EA030438B1 - Скважинное устройство и способ изоляции зон и регулирования дебита - Google Patents

Abstract

В изобретении способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте включает в себя создание устройства борьбы с поступлением песка, представляющего собой одно или несколько звеньев песчаных фильтров, и компоновку пакеров вдоль звеньев по меньшей мере с одним механически устанавливаемым пакером, по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в нем; спуск компоновки пакеров и соединенного с ней песчаного фильтра в ствол скважины, установку механически устанавливаемого пакера для входа в контакт с окружающим стволом скважины, нагнетание гравийной суспензии в ствол скважины для формирования гравийного фильтра. Удлиненную колонну изоляции спускают в устройство борьбы с поступлением песка поперек компоновки пакеров с клапанами, служащими устройствами регулирования притока. После этого, уплотнения активируют вокруг колонны изоляции и смежно с компоновкой пакеров. Устройство изоляции зон обеспечивает регулирование расхода, создаваемое над и под компоновкой пакеров.

Description

изобретение относится в общем к области заканчивания скважин. Конкретнее, настоящее изобретение относится к изоляции пластов применительно к стволам скважин, прошедшим заканчивание с использованием установки гравийного фильтра. Заявка также относится к устройству изоляции зон, которое можно устанавливать либо в обсаженном или необсаженном стволе скважины и применяется в технологии альтернативного канала потока.

Рассмотрение технологии.

При бурении нефтяных и газовых скважин ствол скважины выполняют с использованием бурового долота, которое вдавливается вниз на нижнем конце бурильной колонны. После бурения до заданной глубины бурильную колонну и долото удаляют и ствол скважины крепят с помощью обсадной колонны. При этом образуется кольцевая область между обсадной колонной и пластом. Цементирование обычно проводят для заполнения или "тампонирования" кольцевой области с помощью цемента. Комбинация цемента и обсадной колонны упрочняет ствол скважины и облегчает изоляцию пласта за обсадной колонной.

Общепринятой является установка нескольких обсадных колонн с последовательно уменьшающимися наружными диаметрами в ствол скважины. Процесс бурения и последующего цементирования обсадных колонн с последовательно уменьшающимися диаметрами повторяют несколько раз до достижения скважиной проектной глубины. Последнюю обсадную колонну, называемую эксплуатационной обсадной колонной, обычно 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 дебит текучих сред добычи на поверхность или нагнетание текучих сред в ствол скважины. Оборудование сбора и обработки текучей среды, состоящее из труб, клапанов и сепараторов, также устанавливают. После этого можно начинать эксплуатацию.

В некоторых случаях необходимо оставлять зону забоя ствола скважины необсаженной. В заканчивании с необсаженной зоной забоя ствола скважины эксплуатационная обсадная колонна не проходит через продуктивные зоны и не перфорируется; вместо этого продуктивные зоны оставляют необсаженными, или "открытыми". Эксплуатационную колонну или "колонну насосно-компрессорных труб" в таком случае устанавливают внутри ствола скважины, такую колонну спускают ниже последней обсадной колонной и поперек подземного пласта.

Существуют некоторые преимущества заканчивания с необсаженным забоем по сравнению с заканчиванием с обсаженным забоем. Первое, поскольку в заканчивании с необсаженной забоем нет перфорационных каналов, пластовые текучие среды могут сливаться воедино в стволе скважины радиально с окружности 360°. Здесь имеется преимущество от исключения дополнительного падения давления, связанного со слиянием радиального потока и линейного потока, проходящего через заполненные частицами перфорационные каналы. Уменьшение падения давления, связанное с заканчиванием скважины с необсаженной забоем, фактически гарантирует, что скважина получается более продуктивной, чем скважина с обсаженным забоем без обработки для интенсификации притока в аналогичном пласте.

Второе, методики заканчивания скважины с необсаженным забоем часто являются менее дорогими по сравнению с методиками заканчивания скважин с обсаженным забоем. Например, использование гравийных фильтров исключает необходимость цементирования, перфорирования и промывки после перфорирования.

Общей проблемой в заканчивании скважин с необсаженным забоем является подверженность ствола скважины прямому воздействию окружающего пласта. Если пласт является неконсолидированным или сильно песчанистым, приток добываемых текучих сред в ствол скважины может приносить с собой частицы породы, например песок и мелкодисперсные частицы. Такие частицы могут вызывать эрозию эксплуатационного оборудования в стволе скважины и труб, клапанов и сепарационного оборудования на поверхности.

Для ликвидации поступления песка и других частиц можно использовать устройства борьбы с поступлением песка. Устройства борьбы с поступлением песка обычно устанавливают 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 обычно вклю- 1 030438

чает в себя удлиненное трубное изделие, так называемую основную трубу, имеющую многочисленные отверстия в виде щелей. Основная труба обычно обматывается или иначе заключается в фильтрующее средство, такое как проволочная навивка или проволочная сетка.

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

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

Проблема, с которой постоянно 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 с высокой проницаемостью или интервале, прошедшем гидроразрыв пласта, 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 вдоль интервала заканчивания. Аналогично, пакер для изоляции зон в кольцевом пространстве между фильтром и стволом скважины может также блокировать поток гравийной суспензии, вызывая образование пустот вдоль интервала заканчивания. При этом не получается сплошного заполнения гравием фильтра от низа до верха, что оставляет ствол скважины открытым воздействию инфильтрации песка и мелкодисперсных частиц.

Проблему образования песчаных перемычек и обхода изоляции зон решают с использованием технологии А11егпа1е Ракк®. В технологии А11егпа1е РакП® используют шунтирующие трубы или каналы потока, обеспечивающие обход гравийной суспензией выбранных областей, например преждевременно образовавшихся песчаных перемычек или пакеров вдоль ствола скважины. Такая технология перепуска текучей среды описана, например, в материалах и.8. Ра1. Νο. 5588487 под названием "Τοοί ίοτ В1оскшд Ах1а1 Ρίο^ ίη Отауе1-Раскеб \Ус11 Аппи1и8" и РСТ РиЪксакюп Νο. νΘ2008/060479 под названием "\Уе116οτθ Мебюб апб Арратакиз ίοτ ί.’οιηρ1οΙίοη. Ргобискюп, апб 1п)ескюп", каждый из которых полностью включен в данный документ в виде ссылки. Дополнительная ссылка дается на рассматривающие технологию альтернативного пути материалы И.8. Рак Νο. 8011437; И.8. Рак Νο. 7971642; И.8. Рак Νο. 7938184; И.8. Рак. Νο. 7661476; и.8. Рак. Νο. 5113935; и.8. Рак. Νο. 4945991; и.8. Рак. РиЪ1. Νο. 2010/0032158; и.8. Рак. РиЪ1. Νο. 2009/0294128; Μ.Τ. Нескег, ек а1., "Ехкепбшд Орсп1ю1с Отауе1-Раскт§ СараЪШку: 1шка1 Р1е1б Ιη8ка11акюп οί 1пкегпа1 8кипк А1кегпаке Ракк Тескш^^у", 8РЕ Аппиа1 Тескшса1 ί',’οι^ΐΌΐκχ и ΕxΠ^Ъ^к^οη. 8РЕ Рарег Νο. 135, 102 (8еркетЪег 2010) и Μ.Ό. Валу, ек а1., "Ореп-Нцк Огауе1-Раскш§ \\к1к Ζοηа1 Iδο1ак^οη", 8РЕ Рарег Νο. 110460 (ШуетЬег 2007).

Эффективность гравийного фильтра в регулировании поступления песка и мелкодисперсных частиц в ствол скважины является хорошо известной. Вместе с тем, также в некоторых случаях необходимо при заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя изолировать выбранные интервалы вдоль необсаженного участка ствола скважины для регулирования притока текучих сред. Например, применительно к добыче конденсирующихся углеводородов, вода может в некоторых случаях вторгаться в интервал. Это может происходить вследствие присутствия зон природной воды, образования конуса обводнения (подъем приствольной линии контакта углеводород-вода), тонких прослоек высокой проницаемости, естественных трещин или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В зависимости от механизма или причины водопроявления, вода может поступать в различные места и в разные периоды жизненного цикла скважины. Аналогично, газовая шапка над нефтяным коллектором может расширяться и прорываться в скважину, обуславливая поступление газа с нефтью. Прорыв газа уменьшает давление газовой шапки в коллекторе и снижает добычу нефти.

В данных и других случаях необходимо изолировать интервал от поступления пластовых текучих сред в ствол скважины. Кольцевая изоляция зон может также являться необходимой для планирования дебитов добычи, регулирования дебита добычи/ приемистости нагнетания текучей среды, селективной обработки для интенсификации притока, или борьбы с поступлением газа. Вместе с тем, конструктивное исполнение и установка пакеров для необсаженного забоя являются высоко проблематичными вследствие наличия расширенных областей, областей вымывания, высоких перепадов давления, частых циклических изменений давления и изменений диаметра ствола скважины. Кроме того, долговечность изоляции зон вызывает озабоченность, поскольку возможность прорыва воды/газа в скважину часто увеличи- 2 030438

вается на поздних стадиях эксплуатации промысла вследствие падения пластового давления и истощения запасов.

Поэтому существует необходимость создания улучшенной системы борьбы с поступлением песка, обеспечивающей технологию с использованием байпаса для укладки гравия с обходом пакера. Дополнительно, существует необходимость создания компоновки пакеров, обеспечивающей изоляцию выбранных подземных интервалов вдоль необсаженного ствола скважины. Дополнительно, существует необходимость создания скважинного устройства, обеспечивающего изоляцию зон и регулирование дебита вместе с гравийным фильтром в стволе скважины.

Сущность изобретения

Устройство изоляции зон с гравийным фильтром для ствола скважины предложено первым в данном документе. Устройство изоляции зон имеет конкретные преимущества в соединении с установкой гравийного фильтра в необсаженном участке ствола скважины. Необсаженный участок проходит через один, два, или большее число подземных интервалов.

В одном варианте осуществления устройство изоляции зон первым включает в себя колонну насосно-компрессорных труб. Колонна насосно-компрессорных труб размещается в стволе скважины и выполнена с возможностью приема текучих сред. Текучие среды могут являться текучими средами добычи, которые получают из одного или нескольких подземных интервалов. Альтернативно, текучие среды могут являться водой или другими текучими средами нагнетания, закачиваемыми в один или несколько подземных интервалов.

Устройства изоляции зон также включает в себя устройство борьбы с поступлением песка. Устройство борьбы с поступлением песка включает в себя удлиненную основную трубу. Основная труба образует трубный элемент с первым концом и вторым концом. Устройства изоляции зон дополнительно содержит фильтрующее средство, окружающее основную трубу вдоль значительного участка основной трубы. Вместе основная труба и фильтрующее средство образуют песчаный фильтр.

