплотнительный элемент, который может иметь длину, например, от около 6 дюймов (15,2 см) до 24 дюймов (61,0 см). Каждый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер также имеет внутренний шпиндель, сообщающийся текучей средой с основными трубами секций борьбы с поступлением песка в скважину.

По меньшей мере между двумя механически устанавливающимися в рабочее положение пакерами может, если необходимо, располагаться по меньшей мере один набухающий элемент пакера. Набухающий элемент пакера предпочтительно имеет длину от около 3 футов (0,91 м) до 40 футов (12,2 м). В одном аспекте набухающий элемент пакера изготавливается из эластомерного материала. Набухающий элемент пакера приводится в действие с течением времени в присутствии текучей среды, такой как вода, газ, нефть или химреагент. Набухание может иметь место, например, когда один из механически устанавливающихся в рабочее положение элементов пакеров выходит из строя. Альтернативно, набухание

- 22 030002

может иметь место с течением времени при контакте текучих сред пласта, окружающего набухающий элемент пакера, с набухающим элементом пакера.

Способ 1500 дополнительно включает в себя последовательное соединение компоновки песчаного фильтра, первой компоновки звеньев колонны и компоновки пакера. Данное указано в блоке 1540. Соединение выполняется так, что обеспечивается сообщение текучей средой перфорированной основной трубы одного или нескольких устройств борьбы с поступлением песка в скважину, неперфорированной основной трубы компоновки звеньев колонны и внутреннего шпинделя компоновки пакера. Соединение дополнительно выполняется так, что по меньшей мере одна транспортная труба в одном или нескольких устройствах борьбы с поступлением песка в скважину, по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются текучей средой. Транспортные трубы создают альтернативные пути потока для гравийной суспензии и подают суспензию в трубы заполнения гравийного фильтра. Таким образом, материал заполнения гравийного фильтра может отводиться на различных глубинах и интервалах вдоль подземного пласта.

Способ 1500 затем включает в себя спуск компоновки песчаного фильтра и соединенных компоновки звеньев колонны и компоновки пакера в ствол скважины. Данное выполняется в блоке 1550. Компоновка песчаного фильтра и соединенная компоновка пакера устанавливаются вдоль необсаженной зоны забоя скважины.

Способ 1500 также включает в себя установку в рабочее положение, по меньшей мере, уплотнительного элемента пакера. Данное показано в блоке 1560. Этап установки в рабочее положение блока 1560 выполняется приведением в действие уплотнительного элемента пакера для входа в контакт с окружающей необсаженной зоной забоя скважины. После этого способ 1500 включает в себя нагнетание гравийной суспензии в кольцевое пространство, образованное между песчаным фильтром и окружающей необсаженной зоной забоя скважины. Данное показано в блоке 1570.

Способ 1500 дополнительно включает в себя нагнетание гравийной суспензии через трубы заполнения гравийного фильтра компоновки звеньев колонны. Данное указано в блоке 1580. Данное дополнительное нагнетание выполняется для закладки резерва материала заполнения гравийного фильтра вокруг неперфорированной основной трубы над компоновкой песчаного фильтра.

Отмечаем, что транспортные каналы компоновки пакера и компоновки звеньев колонны обеспечивают гравийной суспензии обход уплотнительного элемента и неперфорированной основной трубы соответственно. Таким путем в необсаженной зоне забоя скважины заполняется гравийный фильтр над и под пакером после установки пакера в рабочее положение в стволе скважины. Также отмечается, что транспортные трубы секций борьбы с поступлением песка в скважину обеспечивают гравийной суспензии обход любых преждевременно образовавшихся песчаных перемычек и областей обрушения ствола скважины.

В одном аспекте каждый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер должен иметь внутренний шпиндель и альтернативные каналы потока вокруг внутреннего шпинделя. Пакеры могут дополнительно иметь перемещающийся поршневой кожух и эластомерный уплотнительный элемент. Уплотнительный элемент функционально соединяется с поршневым кожухом. Данное означает, что скользящее перемещение поршневого кожуха вдоль каждого пакера (относительно внутреннего шпинделя) должно приводить в действие соответствующие уплотнительные элементы, входящие в контакт с окружающим стволом скважины.