Песчаный фильтр выполнен с возможностью использования в технологии альтернативного пути потока. При этом песчаный фильтр включает в себя по меньшей мере один альтернативный канал потока для обхода основной трубы. Каналы проходят вдоль основной трубы, по существу, от первого конца до второго конца.

Устройство изоляции зон также включает в себя по меньшей мере одну и, если необходимо, по меньшей мере две компоновки пакеров. Каждая компоновка пакеров включает в себя механически устанавливаемый пакер, который служит уплотнением. Более предпочтительно каждая компоновка пакеров имеет два механически устанавливаемых пакера или кольцевых уплотнения. Пакеры представляют собой верхний пакер и нижний пакер. Каждый механически устанавливаемый пакер имеет уплотняющий элемент длиной, например, от около 6 дюймов (15,2 см) до 24 дюймов (61,0 см). Каждый механически устанавливаемый пакер также имеет внутренний шпиндель, гидравлически сообщающийся с основной трубой песчаного фильтра.

По меньшей мере между двумя механически устанавливаемыми 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 изготовлен из эластомерного материала. Набухающий элемент пакера приводится в действие с течением времени в присутствии текучей среды, такой как вода, газ, нефть или химреагент. Набухание может проходить, например, если один из механически устанавливаемых элементов пакера отказывает. Альтернативно, набухание может проходить с течением времени, когда текучие среды в пласте, окружающем набухающий элемент пакера, входят в контакт с набухающим элементом пакера.

Набухающий элемент пакера предпочтительно набухает в присутствии текучей среды на водной основе. В одном аспекте набухающий элемент пакера может включать в себя эластомерный материал, набухающий в присутствии углеводородных жидкостей или приводящего его в действие химреагента. Данный элемент можно применять вместо или в дополнение к эластомерному материалу, набухающему в присутствии текучей среды на водной основе.

Как часть техники альтернативных путей потока, устройство изоляции зон также включает в себя один или несколько альтернативных каналов потока, проходящих через и вдоль различных элементов пакера в каждой компоновке пакеров. Альтернативные каналы потока служат для отвода суспензии гравийного фильтра из верхнего интервала в один или несколько нижних интервалов во время заполнения гравийного фильтра.

В одном аспекте первый и второй механически устанавливаемые пакеры однозначно конструктивно исполнены для установки в стволе скважины до начала заполнения гравийного фильтра. Скважинный пакер изолирует кольцевую зону между шпинделем и окружающим стволом скважины. В стволе скважины предпочтительно выполняют заканчивание с необсаженной зоной забоя. Альтернативно, в скважины может быть выполнено заканчивание с обсаженным стволом, что означает перфорирование эксплуатационной обсадной колонны. Альтернативно, в стволе скважины может быть выполнено заканчивание со звеном неперфорированной трубы и установкой механически устанавливаемого пакера вдоль звена неперфорированной трубы.

- 3 030438

Устройство изоляции зон также включает в себя удлиненную колонну изоляции. Колонна изоляции содержит трубное изделие. Трубное изделие имеет внутренний диаметр, образующий канал, гидравлически сообщающийся с колонной насосно-компрессорных труб. Трубное изделие также имеет наружный диаметр, выполненный с возможностью размещения в основной трубе фильтра и шпинделя компоновок пакеров.

Устройство изоляции зон дополнительно включает в себя первый клапан. Первый клапан установлен сверху или снизу компоновки пакеров. Первый клапан образует по меньшей мере одно окно, которое можно открывать или закрывать (или устанавливать в любое промежуточное положение) для селективной установки гидравлического сообщения канала трубного изделия с каналом окружающей основной трубы.

Устройство изоляции зон дополнительно включает в себя одно или несколько уплотнений. Уплотнение может являться пакером. Уплотнения размещаются вдоль наружного диаметра трубного изделия. Колонну изоляции устанавливают так, что уплотнения располагаются смежно с компоновкой пакеров. При активировании уплотнения служат для герметизации кольцевой зоны, образованной между наружным диаметром трубного изделия и окружающим шпинделем установленной компоновки пакеров.

Предпочтительно устройство изоляции зон также включает в себя второй клапан. В данном случае либо первый или второй из двух клапанов расположен над первой компоновкой пакеров, и другой из двух клапанов расположен под первой компоновкой пакеров.

В одном варианте осуществления по меньшей мере одно окно в первом клапане содержит два или больше сквозных отверстий, проходящих через трубное изделие, и второй клапан также содержит два или больше сквозных отверстий, проходящих через трубное изделие. В данном случае первый клапан и второй клапан могут каждый выполняться с такой конфигурацией, что по меньшей мере одно из двух или большего числа сквозных отверстий можно селективно закрывать, при этом частично сдерживая поток текучих сред через трубное изделие. Таким образом, создано настоящее устройство регулирования притока.

В одном варианте осуществления устройство изоляции зон содержит верхнее уплотнение и нижнее уплотнение. Верхнее уплотнение и нижнее уплотнение разнесены вдоль звеньев основной трубы для изоляции выбранного подземного интервала в стволе скважины. В данном варианте осуществления колонна изоляции может дополнительно содержать третий клапан. В данном случае можно первый клапан расположить над первой компоновкой пакеров, второй клапан расположить между первой и второй компоновкой пакеров, и третий клапан расположить под второй компоновкой пакеров.

Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте также предложен в данном документе. Ствол скважины предпочтительно включает в себя нижний участок с заканчиванием в необсаженной зоне забоя. В одном аспекте способ включает в себя создание устройства борьбы с поступлением песка. Устройство борьбы с поступлением песка соответствует устройству борьбы с поступлением песка, описанному выше.

Способ также включает в себя создание компоновки пакеров. Компоновки пакеров также соответствуют компоновкам пакеров, описанным выше в различных вариантах осуществления. Компоновки пакеров включают в себя по меньшей мере один и предпочтительно два механически устанавливаемых пакера. Например, каждый пакер должен иметь внутренний шпиндель, альтернативные каналы потока вокруг внутреннего шпинделя и уплотняющий элемент снаружи внутреннего шпинделя.

Способ также включает в себя соединение компоновки пакеров с песчаным фильтром между двух звеньев основной трубы. Способ затем включает в себя спуск компоновки пакеров и соединенного с ней песчаного фильтра в ствол скважины. Пакер и соединенный с ним песчаный фильтр устанавливают вдоль необсаженного участка (или другого эксплуатационного интервала) ствола скважины.

Способ также включает в себя установку по меньшей мере одного механически устанавливаемого пакера. Это выполняют, приводя в действие уплотняющий элемент пакера, входящий в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины. После этого, способ включает в себя нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между песчаным фильтром и окружающим необсаженным участком ствола скважины, и затем дополнительное нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока, обеспечивающие обход гравийной суспензией пакера. При этом необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины.

В способе предпочтительно компоновка пакеров также включает в себя второй механически устанавливаемый пакер. Второй механически устанавливаемый пакер сконструирован аналогично первому механически устанавливаемому пакеру, или является его зеркальным отображением. Набухающий пакер можно затем, если необходимо, оборудовать между первым и вторым механически устанавливаемыми пакерами. Набухающий пакер имеет альтернативные каналы потока, состыкованные с альтернативными каналами потока первого и второго механически устанавливаемых пакеров. Альтернативно, компоновка пакеров может включать в себя инструмент гравийной изоляции зон между первым и вторым пакерами.

Способ также включает в себя спуск колонны насосно-компрессорных труб в ствол скважины с удлиненной колонной изоляции, соединенной с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб.

- 4 030438

Колонна изоляции содержит

трубное изделие с внутренним диаметром, образующим канал, гидравлически сообщающийся с каналом колонны насосно-компрессорных труб, и наружный диаметр, выполненный с возможностью размещения в основной трубе устройства борьбы с поступлением песка и во внутреннем шпинделе компоновки пакеров,

первый клапан и

одно или несколько уплотнений вдоль наружного диаметра трубного изделия.

Способ затем включает в себя установку удлиненной колонны изоляции в основной трубе и поперек компоновки пакеров. При этом первый клапан колонны изоляции расположен сверху или снизу компоновки пакеров, и уплотнения колонны изоляции являются смежными смежно с установленной компоновкой пакеров.

Способ дополнительно включает в себя активирование уплотнений для герметизации кольцевой зоны, образованной между наружным диаметром трубного изделия и окружающим шпинделем смежно с установленной компоновкой пакеров.

Предпочтительно первый клапан содержит два или больше сквозных отверстий, проходящих через трубное изделие. В данном случае способ дополнительно включает в себя закрытие по меньшей мере одного из двух или больше сквозных отверстий, при этом частично сдерживая поток текучих сред через трубное изделие. Также предпочтительно колонна изоляции включает в себя второй клапан. В данном случае либо первый или второй из двух клапанов расположен над пакером, и другой из двух клапанов расположен под пакером. В данном случае способ дополнительно включает в себя закрытие первого клапана, второго клапана или обоих, или альтернативно, открытие первого клапана, второго клапана или обоих, при этом создание гидравлического сообщения между выбранным клапаном и каналом основной трубы.

Способ может также включать в себя добычу углеводородных текучих сред по меньшей мере из одного интервала вдоль необсаженного участка ствола скважины. Альтернативно, способ может также включать в себя нагнетание текучих сред по меньшей мере в одном интервале вдоль необсаженного участка ствола скважины.

Краткое описание чертежей

Для лучшего понимания настоящих изобретений к документу прилагаются некоторые чертежи, диаграммы, графики и/или блок-схемы. Отмечается, вместе с тем, что на чертежах показаны только выбранные варианты осуществления изобретений, не считающиеся ограничивающими объем, поскольку изобретения могут иметь другие равно эффективные варианты осуществления и применения.

На фиг. 1 показан пример сечения ствола скважины. Ствол скважины пробурен через три различных подземных интервала, каждый интервал находится под пластовым давлением и содержит текучие среды.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение ствола скважины фиг. 1, в котором проведено заканчивания с необсаженным забоем. Заканчивание с необсаженной забоем на глубинах трех иллюстративных интервалов показано более подробно.

На фиг. ЗА показано продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров в одном варианте осуществления. Здесь основная труба показана с окружающими элементами пакера. Показаны два механически устанавливаемых пакера вместе с промежуточным набухающим элементом пакера.

На фиг. ЗВ показано поперечное сечение компоновки пакеров фиг. ЗА, по линии ЗВ-ЗВ фиг. ЗА. Шунтирующие трубы показаны в набухающем элементе пакера.

На фиг. ЗС показано поперечное сечение компоновки пакеров фиг. ЗА в альтернативном варианте осуществления. Вместо шунтирующих труб показаны транспортирующие трубы, соединенные в манифольд вокруг основной трубы.

На фиг. 4А показано продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров фиг. ЗА. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры установлены на противоположных концах компоновки пакеров. В устройствах борьбы с поступлением песка использованы внешние шунтирующие трубы.