Способ 1500 может дополнительно включать в себя спуск посадочного инструмента во внутренний шпиндель пакеров, и высвобождение перемещающегося поршневого кожуха в каждом пакере из его закрепленного положения. Предпочтительно посадочный инструмент является частью или спускается с промывочной трубой, применяемой для заполнения скважинного фильтра гравием. Этап высвобождения перемещающегося поршневого кожуха из его закрепленного положения затем содержит вытягивание промывочной трубы с посадочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя каждого пакера. Данное служит для срезания по меньшей мере одного срезного штифта и переключения высвобождающих муфт в соответствующих пакерах. Срезание срезного штифта обеспечивает поршневому кожуху скольжение вдоль поршневого шпинделя и приложение силы для установки в рабочее положение эластомерных элементов пакеров.

Способ 1500 может также включать в себя создание второй компоновки звеньев колонны. Вторая компоновка звеньев колонны в общем сконструирована согласно первой компоновке звеньев колонны, но не включает в себя трубы заполнения гравийного фильтра. Вторая компоновка звеньев колонны располагается над компоновкой пакера, например, между второй компоновкой песчаного фильтра и компоновкой пакера.

Вторая компоновка песчаного фильтра имеет одну или несколько секций борьбы с поступлением песка в скважину, соответствующих одной или нескольким секциям борьбы с поступлением песка в скважину первой компоновки песчаного фильтра. Вторая компоновка звеньев колонны устанавливается так, что (I) неперфорированная основная труба второй компоновки звеньев колонны, перфорированная основная труба второй компоновки песчаного фильтра и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются текучей средой; и (II) по меньшей мере одна транспортная труба во второй компоновке звень- 23 030002

ев колонны, по меньшей мере одна транспортная труба во второй компоновке песчаного фильтра и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются текучей средой. Способ 1500 затем включает в себя функциональное последовательное соединение компоновки пакера, второй компоновки звеньев колонны и второй компоновки песчаного фильтра, при этом устанавливается сообщение текучей средой перфорированной основной трубы второй компоновки песчаного фильтра с перфорированной основной трубой первой компоновки песчаного фильтра.

В одном аспекте вторая компоновка звеньев колонны и третья компоновка звеньев колонны устанавливаются последовательно между второй компоновкой песчаного фильтра и компоновкой пакера. Третья компоновка звеньев колонны сконструирована согласно первой компоновке звеньев колонны, то есть включает в себя трубы заполнения гравийного фильтра. Первая и третья компоновки звеньев колонны могут являться, например, 15-футовыми (4,5 м) короткими патрубками. Можно создавать несколько вторых компоновок звеньев колонны, если необходимо, и можно создавать несколько третьих компоновок звеньев колонны, если необходимо, на всю длину компоновки звеньев колонны.

В другом аспекте вторая компоновка звеньев колонны располагается последовательно с первой компоновкой звеньев колонны. При этом создается дополнительный отрезок длины гравийного фильтра под компоновкой пакера или между компоновкой пакера и первой компоновкой песчаного фильтра. Первая и вторая компоновки звеньев колонны могут являться, например, 15-футовыми (4,5 м) короткими патрубками. Можно создавать несколько вторых компоновок звеньев колонны, если необходимо, и можно создавать несколько первых компоновок звеньев колонны, если необходимо, на всю длину компоновки звеньев колонны.

В другом аспекте две или больше первых соединительных компоновок, то есть соединительных компоновок, имеющих как транспортные трубы, так и трубы заполнения гравийного фильтра, устанавливаются последовательно под компоновкой пакера без второй компоновки звеньев колонны. Альтернативно, одна или несколько вторых компоновок звеньев колонны устанавливаются последовательно между первой компоновкой звеньев колонны и первой компоновкой песчаного фильтра.

На фиг. 16 схематично представлены различные возможные варианты расположения устройства заканчивания скважины настоящего изобретения. На схеме показаны некоторые аспекты описанного выше.

Описанный выше способ 1500 можно применять для избирательной добычи из нескольких продуктивных зон или нагнетания в зоны. Способ обеспечивает улучшенное управление подземной добычей или нагнетанием в стволе скважины с многозонным заканчиванием.

Хотя понятно, что изобретения, описанные в данном документе, хорошо просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, понятно, что изобретения могут иметь модификации, вариации и изменения без отхода от их сущности. Улучшенные способы заканчивания необсаженной зоны забоя скважины предложены для изоляции одного или нескольких выбранных подземных интервалов. Также создано улучшенное устройство разобщения пластов. Изобретения обеспечивают оператору добычу текучих сред из или нагнетание текучих сред в выбранный подземный интервал.