На фиг. 4В показано поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 4А по линии 4В-4В фиг. 4А. Шунтирующие трубы снаружи песчаного фильтра, создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц.

На фиг. 5А показано другое продольное сечение на виде сбоку компоновки пакеров фиг. ЗА. Здесь устройства борьбы с поступлением песка или песчаные фильтры также установлены на противоположных концах компоновки пакеров. Вместе с тем, в устройствах борьбы с поступлением песка использованы внутренние шунтирующие трубы.

На фиг. 5В показано поперечное сечение компоновки пакеров фиг. 5А по линии 5В-5В фиг. 5А. Шунтирующие трубы в песчаном фильтре создают альтернативный путь потока для суспензии макрочастиц.

На фиг. бА-όΝ показаны стадии процесса установки гравийного фильтра с использованием одной из компоновок пакера настоящего изобретения в одном варианте осуществления. Каналы альтернативно- 5 030438

го пути потока созданы проходящими через элементы пакера компоновки пакеров и через устройства борьбы с поступлением песка.

На фиг. 60 показаны компоновка пакеров и гравийный фильтр, установленные в необсаженном стволе скважины по завершении процесса заполнения гравийного фильтра фиг. 6Α-6Ν.

На фиг. 7А показано поперечное сечение среднего интервала заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя фиг. 2. Здесь сдвоенный пакер установлен в устройство борьбы с поступлением песка поперек среднего интервала для предотвращения притока пластовых текучих сред.

На фиг. 7В показано поперечное сечение среднего и нижнего интервалов заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя фиг. 2. Здесь пробка установлена в компоновку пакера между средним и нижним интервалами для предотвращения прохода пластовых текучих сред вверх по стволу скважины из нижнего интервала.

На фиг. 8 схематично показан вид сбоку ствола скважины с установленной в нем колонной изоляции настоящего изобретения в одном варианте осуществления.

На фиг. 9А другое сечение среднего интервала заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя фиг. 2. Здесь колонна изоляции зон установлена в устройстве борьбы с поступлением песка вдоль среднего интервала с клапанами, закрытыми для предотвращения притока пластовых текучих сред из среднего интервала.

На фиг. 9В показано поперечное сечение среднего и нижнего интервалов заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя фиг. 2. Здесь колонна изоляции зон установлена в устройство борьбы с поступлением песка вдоль среднего и нижнего интервалов с клапанами, закрытыми для предотвращения прохода пластовых текучих сред вверх по стволу скважины из нижнего интервала.

На фиг. 10 показана блок-схема последовательности операций способа заканчивания ствола скважины в одном варианте осуществления. Способ включает в себя спуск устройства борьбы с поступлением песка и компоновки пакеров в ствол скважины, установку пакера, заполнение гравийного фильтра в стволе скважины и спуск колонны изоляции зон в устройство борьбы с поступлением песка.

Подробное описание некоторых вариантов осуществления изобретения

Определения.

При использовании в данном документе термин "углеводород" относится к органическому соединению, включающему в себя в основном, если не исключительно, элементы водород и углерод. Углеводороды в общем делятся на два класса: алифатические или углеводороды с нормальной цепью, и циклические углеводороды или углеводороды с 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, являющиеся 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, 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 стволу, 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 стволу в пласте, можно использовать взаимозаменяемо с термином "ствол скважины".

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

Термин "устройство борьбы с поступлением песка" означает любое удлиненное трубное изделие, обеспечивающее приток текучей среды во внутренний канал или основную трубу и отфильтровывающее песок, мелкодисперсный материал и зернистые обломки породы заданного диаметра из окружающего пласта.

Термин "альтернативные каналы потока" означает любую систему манифольдов и/или шунтирующих труб, обеспечивающих сообщение текучей средой через или вокруг трубчатого скважинного инструмента, для обеспечения обхода скважинного инструмента или любой преждевременно образовавшейся

- 6 030438

песчаной перемычки в кольцевой зоне и продолжения заполнения гравийного фильтра дополнительно ниже по потоку. Примеры таких скважинных инструментов включают в себя (I) пакер с уплотняющим элементом, (II) песчаный фильтр или щелевую трубу и (III) неперфорированную трубу с наружным защитным кожухом 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 изобретений.

Некоторые аспекты изобретений также описаны с использованием различных чертежей. На некоторых чертежах верх чертежа обращен к поверхности, и низ чертежа к забою скважины. Хотя скважины обычно проходят заканчивание, по существу, в вертикальной ориентации, понятно, что скважины могут также проходить заканчивание, будучи наклонно-направленными и или даже горизонтальными. Когда термины описания "верх и низ" или "верхний" и "нижний" или "ниже" используются со ссылкой на чертежи или в формуле изобретения, они указывают относительное расположение на чертеже или относительно условий формулы изобретения и не обязательно ориентацию в грунте, поскольку настоящее изобретение можно использовать независимо от ориентации ствола скважины.

На фиг. 1 показано сечение примера ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины образует канал 105, проходящий от поверхности 101 в подземное пространство 110. Ствол 100 скважины прошел заканчивание с созданием необсаженного участка 120 забоя в нижнем конце ствола 100 скважины. Ствол 100 скважины выполнен для коммерческой добычи углеводородов для переработки или продажи. Эксплуатационная колонна 130 насосно-компрессорных труб оборудована в стволе 105 для подачи текучих сред добычи из необсаженного участка 120 забоя к поверхности 101.

Ствол 100 скважины включает в себя устьевую фонтанную арматуру, показанную схематично позицией 124. Устьевая фонтанная арматура 124 включает в себя задвижку 126 закрытия скважины. Задвижка 126 закрытия скважины регулирует приток текучих сред добычи из ствола 100 скважины. Кроме того, оборудован подземный предохранительный клапан 132 для отсечки текучих сред, поступающих по эксплуатационной колонне 130 насосно-компрессорных труб, в случае разрушения или катастрофического события над подземным предохранительным клапаном 132. Ствол 100 скважины может, если необходимо, иметь насос (не показано) на необсаженном участке 120 забоя или непосредственно над ним для подъема при механизированной добыче текучей среды из необсаженного участка 120 забоя к устьевой фонтанной арматуре 124.

Ствол 100 скважины прошел заканчивание с последовательной установкой труб в геологическую среду 110. Данные трубы включают в себя первую обсадную колонну 102, которую часто называют 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. Обычно принято называть, трубную колонну, не доходящую до поверхности, "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. Дополнительные промежуточные обсадные колонны (не показано) также могут использоваться. Настоящие изобретения не ограничены используемым типом устройства обсадной колонны.

Каждая обсадная колонна 102, 104, 106 крепится по месту цементом 108. Цементная колонна 108 изолирует различные пласты геологической среды 110 от ствола 100 скважины и друг от друга. Цементная колонна 108 проходит от поверхности 101 до глубины "Ь" на нижнем конце обсадной колонны 106. При этом некоторые промежуточные обсадные колонны могут полностью не цементироваться.

Кольцевое пространство 136 образуется между эксплуатационной колонной 130 насоснокомпрессорных труб и обсадной колонной 106. Эксплуатационный пакер 138 изолирует кольцевое пространство 136 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 как ствол скважины с необсаженным забоем. Соответственно ствол 100 скважины не включает в себя конечную обсадную колонну на необсаженном участке 120 забоя.

В примере ствола 100 скважины необсаженный участок 120 забоя пересекает три различных подземных интервала. Интервалы показаны, как верхний интервал 112, промежуточный интервал 114 и нижний интервал 116. Верхний интервал 112 и нижний интервал 116 могут, например, содержать ценные нефтеносные залежи, подлежащие добыче, а промежуточный интервал 114 может содержать в основном воду или другие текучие среды на водной основе в своем поровом объеме. Это может получаться вслед- 7 030438

ствие присутствия зон природной воды, тонких прослоек высокой проницаемости, естественных трещин, соединенных с водоносным пластом или образования языков обводнения от нагнетательных скважин. В данном примере имеется вероятность поступления воды в ствол 100 скважины.

Альтернативно, верхний и промежуточный интервалы 112 и 114 могут содержать углеводородные текучие среды, подлежащие добыче, переработке и продаже, а нижний интервал 116 может содержать нефть вместе с увеличивающимся количеством воды. Увеличение может происходить вследствие образования конуса обводнения в скважине, то есть подъема вблизи скважины границы углеводородноводного контакта. В данном примере также имеется вероятность вторжения воды в ствол 100 скважины.

Также альтернативно, верхний и нижний интервалы 112, 116 могут являться продуктивными для добычи углеводородных текучих сред из песчаника или другой породы проницаемой матрицы, а промежуточный интервал 114 может представлять собой непроницаемый сланец или иначе, являться, по существу, непроницаемым для текучих сред.

В любом из данных случаев оператору необходимо изолировать выбранные интервалы. В первом примере оператору необходимо изолировать промежуточный интервал 114 от эксплуатационной колонны 130 и от верхнего и нижнего интервалов 112, 116 так, чтобы в основном получать углеводородные текучие среды через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. Во втором примере оператору необходимо изолировать нижний интервал 116 от эксплуатационной колонны 130 и верхнего и промежуточного интервалов 112, 114 так, чтобы в основном получать углеводородные текучие среды через ствол 100 скважины и подавать на поверхность 101. В третьем примере оператору необходимо изолировать верхний интервал 112 от нижнего интервала 116, но нет необходимости изолировать промежуточный интервал 114. Решения в контексте заканчивания с необсаженным забоем приведены в данном документе и описаны более подробно ниже и показаны на соответствующих прилагаемых чертежах.

При добыче углеводородных текучих сред из ствола скважины, где выполнено заканчивание с необсаженным забоем, необходимо не только изолировать выбранные интервалы, но также ограничивать поступление частиц песка и других мелкодисперсных частиц. Для предотвращения миграции пластовых частиц в эксплуатационную колонну 130 во время эксплуатации устройства 200 борьбы с поступлением песка спущены в ствол 100 скважины. Это описано более подробно ниже и показано на фиг. 2 и 6Ρ-6Ν.

Показанные на фиг. 2 устройства 200 борьбы с поступлением песка содержат удлиненное трубное изделие, называемое основной трубой 205. Основная труба 205 обычно составлена из множества скрепленных 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 также содержат фильтрующее средство 207, навитое или иначе размещенное радиально вокруг основных труб 205. Фильтрующее средство 207 может являться проволочным сетчатым фильтром или навитой проволокой, закрепленной вокруг основной трубы 205. Альтернативно, фильтрующее средство песчаного фильтра может содержать мембранный фильтр, раздвижной фильтр, металлокерамический фильтр, пористый материал из полимера с памятью формы (например, описанный в патенте И.8. РаР Νο. 7926565), пористый материал с набивкой из волокнистого материала, заранее уложенный слой твердых макрочастиц. Фильтрующее средство 207 предотвращает поступление песка или других частиц с диаметром больше заданного в основную трубу 205 и эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.

В дополнение к устройствам 200 борьбы с поступлением песка 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' пакеров и нижнюю компоновку 210" пакеров. Вместе с тем, дополнительные компоновки 210 пакеров или только одну компоновку 210 пакеров можно использовать. Компоновки 210', 210" пакеров индивидуально выполнены с возможностью герметизации кольцевой зоны (показано позицией 202 фиг. 2) между различными устройствами 200 борьбы с поступлением песка и окружающей стенкой 201 необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины.

На фиг. 2 показано с увеличением сечение необсаженного участка 120 забоя ствола 100 скважины фиг. 1. Необсаженный участок 120 забоя и три интервала 112, 114, 116 показаны более четко. Верхняя компоновка 210' и нижняя компоновка 210" пакеров также показаны более четко вблизи верхней и нижней границы промежуточного интервала 114 соответственно. Гравий уложен в кольцевой зоне 202. Наконец, показаны устройства 200 борьбы с поступлением песка вдоль каждого из интервалов 112, 114, 116.

Что касается самих компоновок пакеров, каждая компоновка 210', 210" пакеров содержит по меньшей мере два отдельных пакера. Пакеры предпочтительно устанавливаются с помощью комбинации механических манипуляций и гидравлических сил. Для описания пакеры именуются механически устанавливаемыми пакерами. 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 установке враспор с окружающей стенкой 201 ствола скважины.

Элементы верхнего и нижнего пакеров 212, 214 должны быть способны выдерживать давления и

- 8 030438

нагрузки, связанные с процессом заполнения гравийного фильтра. Обычно такие давления составляют от около 2000 фунт/дюйм² (13,8 МПа) до около 5000 фунт/дюйм² (34,5 МПа). Элементы пакеров 212, 214 должны также выдерживать нагрузку вследствие перепадов давления в стволе скважины и/или коллекторе, вызванных природными нарушениями, истощением, добычей или нагнетанием. Эксплуатация может включать в себя селективную добычу или регулирование дебитов добычи для соответствия законодательным и нормативным требованиям. Операции нагнетания могут включать в себя избирательное нагнетание текучей среды для планового поддержания давления в коллекторе. Операции нагнетания могут также включать в себя селективную обработку для интенсификации притока в виде кислотного гидроразрыва пласта, матричной кислотной обработки или устранения повреждения пласта.

Поверхность уплотнения или элементы для механически устанавливаемых пакеров 212, 214 должны занимать отрезок длины порядка нескольких дюймов 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).

Элементы для пакеров 212, 214 предпочтительно выполнены с возможностью расширения до наружной поверхности с диаметром по меньшей мере 11 дюймов (около 28 см) с коэффициентом овальности не более 1,1. Предпочтительно элементы пакеров 212, 214 должны выдерживать вымоины секции необсаженного ствола 120 с диаметром 8-1/2 дюйма (около 21,6 см) или 9-7/8 дюйма (около 2 5,1 см). Расширяющиеся участки пакеров 212, 214 должны содействовать поддержанию, по меньшей мере, временного уплотнения на стенке 201 промежуточного интервала 114 (или другого интервала) при увеличении давления во время заполнения гравийного фильтра.

Верхний и нижний пакеры 212, 214 устанавливают до начала заполнения гравийного фильтра. Элементы верхнего и нижнего пакеров 212, 214 расширяются, входя в контакт с окружающей стенкой 201 для изоляции кольцевой зоны 202 на выбранной глубине вдоль интервала 120 заканчивания скважины с необсаженным участком.

На фиг. 2 показан шпиндель, позиция 215 в пакерах 212, 214. Шпиндель служит основной трубой для несения расширяемых эластомерных элементов.

В качестве "дублирования" расширяемых элементов пакера в верхнем и нижнем пакере 212, 214, компоновки 210', 210" пакеров также каждая включает в себя промежуточный элемент пакера 216. Промежуточный элемент пакера 216 образует набухающий эластомерный материал, изготовленный из синтетического каучука. Подходящие примеры набухающих материалов можно найти среди следующего: СопЧпсЮг™ или 5>\\с11Раскег™. компания Баку Ае11 8о1и1юп5 и Ε-ΖΙΡ™, компания 5>\ус11Н\. Набухающий пакер 216 может включать в себя набухающий полимер или набухающий полимерный материал, известные специалистам в данной области техники, такой пакер можно устанавливать с помощью одного из следующего: доведенный до кондиции буровой раствор, текучая среда заканчивания, текучая среда добычи, текучая среда нагнетания, текучая среда обработки для интенсификации притока или любых их комбинаций.

Набухающий элемент пакера 216 предпочтительно соединяется с наружной поверхностью шпинделя 215. Набухающему элементу пакера 216 дают возможность расширения в течение некоторого времени при контакте с углеводородными текучими средами, пластовой водой или любым химреагентом, описанным выше, который можно использовать в качестве текучей среды приведения в действие. При расширении элемента пакера 216 он образует гидравлическое уплотнение с окружающей зоной, например, интервалом 114. В одном аспекте поверхность уплотнения набухающего элемента пакера 216 имеет длину от около 5 футов (1,5 м) до 50 футов (15,2 м) и более предпочтительно от около 3 футов (0,9 м) до 40 футов (12,2 м).

Набухающий элемент пакера 216 должен быть способен к расширению к стенке 201 ствола скважины и обеспечения требуемой герметичности конструкции при таком относительном расширении. Поскольку набухающие пакеры обычно устанавливают в сланцевой секции, где могут не получать углеводородные текучие среды, предпочтительно иметь набухающий эластомер или другой материал, который может набухать в присутствии пластовой водой или текучей среды на водной основе. Примерами материалов, которые должны набухать в присутствии текучей среды на водной основе, являются бентонитовая глина и полимер на основе нитрила с включенными в состав абсорбирующими воду частицами.

Альтернативно, набухающий элемент пакера 216 может быть изготовлен из комбинации материалов, набухающих в присутствии воды и нефти соответственно. Другими словами, набухающий элемент пакера 216 может включать в себя два типа набухающих эластомеров, один для воды и один для нефти. В данной ситуации водонабухающий элемент должен набухать под воздействием текучей среды заполнения гравийного фильтра на водной основе или в контакте с пластовой водой, и элемент на нефтяной основе должен расширяться под воздействием добываемого углеводорода. Примером эластомерного материала, который должен набухать в присутствии углеводородной жидкости является олеофильный полимер, абсорбирующий углеводороды в свою матрицу. Набухание происходит от абсорбции углеводородов, при которой также происходит смазка и уменьшение механической прочности цепочки полимера при его расширении. Каучук на основе сополимера этилена, пропилена и диенового мономера (М-класс) или ΕΡΌΜ, является одним примером такого материала.

- 9 030438

Набухающий пакер 216 может быть изготовлен из другого расширяемого материала. Примером является полимер с памятью формы. В патентах и.8. Ра1. Νο. 7243732 и И.8. Ра1. Νο. 7392852 раскрыто использование такого материала для изоляции зон.

Механически устанавливаемые элементы пакеров 212, 214 предпочтительно устанавливаются в текучей среды заполнения гравийного фильтра на водной основе, которая должна отводиться для прохода вокруг набухающего элемента пакера 216, например, через шунтирующие трубы (не показано на фиг. 2). Если используют только набухающий в углеводороде эластомер, расширение элемента может происходить только после отказа какого-либо механически устанавливаемого элемента пакеров 212, 214.

Верхний и нижний пакеры 212, 214 могут в общем являться зеркальными друг другу, за исключением высвобождающих муфт, срезающих соответствующие срезные штифты, или других механизмов ввода в контакт. Одностороннее перемещение толкателя (показано на и рассмотрено ниже фиг. 7А и 7В) должно обеспечивать последовательное или одновременное активирование пакеров 212, 214. Нижний пакер 214 активируется первым, следующим активируется верхний пакер 212 при вытягивании толкателя вверх через внутренний шпиндель (показано на фиг. 6А и 6В и рассмотрено ниже). Короткий интервал предпочтительно создается между верхним и нижним пакером 212, 214.

Компоновки 210', 210" пакеров помогают в контроле и управлении текучими средами, добываемыми из различных зон. В этом отношении, компоновки 210', 210" пакеров обеспечивают оператору возможность изоляции интервалов либо добычи или нагнетания, в зависимости от функции скважины. Установка компоновок 210', 210" пакеров вначале заканчивания обеспечивает оператору прекращение добычи из одной или нескольких зон в течение жизненного цикла скважины для ограничения поступления воды или, в некоторых случаях, ненужной неконденсирующейся текучей среды, такой как сероводород. Компоновки 210', 210" пакеров работают в новаторском соединении со сдвоенным пакером, пробкой или, как описано ниже, колонной изоляции для регулирования притока из подземных интервалов.

Пакеры практически не устанавливают при использовании гравийного фильтра на участке необсаженного забоя вследствие трудностей формирования сплошного гравийного фильтра выше и ниже пакера. В связанных патентных заявках и.8. РиЫюайои Νοδ. 2009/0294128 и 2010/0032158 раскрыты устройство и способы установки гравийного фильтра в необсаженном стволе скважины после установки пакера на интервале заканчивания.

Некоторые технические проблемы остаются нерешенными применительно к способам, раскрытым в заявках и.8. РиЬ Νοδ. 2009/0294128 и 2010/0032158, конкретно для пакера. В заявках предложен пакер с гидравлическим приведением в действие расширяющегося элемента. Такой расширяющийся элемент может быть изготовлен из эластомера или термопласта. Вместе с тем, разработка элементов пакера из таких материалов требует соответствия элементов пакера особенно высокому уровню показателей работы. При этом элемент пакера должен быть способен поддерживать изоляцию зон в течение нескольких лет под высокими давлениями и/или при высоких температурах и/или в кислотных текучих средах. В качестве альтернативы в заявках указано, что пакер может являться набухающим резиновым элементом, расширяющимся в присутствии углеводородов, воды или другого управляющего воздействия. Вместе с тем, известно, что набухание эластомеров обычно требует около 30 дней или больше до полного расширения для установления непроницаемого для текучей среды уплотнения с окружающим пластом породы. Поэтому улучшенные пакеры и устройства изоляции зон предложены в данном документе.

На фиг. 3А показана являющаяся примером компоновка 300 пакеров, создающая альтернативный путь потока для гравийной суспензии. Компоновка 300 пакеров показана с продольным сечением на виде сбоку. Компоновка 300 пакеров включает в себя различные компоненты, которые можно использовать для изоляции кольцевого пространства на необсаженном участке 120.

Компоновка 300 пакеров включает в себя основную корпусную секцию 302. Основная корпусная секция 302 предпочтительно изготовлена из стали или из стальных сплавов.

Основную корпусную секцию 302 выполняют заданной длины 316, например около 40 фут (12,2 м). Основная корпусная секция 302 содержит индивидуальные трубные звенья, которые должны иметь длину между около 10 футов (3,0 м) и 50 футов (15,2 м). Трубные звенья обычно свинчены торец к торцу для образования основной корпусной секции 302 с длиной 316.