Claims (18)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ (1500) заканчивания ствола скважины (100) в подземном пласте (110), содержащий создание (1510) первой компоновки (900) песчаного фильтра, имеющей одну или несколько секций

   (850; 914а-п; 1310) борьбы с поступлением песка в скважину; в котором каждая секция (850; 1310) борьбы с поступлением песка в скважину содержит

   перфорированную основную трубу (854; 1312), имеющую одно или несколько звеньев, по меньшей мере одну транспортную трубу (1316), проходящую, по существу, вдоль основной трубы для транспортировки суспензии заполнения гравийного фильтра;

   фильтрующее средство (856; 1314), расположенное радиально вокруг основной трубы вдоль значительного участка основной трубы для образования песчаного фильтра; и

   по меньшей мере одну трубу (1318) заполнения гравийного фильтра, имеющую сопло, выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между фильтрующим средством и окружающим подземным пластом;

   создание (1520) первой компоновки (1000; 1100) звеньев колонны, содержащей неперфорированную основную трубу (1020);

   по меньшей мере одну транспортную трубу (1008а-10081; 1108-11081), проходящую, по существу, вдоль неперфорированной основной трубы; и

   по меньшей мере одну трубу (1008§-1008ί; 1108§-1108ί) заполнения гравийного фильтра, имеющую сопло (1118), выполненное с возможностью выпуска суспензии заполнения гравийного фильтра в кольцевое пространство между неперфорированной основной трубой и окружающим подземным пластом;

   создание (1530) компоновки (210', 210''; 300; 1320; 1340) пакера, содержащей по меньшей мере один уплотнительный элемент (1322, 1342); внутренний шпиндель (215; 610) и

   - 24 030002

   по меньшей мере одну транспортную трубу (1326, 1346), проходящую, по существу, вдоль внутреннего шпинделя;

   последовательное соединение (1540) компоновки песчаного фильтра, первой компоновки звеньев колонны и компоновки пакера, причем последовательное соединение компоновки песчаного фильтра, первой компоновки звеньев колонны и компоновки пакера означает, что (I) перфорированная основная труба из одной или нескольких секций борьбы с поступлением песка в скважину, неперфорированная основная труба первой компоновки звеньев колонны и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются по потоку; (II) по меньшей мере одна транспортная труба в одной или нескольких секциях борьбы с поступлением песка в скважину, по меньшей мере одна транспортная труба в первой компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются по потоку;

   спуск (1550) первой компоновки песчаного фильтра и соединенных первой компоновки звеньев колонны и компоновки пакера в ствол скважины;

   установку (1560) по меньшей мере одного уплотнительного элемента в контакт с окружающим стволом скважины;

   нагнетание (1570) гравийной суспензии в ствол скважины для образования гравийного фильтра под компоновкой пакера после установки уплотнительного элемента;

   дополнительное нагнетание (1580) гравийной суспензии в ствол скважины для закладки резерва материала заполнения гравийного фильтра вокруг неперфорированной основной трубы над компоновкой песчаного фильтра.
2. 2. Способ по п.1, в котором фильтрующее средство каждого песчаного фильтра содержит фильтр с проволочной обмоткой, щелевой хвостовик, керамический фильтр, мембранный фильтр, расширяющийся фильтр, металлокерамический фильтр, проволочный сетчатый фильтр, полимер с памятью формы или заранее уложенный слой твердых частиц.
3. 3. Способ по п.1, в котором

   компоновка пакера содержит механически устанавливающийся в рабочее положение пакер (600); установка уплотнительного элемента содержит установку механически устанавливающегося в рабочее положение пакера в контакт с окружающим стволом скважины.
4. 4. Способ по п.1, в котором

   компоновка пакера содержит набухающий пакер (216);

   установка уплотнительного элемента содержит обеспечение расширения набухающего пакера для входа в контакт с окружающим стволом скважины.
5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором

   компоновка пакера содержит первый механически устанавливающийся в рабочее положение пакер (212) и второй механически устанавливающийся в рабочее положение пакер (214), отнесенный от первого механически устанавливающегося в рабочее положение пакера, причем второй механически устанавливающийся в рабочее положение пакер является, по существу, зеркальным или, по существу, идентичным первому механически устанавливаемому в рабочее положение пакеру; и

   установка уплотнительного элемента содержит установку каждого из механически устанавливающихся в рабочее положение пакеров в контакт с окружающим стволом скважины.
6. 6. Способ по любому из пп.1-4, в котором

   ствол скважины проходит заканчивание с применением перфорированной обсадной колонны и приведение в действие уплотнительного элемента по меньшей мере одной компоновки пакера для