Компоновка 300 пакеров также включает в себя противоположные механически устанавливаемые пакеры 304. Механически устанавливаемые пакеры 304, показанные схематично, в общем аналогичны механически устанавливаемым элементам пакеров 212 и 214 фиг. 2. Пакеры 304 предпочтительно включают в себя эластомерные элементы манжетного типа длиной меньше 1 фут (0,3 м). Как описано дополнительно ниже, пакеры 304 имеют альтернативные каналы потока, что однозначно обеспечивает установку пакеров 304 до нагнетания гравийной суспензии в ствол скважины.

Компоновки 300 пакеров также, если необходимо, включают в себя набухающий пакер 308. Набухающий пакер 308 соответствует набухающему элементу пакера 216 фиг. 2. Набухающий пакер 308 предпочтительно имеет длину от около 3 футов (0,9 м) до 40 футов (12,2 м). Вместе механически устанавливаемые пакеры 304 и промежуточный набухающий пакер 308 окружают основную корпусную секцию 302. Альтернативно, короткий интервал может быть создан между механически устанавливаемыми пакерами 304 вместо набухающего пакера 308.

- 10 030438

Компоновка 300 пакеров также включает в себя множество шунтирующих труб. Шунтирующие трубы показаны пунктирной линией, позиция 318. Шунтирующие трубы 318 можно также называть транспортирующими трубами или альтернативными каналами потока. Шунтирующие трубы 318 являются неперфорированными секциями трубы, проходящими по всей длине 316 механически устанавливаемых пакеров 304 и набухающего пакера 308. Шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакеров выполнены с возможностью герметичного соединения с шунтирующими трубами на соединяющихся с компоновкой песчаных фильтрах, как рассмотрено дополнительно ниже.

Шунтирующие трубы 318 создают альтернативный путь потока через механически устанавливаемые пакеры 304 и промежуточный набухающий пакер 308 (или интервал). Это обеспечивает транспортировку шунтирующими трубами 318 текучей среды-носителя вместе с гравием в различные интервалы 112, 114 и 116 необсаженного участка 120 ствола 100 скважины.

Компоновка 300 пакеров также включает в себя соединительные элементы. Элементы могут представлять собой традиционные резьбовые замковые детали. Замковый ниппель 306 создан на первом конце компоновки 300 пакеров. Замковый ниппель 306 имеет внешнюю резьбу для соединения с резьбой замковой муфты песчаного фильтра или другой трубы. Замковая муфта 310 с внутренней резьбой создана на противоположном втором конце. Замковая муфта 310 служит замковой деталью для замкового ниппеля песчаного фильтра или другого трубчатого элемента.

Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 могут быть выполнены из стали или стальных сплавов. Замковый ниппель 306 и замковая муфта 310 выполнены с заданной длиной 314, такой как 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 заданные внутренний и наружный диаметры. Замковый ниппель 306 имеет внешнюю резьбу 307, а замковая муфта 310 имеет внутреннюю резьбу 311. Данные резьбы 307 и 311 можно использовать для образования герметичного соединения между компоновкой 300 пакеров и устройствами борьбы с поступлением песка или другими трубными частями.

Поперечное сечение компоновки 300 пакеров показано на фиг. 3В. Сечение фиг. 3В проходит по линии 3В-3В фиг. 3А. На фиг. 3В набухающий пакер 308 показан расположенным по периметру вокруг основной трубы 302. Различные шунтирующие трубы 318 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг основной трубы 302. Центральный канал 305 показан в основной трубе 302. Центральный канал 305 принимает текучие среды добычи во время эксплуатации и подает их в эксплуатационную колонну 130 насосно-компрессорных труб.

На фиг. 4А показано продольное сечение на виде сбоку устройства 400 изоляции зон в одном варианте осуществления. Устройство 400 изоляции зон включает в себя компоновку 300 пакеров фиг. 3А. Кроме того, устройства 200 борьбы с поступлением песка соединены на противоположных концах с замковым ниппелем 306 и замковой муфтой 310 соответственно. Шунтирующие трубы 318 компоновки 300 пакеров показаны соединенными с шунтирующими трубами 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка. Шунтирующие трубы 218 представляют собой трубы заполнения фильтра, обеспечивающие проход гравийной суспензии между кольцевым пространством ствола скважины и трубами 218. Шунтирующие трубы 218 на устройствах 200 борьбы с поступлением песка, если необходимо, включают в себя клапаны 209 для регулирования расхода гравийной суспензии, например, в трубах заполнения фильтра (не показано).

На фиг. 4В показано продольное сечение на виде сбоку устройства 400 изоляции зон. Сечение фиг. 4В проходит по линии 4В-4В фиг. 4А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 4В показана щелевая или перфорированная основная труба 205. Труба соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105, показанный в основной трубе 205, служит для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.

Наружная сетка 220 расположена непосредственно вокруг основной трубы 205. Наружная сетка 220 предпочтительно представляет собой проволочную сетку или проволоку, навитую по спирали вокруг основной трубы 205, и служит фильтром. Кроме того, Шунтирующие трубы 218 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг наружной сетки 205. Это означает, что устройства 200 борьбы с поступлением песка созданы в варианте осуществления с внешними шунтирующими трубами 218 (или альтернативными каналами потока).

Конфигурация шунтирующих труб 218 является предпочтительно концентричной. Это показано на поперечных сечениях фиг. 3В и 4В. Вместе с тем, шунтирующие трубы 218 можно конструктивно исполнить эксцентричными. Например, на фиг. 2В в патенте И.8. Ра!. Νο. 7661476 представлено устройство "известной техники" борьбы с поступлением песка, в котором трубы 208а заполнения фильтра и транспортирующие трубы 208Ь установлены снаружи основной трубы 202 и окружающего фильтрующего средства 204, образуя эксцентричное устройство.

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

На фиг. 5А показано продольное сечение на виде сбоку устройства 500 изоляции зон, в альтерна- 11 030438

тивном варианте осуществления. В данном варианте осуществления устройства 200 борьбы с поступлением песка также соединены на противоположных концах с замковым ниппелем 306 и замковой муфтой секции 310 соответственно компоновки 300 пакеров. Кроме того, показаны шунтирующие трубы 318 на компоновке 300 пакеров, соединенные с шунтирующими трубами 218 на компоновке 200 борьбы с поступлением песка. Вместе с тем, на фиг. 5А в компоновке 200 борьбы с поступлением песка использованы внутренние шунтирующие трубы 218, то есть шунтирующие трубы 218 расположены между основной трубой 205 и окружающим фильтрующим средством 220.

На фиг. 5В показано поперечное сечение устройства 500 изоляции зон. Сечение на фиг. 5В проходит по линии В-В фиг. 5А. Сечение проходит через один из песчаных фильтров 200. На фиг. 5В щелевая или перфорированная основная труба 205 также показана. Труба соответствует основной трубе 205 фиг. 1 и 2. Центральный канал 105, показанный в основной трубе 205, служит для приема текучих сред добычи во время эксплуатации.

Шунтирующие трубы 218 установлены радиально и на равном расстоянии вокруг основной трубы 205. Шунтирующие трубы 218 располагаются непосредственно вокруг основной трубы 205, и в окружающем фильтрующем средстве 220. Это означает, что в устройстве 200 борьбы с поступлением песка фиг. 5А и 5В создан вариант осуществления с внутренними шунтирующими трубами 218.

Кольцевая зона 225 создана между основной трубой 205 и окружающей наружной сеткой или фильтрующим средством 220. Кольцевая зона 225 принимает приток текучих сред добычи в стволе скважины. Наружная проволочная обмотка 220 поддерживается множеством проходящих радиально поддерживающих ребер 222. Ребра 222 проходят через кольцевую зону 225.

На фиг. 4А и 5А показаны устройства для соединения песчаных фильтров 200 с компоновкой пакеров. Шунтирующие трубы 318 (или альтернативные каналы потока) в компоновке 300 пакеров гидравлически соединяются с шунтирующими трубами 218 вдоль песчаных фильтров 200. Вместе с тем, устройства 400, 500 изоляции зон фиг. 4А-4В и 5А-5В являются только примером. В альтернативном устройстве систему манифольда можно использовать для создания гидравлического сообщения между шунтирующими трубами 218 и шунтирующими трубами 318.

На фиг. 3С показано поперечное сечение компоновки 300 пакеров фиг. 3А в альтернативном варианте осуществления. В данном устройстве шунтирующие трубы 318 соединены в манифольд вокруг основной трубы 302. Поддерживающее кольцо 315 создано вокруг шунтирующих труб 318. Также понятно, что настоящее устройство и способы не ограничены конкретным конструктивным исполнением и устройством шунтирующих труб 318 при создании байпаса суспензии для компоновки 210 пакеров. Вместе с тем, предпочтительным является использование концентричного устройства.

Следует также отметить, что механизм соединения устройств 200 борьбы с поступлением песка с компоновками 300 пакеров может включать в себя уплотняющий механизм (не показано). Уплотняющий механизм предотвращает утечку суспензии, находящейся в альтернативном пути потока, образованном шунтирующими трубами. Примеры таких уплотняющих механизмов описаны в материалах и. 8. Ра1еп1 Νο. 6464261; Ιηίί. Раб Аррйсайоп Νο. АО 2004/094769; Ιηίί. Раб Аррйсайоп Νο. АО 2005/031105; и.8. Раб РиЫ. Νο. 2004/0140089; и.8. Раб РиЫ. Νο. 2005/0028977; и.8. Раб РиЫ. Νο. 2005/0061501 и и.8. Раб РиЫ. Νο. 2005/0082060.

Соединение устройств 200 борьбы с поступлением песка с компоновкой 300 пакеров требует стыковки труб 318 в компоновке 300 пакеров с шунтирующими трубами 218 вдоль устройств 200 борьбы с поступлением песка. При этом путь потока шунтирующих труб 218 в устройствах борьбы с поступлением песка должен не прерываться при входе в контакт с пакером. На фиг. 4А (описано выше) показаны устройства 200 борьбы с поступлением песка, соединенные с промежуточной компоновкой 300 пакеров, с состыкованными шунтирующими трубами 218, 318. Вместе с тем, выполнение данного соединения обычно требует специального патрубка или соединителя с быстроразъемным соединением, синхронизированным соединением с выставлением по оси нескольких труб или цилиндрической крышкой над соединяющимися трубами. Данные соединения являются дорогостоящими, затратными по времени, и/или сложными для работы с ними на буровом полу.