   входа в контакт с окружающим стволом скважины означает приведение в действие уплотнительных элементов для входа в контакт с окружающей перфорированной обсадной колонной.
7. 7. Способ по любому из пп.1-4, в котором

   ствол скважин проходит заканчивание с необсаженной зоной забоя;

   приведение в действие уплотнительного элемента по меньшей мере одной компоновки пакера для входа в контакт с окружающим стволом скважины означает приведение в действие уплотнительных элементов для входа в контакт непосредственно с окружающим подземным пластом.
8. 8. Способ по п.3, дополнительно содержащий создание второй компоновки (1400) звеньев колонны, содержащей

   неперфорированную основную трубу (1410) и

   по меньшей мере одну транспортную трубу (1420, 1430), проходящую, по существу, вдоль неперфорированной основной трубы.
9. 9. Способ по п.8, дополнительно содержащий соединение второй компоновки звеньев колонны над компоновкой пакера так, что (I) неперфорированная основная труба второй компоновки звеньев колонны и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются по потоку; (II) по меньшей мере одна транспортная труба во второй компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются по потоку.
10. 10. Способ по п.9, дополнительно содержащий

    создание второй компоновки песчаного фильтра, имеющей одну или несколько секций борьбы с

    - 25 030002

    поступлением песка в скважину, соответствующих одной или нескольким секциям борьбы с поступлением песка в скважину первой компоновки песчаного фильтра; и

    функциональное соединение второй компоновки песчаного фильтра со второй компоновкой звеньев колонны, противоположной компоновке пакера, при этом устанавливается сообщение по потоку перфорированной основной трубы второй компоновки песчаного фильтра с внутренним шпинделем компоновки пакера.
11. 11. Способ по п.10, дополнительно содержащий

    создание третьей компоновки звеньев колонны, которая сконструирована согласно первой компоновке звеньев колонны; и

    функциональное соединение второй компоновки звеньев колонны с третьей компоновкой звеньев колонны, при этом (I) устанавливается сообщение по потоку перфорированной основной трубы второй компоновки песчаного фильтра и неперфорированной основной трубы второй и третьей соединительных компоновок с внутренним шпинделем компоновки пакера; (II) установка сообщения по потоку транспортных труб второй и третьей соединительных компоновок с транспортными трубами компоновки пакера.
12. 12. Способ по п.11, в котором

    вторая компоновка звеньев колонны содержит один или несколько коротких патрубков длиной около 15 футов (4,5 м) и

    третья компоновка звеньев колонны содержит один или несколько коротких патрубков также длиной около 15 футов (4,5 м).
13. 13. Способ по п.11, в котором

    вторая компоновка звеньев колонны размещается между третьей компоновкой звеньев колонны и компоновкой пакера или

    вторая компоновка звеньев колонны размещается между третьей компоновкой звеньев колонны и второй компоновкой песчаного фильтра.
14. 14. Способ по п.10, дополнительно содержащий функциональное соединение второй компоновки звеньев колонны с первой компоновкой песчаного фильтра под компоновкой пакера так, что (I) неперфорированная основная труба второй компоновки звеньев колонны и внутренний шпиндель компоновки пакера сообщаются по потоку; (II) по меньшей мере одна транспортная труба во второй компоновке звеньев колонны и по меньшей мере одна транспортная труба в компоновке пакера сообщаются по потоку.
15. 15. Способ по п.14, в котором

    вторая компоновка звеньев колонны содержит один или несколько коротких патрубков длиной около 15 футов (4,5 м) и

    первая компоновка звеньев колонны содержит один или несколько коротких патрубков также длиной около 15 футов (4,5 м).
16. 16. Способ по п.14 или 15, в котором

    вторая компоновка звеньев колонны размещается между первой компоновкой звеньев колонны и компоновкой пакера или

    вторая компоновка звеньев колонны размещается между первой компоновкой звеньев колонны и первой компоновкой песчаного фильтра.
17. 17. Способ по любому из пп.1-16, в котором сопло в каждой по меньшей мере из одной трубы заполнения гравийного фильтра в компоновке звеньев колонны размещается на расстоянии около 6 футов (1,8 м) от верха компоновки звеньев колонны.
18. 18. Способ по любому из пп.1-16, в котором на этапе дополнительного нагнетания гравийной суспензии в ствол скважины для закладки резерва материала заполнения гравийного фильтра обеспечивается создание участка заполнения гравийного фильтра вокруг неперфорированной основной трубы, который проходит по длине по меньшей мере 6 футов (1,8 м) над первой компоновкой песчаного фильтра.

    - 26 030002