В патенте и.8. Ра1еп1 Νο. 7661476 под названием "Огауе1 раскшд теίЬοЙ8" раскрыта эксплуатационная колонна (именуется компоновкой звеньев) с использованием одного или нескольких звеньев песчаного фильтра. Звенья песчаного фильтра установлены между "компоновкой муфты нагрузки" и "компоновкой муфты крутящего момента" Компоновка муфты нагрузки образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка образует канал, проходящий через компоновку муфты нагрузки. Аналогично, компоновка муфты крутящего момента образует удлиненный корпус, содержащий наружную стенку (служащую наружным диаметром) и внутреннюю стенку (создающую внутренний диаметр). Внутренняя стенка также образует канал, проходящий через компоновку муфты крутящего момента.

Компоновка муфты нагрузки включает в себя по меньшей мере одну транспортирующую трубу и по меньшей мере одну заполняющую трубу. По меньшей мере одна транспортирующая труба и по меньшей мере одна заполняющая труба расположены снаружи внутреннего диаметра и внутри наружного диаметра. Аналогично, компоновок муфты крутящего момента включает в себя по меньшей мере одну

- 12 030438

трубу. По меньшей мере одна труба также расположена снаружи внутреннего диаметра и внутри наружного диаметра.

Эксплуатационная колонна включает в себя "участок основного корпуса". Участок является, по существу, основной трубой, проходящей через песчаный фильтр. Соединительная компоновка с зоной манифольда может также быть создана. Зона манифольда выполнена с возможностью гидравлического сообщения по меньшей мере с одной транспортирующей трубой и по меньшей мере с одной заполняющей трубой компоновки муфты нагрузки, по меньшей мере часть времени заполнения гравийного фильтра. Соединительная компоновка функционально прикреплена, по меньшей мере, к участку по меньшей мере одного звена компоновки на или вблизи компоновки муфты нагрузки. Компоновка муфты нагрузки и компоновка муфты крутящего момента скрепляются или соединяются с основной трубой таким способом, что транспортирующая и заполняющая труба гидравлически сообщаются, при этом создавая альтернативные каналы потока для гравийной суспензии. Преимущество использования компоновки муфты нагрузки, компоновки муфты крутящего момента, и соединительной компоновки состоит в том, что они обеспечивают соединение и спуск в ствол скважины последовательности звеньев песчаного фильтра более быстрым и менее дорогим способом.

Как отмечается, компоновка З00 пакеров включает в себя пару механически устанавливаемых пакеров З04. При использовании компоновки З00 пакеров пакеры З04 предпочтительно устанавливают до нагнетания суспензии и формирования гравийного фильтра. Это требует своеобразного устройства пакера, в котором шунтирующие трубы созданы для альтернативного канала потока.

Пакеры З04 фиг. ЗА показаны схематично. Вместе с тем, детали, относящиеся к подходящим пакерам для устройства изоляции зон гравийного фильтра, описаны в известных патентных документах. Например, в патенте и.З. РаЕ Νο. 5588487 под названием "Тоо1 Еог В1оскш§ Ах1а1 Пои ίη Сгауе1-Раскей Υβ11 Аппи1и8" описан скважинный фильтр с парами элементов пакера. Скважинный фильтр включает в себя шунтирующие трубы, обеспечивающие гравийной суспензии обход пар элементов пакера во время заполнения фильтра гравием. Также в заявке и.З. Ргоу. Ра1. Арр1. Νο. 61/424427 под названием "Раскег Еог ЛЙегпаЮ Ра1й Сгауе1 Раскшд, апй Мейюй Еог Сотр1ейп§ а \Уе11Ьоге" описан механически устанавливаемый пакер, который можно спускать в ствол скважины с песчаным фильтром. Пакер включает в себя альтернативные каналы потока, которые обеспечивают гравийной суспензии обход соответствующих элементов пакера. Пакер предпочтительно устанавливают до заполнения гравийного фильтра. Пакеры могут дополнительно включать в себя набухающий элемент пакера, как описано выше, при условии включения в его состав шунтирующих труб для подачи гравийной суспензии с обходом набухающего пакера во время заполнения гравийного фильтра.

Предпочтительно пакер является компоновкой пакеров, содержащей по меньшей мере один механически устанавливаемый пакер. Каждый механически устанавливаемый пакер включает в себя уплотняющий элемент, внутренний шпиндель и по меньшей мере один альтернативный канал потока. Альтернативный канал потока гидравлически сообщается с альтернативными каналами потока в песчаном фильтре. Компоновка пакеров соединяется с песчаным фильтром до или во время спуска в скважину.

В предпочтительном устройстве заявки и.З. Ргоу. Рай Арр1. №. 61/424427, каждый пакер имеет корпус поршня. Корпус поршня удерживается на месте вдоль шпинделя поршня во время спуска в скважину. Корпус поршня закрепляют с использованием высвобождающей муфты и высвобождающей шпонки. Высвобождающая муфта и высвобождающая шпонка предотвращают относительное линейное перемещение между корпусом поршня и шпинделем поршня.

После спуска в скважину пакеры устанавливают с помощью механического среза срезного штифта и сдвига высвобождающей муфты. При этом, в свою очередь, высвобождается высвобождающая шпонка, что затем обеспечивает действие гидростатического давления вниз на корпус поршня. Корпус поршня перемещается относительно шпинделя поршня. В одном аспекте после среза срезных штифтов корпус поршня скользит вдоль наружной поверхности шпинделя поршня. Корпус поршня затем действует на центратор. Центратор может являться, например, таким, как описано в ΥΘ 2009/071874 под названием "йпргоуей Сепйайкег".

Когда корпус поршня перемещается вдоль внутреннего шпинделя, он также прикладывает силу, распирающую уплотнительный элемент. Центратор и расширяемые уплотнительные элементы пакеров расширяются, прижимаясь к стенке ствола скважины.

Пакеры можно устанавливать с использованием установочного инструмента, который спускают в ствол скважины с помощью промывочной трубы. Установочный инструмент может просто являться профилированным участком корпуса промывочной трубы для работы при установке гравийного фильтра. Предпочтительно вместе с тем установочный инструмент является отдельным трубным изделием, свинченным с промывочной трубой. Такой установочный инструмент показан на фиг. 7С и описан в заявке и.З. Ргоу. РаЕ Арр1. №. 61/424427.

Что касается устройств 200 борьбы с поступлением песка, различные варианты осуществления устройств 200 борьбы с поступлением песка можно использовать с устройствами и способами, описанными в данном документе. Например, устройства борьбы с поступлением песка могут включать в себя автономные фильтры (ЗАЗ), фильтры предварительного заполнения или мембранные фильтры. Звенья могут

- 1З 030438

являться любой комбинацией фильтра, неперфорированной трубы или устройства изоляции зон.

Когда пакер 304 установлен, можно начинать заполнение гравийного фильтра. На фиг. 6Α-6Ν показаны стадии процесса установки гравийного фильтра в одном варианте осуществления. В процессе заполнения гравийного фильтра используют компоновку пакеров с альтернативными каналами потока. Компоновка пакеров может соответствовать компоновке 300 пакеров фиг. 3Α. Компоновка 300 пакеров должна иметь механически устанавливаемые пакеры 304. Данные механически устанавливаем пакеры могут также соответствовать пакеру, описанному в заявке И.8. Ргоу. Ра1. Αρρί. Νο. 61/424427, зарегистрирована 17 декабря 2010 г., например.

На фиг. 6Α-6Ν показано использование устройств борьбы с поступлением песка в являющемся примером процессе заполнения гравийного фильтра в кондиционном буровом растворе. Кондиционный буровой раствор может являться текучей средой на неводной основе (ΝΑΡ) такой как содержащая большое количество твердой фазы текучая среда на нефтяной основе. Если необходимо, содержащую большое количество твердой фазы текучую среду на водной основе также используют. Данный способ, который является способом с двумя текучими средами, может включать в себя методики, аналогичные способу, рассмотренному в заявке 1п1егпаОопа1 РаР Αρρί. Νο. ΥΘ/2004/079145 и связанному с патентом И.8. РаР Νο. 7373978, каждый из данных документов включен в настоящий документ в виде ссылки. Вместе с тем, следует отметить, что данный пример приведен просто для иллюстрации, поскольку другие подходящие способы и текучие среды можно использовать.

На фиг. 6А показан ствол 600 скважины. Являющийся примером ствол 600 скважины является горизонтальным стволом скважины с необсаженным забоем. Ствол 600 скважины включает в себя стенку 605. Два различных эксплуатационных интервала показаны вдоль горизонтального ствола 600 скважины. Интервалы показаны позициями 610 и 620. Два устройства 650 борьбы с поступлением песка спущены в ствол 600 скважины. Отдельные устройства 650 борьбы с поступлением песка оборудованы в каждом эксплуатационном интервале 610, 620.

Каждое из устройств 650 борьбы с поступлением песка содержит основную трубу 654 и окружающий песчаный фильтр 656. Основные трубы 654 имеют щели или перфорации для обеспечения прохода текучей среды в основную трубу 654. Основные трубы 654 поставляют в виде комплекта из отдельных звеньев длиной предпочтительно около 30 футов (9,14 м). Устройства 650 борьбы с поступлением песка также каждое включает в себя альтернативные пути потока. Путям могут соответствовать шунтирующие трубы 218 либо фиг. 4В или 5В. Предпочтительно шунтирующие трубы являются внутренними шунтирующими трубами, расположенными между основными трубами 654 и песчаными фильтрами 656 вдоль кольцевой зоны, показано позицией 652.

Устройства 650 борьбы с поступлением песка соединены с помощью промежуточной компоновки 300 пакеров. В устройстве фиг. 6А, компоновка 300 пакеров установлена на поверхности раздела между эксплуатационными интервалами 610 и 620. В состав можно вводить несколько компоновок 300 пакеров. Соединение между устройствами 650 борьбы с поступлением песка и компоновкой 300 пакеров может соответствовать патенту И.8. Ра1еп1 Νο. 7661476 и рассмотрено выше.

Кроме устройств 650 борьбы с поступлением песка, промывочная труба 640 спущена в ствол 600 скважины. Промывочную трубу 640 спускают в ствол 600 скважины под перепускной инструмент или сервисный инструмент заполнения гравийного фильтра (не показано) который прикреплен к концу бурильной трубы 635 или другой рабочей колонны. Промывочная труба 640 является удлиненным трубным элементом, проходящим в песчаные фильтры 656. Промывочная труба 640 помогает циркуляции гравийной суспензии во время заполнения гравийного фильтра, и впоследствии удаляется. К промывочной трубе 640 прикреплен толкатель 655. Толкатель 655 установлен под компоновкой 300 пакеров. Толкатель используется для активирования пакеров 304.

На фиг. 6А показан перепускной инструмент 645, установленный на конце бурильной трубы 635. Перепускной инструмент 645 используется для направления нагнетания и циркуляции гравийной суспензии, как рассмотрено более подробно ниже.

Отдельный пакер 615 соединен с перепускным инструментом 645. Пакер 615 и соединенный с ним перепускной инструмент 645 временно устанавливают в эксплуатационную обсадную колонну 630. Все вместе, пакер 615, перепускной инструмент 645, удлиненная промывочная труба 640, толкатель 655 и сетки 656 гравийного фильтра спускают в нижний конец ствола 600 скважины. Пакер 615 устанавливают в эксплуатационной обсадной колонне 630. Перепускной инструмент 645 селективно перемещается между положениями прямой и реверсивной циркуляции.

Так же, как показано фиг. 6А, доведенная до кондиционного состояния текучая среда на неводной основе (или другой буровой раствор) 614 размещена в стволе 600 скважины. Термин "доведенная до кондиционного состояния" означает, что буровой раствор профильтрован или иначе очищен. Буровой раствор 614 можно доводить до кондиционного состояния, пропуская через сетки вибросита (не показано) до спуска устройств 650 борьбы с поступлением песка в ствол 600 скважины для уменьшения любой потенциальной возможности закупоривания устройств 650 борьбы с поступлением песка. Предпочтительно кондиционный буровой раствор 614 размещают в стволе 600 скважины и подают на необсаженный участок до спуска бурильной колонны 635 и скрепленных с ней песчаных фильтров 656 и промы- 14 030438

вочной трубы 640 в ствол 600 скважины.

На фиг. 6В показан пакер 615, установленный в эксплуатационной обсадной колонне 630. Это означает, что пакер 615 приводят в действие для выдвижения и прижатия клинового захвата и эластомерного уплотняющего элемента к окружающей обсадной колонне 630. Пакер 615 установлен над интервалами 610 и 620, которые подлежат заполнению гравийным фильтром. Пакер 615 изолирует интервалы 610 и 620 от участков ствола 600 скважины над пакером 615.

После того как пакер 615 установлен, как показано на фиг. 6С, перепускной инструмент 645 переключается в положение реверса. Давления циркуляции могут действовать в данном положении. Текучая среда-носитель 612 перекачивается вниз по бурильной трубе 635 и размещается в кольцевом пространстве между бурильной трубой 635 и окружающей эксплуатационной обсадной колонной 630 над пакером 615. Текучая среда-носитель является носителем гравия, то есть жидким компонентом суспензии заполнения гравийного фильтра. Текучая среда-носитель 612 вытесняет кондиционный буровой раствор 614 над пакером 615, который также может являться текучей средой на нефтяной основе, такой как доведенная до кондиционного состояния текучая среда на неводной основе. Текучая среда-носитель 612 вытесняет буровой раствор 614 в направлении, указанном стрелками "С".

Далее на фиг. 6Ό показано, что перепускной инструмент 645 переключают обратно в положение прямой циркуляции. Такое положение используют для осуществления циркуляции суспензии гравийного фильтра в необсаженный участок ствол скважины, и иногда называют положением заполнения гравийного фильтра. Ранее размещенная текучая среда-носитель 612 перекачивается вниз по кольцевому пространству между бурильной трубой 635 и эксплуатационной обсадной колонной 630. Текучая среданоситель 612 дополнительно перекачивается вниз по промывочной трубе 640. При этом кондиционный буровой раствор 614 выталкивается вниз по промывочной трубе 640 на выход из песчаных фильтров 656, очищая необсаженное кольцевое пространство между песчаными фильтрами 656 и окружающей стенкой 605 необсаженного участка ствола 600 скважины, через перепускной инструмент 645 и обратно вверх по бурильной трубе 635. Пути потока текучей среды-носителя 612 также указаны стрелками "С".

На фиг. 6Е-6О показана подготовка эксплуатационных интервалов 610, 620 к заполнению гравийного фильтра.

На фиг. 6Е показано, что когда необсаженное кольцевое пространство между песчаными фильтрами 656 и окружающей стенкой 605 заполнено текучей средой-носителем 612, перепускной инструмент 645 переключается в положение реверсивной циркуляции. Кондиционный буровой раствор 614 перекачивается вниз по кольцевому пространству между бурильной трубой 635 и эксплуатационной обсадной колонной 630 для выдавливания текучей среды-носителя 612 из бурильной трубы 635, как показано стрелкой "Ό." Данные текучие среды можно удалить из бурильной трубы 635.

Затем устанавливают пакеры 304, как показано на фиг. 6Р. Это выполняют, вытягивая толкатель 655, расположенный под компоновкой 300 пакеров на промывочной трубе 640, вверх через компоновку 300 пакеров. Конкретнее, устанавливают механически устанавливаемые пакеры 304 компоновки 300 пакеров. Пакеры 304 могут являться, например, пакерами описанными в заявке υ.δ. Ρτον. Ра1. Арр1. Νο. 61/424427. Пакеры 304 используются для изоляции кольцевого пространства, образованного между песчаными фильтрами 656 и окружающей стенкой 605 ствола 600 скважины.

Промывочную трубу 640 спускают в положение реверса. В положении реверса, как показано на фиг. 60, текучую среду-носитель 616 с гравием можно размещать в бурильной трубе 635 и использовать для выдавливания текучей среды-носителя 612 вверх по кольцевому пространству, образованному между бурильной трубой 635 и эксплуатационной обсадной колонной 630 над пакером 615. Реверсивная циркуляция текучей среды-носителя показана стрелками "С".

Как показано на фиг. 6Н-61. перепускной инструмент 645 можно переключить в положение прямой циркуляции (или положение укладки гравия) для заполнения гравийного фильтра первого подземного интервала 610.

Как показано на фиг. 6Н, текучая среда-носитель 616 с гравием начинает создавать гравийный фильтр в эксплуатационном интервале 610 над компоновкой 300 пакеров в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 656 и стенкой 605 необсаженного ствола 600 скважины. Текучая среда проходит снаружи песчаного фильтра 656 и возвращается через промывочную трубу 640, как указано стрелками "Ό". Текучая среда-носитель 612 в кольцевом пространстве ствола скважины продавливается в фильтр, через промывочную трубу 640 и вверх по кольцевому пространству, образованному между бурильной трубой 635 и эксплуатационной обсадной колонной 630 над пакером 615.

Как показано на фиг. 61, первый гравийный фильтр 660 начинает формироваться над пакером 300. Гравийный фильтр 660 формируется вокруг песчаного фильтра 656 и в направлении к пакеру 615. Осуществляется циркуляция текучей среды-носителя 612 под компоновкой 300 пакеров и к забою ствола 600 скважины. Текучая среда-носитель 612 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 640, как указано стрелками "С".

Как показано на фиг. 61, процесс заполнения гравийного фильтра продолжается для формирования гравийного фильтра 660 в направлении к пакеру 615. Песчаный фильтр 656 теперь полностью закрыт гравийным фильтром 660 над компоновкой 300 пакеров. Продолжается циркуляция текучей среды- 15 030438

носителя 612 под компоновкой 300 пакеров и к забою ствола 600 скважины. Текучая среда-носитель 612 без гравия проходит вверх по промывочной трубе 640, что также указано стрелками "С".

Когда гравийный фильтр 660 сформирован в первом интервале 610 и песчаные фильтры над компоновкой 300 пакеров закрыты гравием, текучая среда-носитель 616 с гравием продавливается через шунтирующие трубы (такие как шунтирующие трубы 318 на фиг. 3В). Текучая среда-носитель 616 с гравием образует гравийный фильтр 660 на фиг. 6Κ-6Ν.

Как показано на фиг. 6Κ, текучая среда-носитель 616 с гравием теперь проходит в эксплуатационный интервал 620 под компоновкой 300 пакеров. Текучая среда-носитель 616 проходит через шунтирующие трубы и компоновку 300 пакеров, и затем снаружи песчаного фильтра 656. Текучая среданоситель 616 затем проходит в кольцевом пространстве между песчаным фильтром 656 и стенкой 605 ствола 600 скважины и возвращается через промывочную трубу 640. Поток текучей среды-носителя 616 с гравием указан стрелками "Ό", а поток текучей среды-носителя без гравия, указанный позицией 612, в промывочной трубе 640 показан стрелками "С".

Здесь отмечается, что суспензия только проходит через обходные каналы вдоль секций пакеров. После этого суспензия должна проходить в альтернативные каналы потока в следующее смежное звено фильтра. Альтернативные каналы потока имеют как транспортирующие трубы, так и трубы заполнения фильтра, соединенные в манифольд, на каждом конце звена фильтра. Трубы заполнения фильтра оборудованы вдоль звеньев песчаного фильтра. Трубы заполнения фильтра представляют собой боковые сопла, обеспечивающие заполнение суспензией любых пустот в кольцевом пространстве. Транспортирующие трубы должны нести суспензию дополнительно ниже по потоку.

Как показано на фиг. 6Ь, гравийный фильтр 660 начинает формироваться под компоновкой 300 пакеров и вокруг песчаного фильтра 656. Как показано на фиг. 6М, гравийный фильтр 660 продолжается расти от забоя ствола 600 скважины вверх к компоновке 300 пакеров. Как показано на фиг. 6Ν, гравийный фильтр 660 сформирован от забоя ствола 600 скважины вверх до компоновки 300 пакеров. Песчаный фильтр 656 под компоновкой 300 пакеров закрыт гравийным фильтром 660. Давление обработки на поверхности увеличивается, указывая на то, что кольцевое пространство между песчаными фильтрами 656 и стенкой 605 ствола 600 скважины полностью заполнено гравийным фильтром.

На фиг. 60 показано, что бурильная колонна 635 и промывочная труба 640 фиг. 6Α-6Ν, удалены из ствола 600 скважины. Обсадная колонна 630, основные трубы 654 и песчаные фильтры 656 остаются в стволе 600 скважины вдоль верхнего и нижнего эксплуатационных интервалов 610, 612. Компоновка 300 пакеров и гравийные фильтры 660 остаются установленными в стволе 600 скважины с необсаженной зоной забоя после завершения процесса заполнения гравийного фильтра, показанного на фиг. 6Α-6Ν. Ствол 600 скважины теперь готов к эксплуатации.

Как упомянуто выше, после проведения в стволе скважины установки гравийного фильтра оператор может принять решение изолировать выбранный интервал в стволе скважины и прекратить добычу из такого интервала. На фиг. 7А и 7В показано, как интервал ствола скважины может быть изолирован.

Первым на фиг. 7А показано сечение ствола 700А скважины. Ствол 700А скважины в общем сконструирован аналогично стволу 100 скважины фиг. 2. На фиг. 7А, ствол скважины 700 показан проходящим через подземный интервал 114. Интервал 114 представляет собой промежуточный интервал. Это означает, что имеется также верхний интервал 112 и нижний интервал 116 (показано на фиг. 2, не показано на фиг. 7А).

Подземный интервал 114 может являться участком подземного пласта, из которого добывали углеводороды в количествах, делающих добычу рентабельной, но который теперь значительно обводнен или имеет значительно повышенный газовый фактор. Альтернативно, подземный интервал 114 может представлять собой пласт, бывший вначале водоносным или проницаемым воодоупором или иначе, значительно насыщенным текучей средой на водной основе. В любом случае, оператор решил изолировать приток пластовых текучих сред из интервала 114 в ствол 700А скважины.

Песчаный фильтр 200 установлен в стволе 700А скважины. Песчаный фильтр 200 соответствует устройству 200 борьбы с поступлением песка фиг. 2. Кроме того, основная труба 205 показана проходящей через промежуточный интервал 114. Основная труба 205 является частью песчаного фильтра 200. Песчаный фильтр 200 также включает в себя сетчатый фильтр, фильтр из навитой проволоки, или другое проходящее по периметру фильтрующее средство 207. Основная труба 205 и окружающее фильтрующее средство 207 предпочтительно содержит последовательность звеньев, соединенных концами. Звенья в идеале имеют длину около 5-45 футов (1,5-13,7 м).

Ствол 700А скважины имеет верхнюю компоновку 210' пакеров и нижнюю компоновку 210" пакеров. Верхняя компоновка 210' пакеров расположена вблизи поверхности раздела верхнего интервала 112 и промежуточного интервала 114, а нижняя компоновка 210" пакеров расположена вблизи поверхности раздела промежуточного интервала 114 и нижнего интервала 116. Каждая компоновка 210', 210" пакеров, является предпочтительно аналогичной компоновке 300 пакеров фиг. 3Α и 3В. При этом компоновки 210', 210" пакеров должны, каждая, иметь противоположные механически устанавливаемые пакеры 304. Механически устанавливаемые пакеры показаны на фиг. 7А, позиция 212 и 214. Каждый из механически устанавливаемых пакеров 212, 214 может соответствовать пакерам, описанным в заявке И.8. Ρτον. Ра1.

- 16 030438

Αρρί. Νο. 61/424427. Пакеры 212, 214 разнесены друг от друга, как показано, на интервал 216.

В стволе 700А скважины заканчивание выполнено по типу заканчивания с необсаженной зоной забоя. Гравийный фильтр установлен в стволе 700А скважины для содействия в предотвращении поступления зернистых частиц. Заполнение гравийного фильтра показано в виде крапинок в кольцевом пространстве 202 между фильтрующим средством 207 песчаного фильтра 200 и окружающей стенкой 201 ствола 700А скважины.

В устройстве фиг. 7А оператору необходимо продолжать добычу пластовых текучих сред из верхнего и нижнего интервалов 112, 116 при изоляции промежуточного интервала 114. Верхний и нижний интервалы 112, 116 образованы из песчаника или другой породы скелета, проницаемой для потока текучей среды. Альтернативно, оператору необходимо прекратить нагнетание текучих сред в промежуточный интервал 114. Для этого сдвоенный пакер 705 установлен в песчаном фильтре 200. Сдвоенный пакер 705 установлен, по существу, поперек промежуточного интервала 114 для предотвращения притока пластовых текучих сред из (или нагнетания текучих сред в) промежуточного интервала 114.

Сдвоенный пакер 705 содержит шпиндель 710. Шпиндель 710 является удлиненным трубным изделием с верхним концом смежным с верхней компоновкой 210' пакеров, и нижним концом смежным с нижней компоновкой 210" пакеров. Сдвоенный пакер 700 также содержит пару кольцевых пакеров. Пакеры представляют собой верхний пакер 712 смежный с верхней компоновкой 210' пакеров, и нижний пакер 714, смежный с нижней компоновкой 210" пакеров. Новаторская комбинация верхней компоновки 210' пакеров с верхним пакером 712, и нижней компоновки 210" пакеров с нижним пакером 714 обеспечивает оператору успешную изоляцию подземного интервала, такого как промежуточный интервал 114 при заканчивании скважины с необсаженной зоной забоя.

Другая методика изоляции интервала вдоль необсаженного пласта показана на фиг. 7В. На фиг. 7В показан вид сбоку ствола 700В скважины. Ствол 700В скважины может также соответствовать стволу 100 скважины фиг. 2. Здесь показан нижний интервал 116 заканчивания скважины с необсаженной зоной забоя. Нижний интервал 116 проходит, по существу, к забою 136 ствола 700В скважины и расположен в самой нижней продуктивной зоне.

В данном случае подземный интервал 116 может являться участком подземного пласта, из которого добывали углеводороды в количествах, делающих добычу рентабельной, но который теперь значительно обводнен или имеет значительно повышенный газовый фактор. Альтернативно, подземный интервал 116 может представлять собой пласт, бывший вначале водоносным или проницаемым воодоупором или иначе, значительно насыщенным текучей средой на водной основе. В любом случае, оператор решил изолировать приток пластовых текучих сред из интервала 116 в ствол 700В скважины.

Альтернативно, оператор может решить больше не нагнетать текучие среды в нижний интервал 116. В данном случае оператор может вновь изолировать нижний интервал 116 от ствола 700В скважины.

Для этого пробка 720 установлена в ствол 700В скважины. Конкретно, пробка 720 установлена в шпиндель 215, несущий нижнюю компоновку 210" пакеров. Из двух компоновок 210', 210", показана только нижняя компоновка 210" пакеров. При установке пробки 720 смежной с нижней компоновкой 210" пакеров пробка 720 способна предотвращать проход пластовых текучих сред вверх по стволу 700В скважины из нижнего интервала 116, или вниз из ствола 700В скважины в нижний интервал 116.

Отмечается применительно к устройству фиг. 7В, что промежуточный интервал 114 может содержать сланец или другие породы скелета, по существу, непроницаемые для потока текучей среды. В данной ситуации пробку 720 нет необходимости устанавливать смежно с нижней компоновкой 210 пакеров; вместо этого, пробку 720 можно устанавливать в любом месте над нижним интервалом 116 и вдоль промежуточного интервала 114. Дополнительно, в данном случае верхнюю компоновку 210' пакеров нет необходимости устанавливать сверху промежуточного интервала 114; вместо этого, верхнюю компоновку 210' пакеров можно также устанавливать в любом месте вдоль промежуточного интервала 114. Если промежуточный интервал 114 содержит непродуктивный сланец, оператор может выбрать установку неперфорированной трубы поперек данной зоны с альтернативными каналами потока, т.е., транспортирующими трубами, вдоль промежуточного интервала 114.

Устройства фиг. 7А и 7В создают одно средство для изоляции выбранных пластов. Вместе с тем, любая модификация устройств регулирования притока фиг. 7А и 7В должна требовать удаления скважинного оборудования, то есть сдвоенного пакера 705 или пробки 720. Это может являться технически сложным или дорогостоящим. Поэтому необходимо изолировать различные подземные интервалы вдоль устройства борьбы с поступлением песка с использованием традиционного устройства регулирования притока, имеющего в зоне забоя клапаны, с возможностью управления с поверхности. При этом оператор может селективно добывать пластовые текучие среды из или нагнетать текучие среды в выбранный подземный интервал весьма быстро. Другими словами, после установки в стволе скважины гравийного фильтра, оператор может выбрать изоляцию определенного интервала в стволе скважины и прекратить добычу из такого интервала. На фиг. 8 показано, как интервал ствола скважины можно изолировать.

На фиг. 8 схематично показан вид сбоку ствола 800 скважины. Ствол 800 скважины в общем имеет конструкцию, аналогичную стволу 100 скважины фиг. 2. При этом ствол 800 скважины имеет стенку 201 ствола скважины, образованную при проходке необсаженного участка 120. Необсаженный участок 120

- 17 030438

включает в себя являющиеся примером подземные интервалы 112, 114, 116.

Устройства 200 борьбы с поступлением песка установлены вдоль необсаженного участка 120 ствола 800 скважины. Устройства 200 борьбы с поступлением песка включают в себя основные трубы 205 и фильтрующее средство 207. Кроме того, верхняя компоновка 210' пакеров и нижняя компоновка 210" пакеров установлены между звеньями основных труб 205. Как описано выше, компоновки 210', 210" пакеров однозначно выполнены с возможностью уплотнения в кольцевой зоне 202 между различными устройствами 200 борьбы с поступлением песка и окружающей стенкой 201 ствола 800 скважины.

Для управления потоком текучих сред между стволом 800 скважины и различными подземными интервалами 112, 114, 116, создана колонна 810 изоляции. Колонна 810 изоляции включает в себя ряд клапанов 802 регулирования притока вдоль своей длины. Участки фильтрующего средства или песчаного фильтра 207 вырезаны для открытия воздействию клапанов 802. По меньшей мере один из клапанов 802 установлен над верхней компоновкой 210' пакеров; по меньшей мере один из клапанов 802 установлен под нижней компоновкой 210" пакеров; и по меньшей мере один из клапанов 802 установлен между верхней и нижней компоновками 210', 210" пакеров.

Колонна 810 изоляции предпочтительно содержит комплект трубных звеньев 805, свинченных торец к торцу. Трубные звенья 805 образуют трубное изделие, имеющее внутренний диаметр, образующий канал, гидравлически сообщающийся с каналом колонны 130 насосно-компрессорных труб. Трубные звенья 805 также имеют наружный диаметр, выполненный с возможностью размещения в основной трубе 205 устройств 200 борьбы с поступлением песка и в шпинделе 215 компоновок 210 пакеров.

Некоторые из звеньев 805 должны содержать клапаны 802 регулирования расхода. Клапаны 802 регулирования расхода представляют собой одно или несколько сквозных отверстий, созданных в трубных звеньях 805. Клапанами 802 управляют с поверхности, так что клапаны 802 можно селективно открывать и закрывать. Клапаны 802 могут открываться или закрываться под действием механической силы, в ответ на электрический сигнал, в ответ на акустический сигнал, в ответ на проход метки радиочастотной идентификации (КТГО), или в ответ на давление текучей среды, передаваемое по гидравлическим линиям.

В одном варианте осуществления функциональности изоляционной колонны 810 может способствовать включение в состав некоторых серийно выпускаемых и имеющихся в продаже изделий. Изделия могут включать в себя Иига81ееуе® или 8Ит1ше 81ίάίη§ δίάθ-ΌοοΓ® (88Ό) компании НаШЬийоп. Изделия могут альтернативно включать в себя Кейо™ или Ρ1οΚί§Ηΐ™ компании Тепйека. В одном варианте осуществления и как показано на фиг. 8 несколько клапанов 802 регулирования расхода могут быть установлены вдоль каждого подземного интервала 112, 114, 116. Все, или только часть клапанов 802 регулирования расхода вдоль выбранного интервала можно закрывать для регулирования притока пластовых текучих сред в ствол 800 скважины. Возвратно-поступательно можно открывать все или только часть клапанов 802 регулирования расхода вдоль выбранного интервала для регулирования нагнетания текучих сред в интервал.

На фиг. 9А и 9В показана изоляция выбранных подземных зон с использованием колонны 810 изоляции. фиг. 9А и 9В в общем повторяют фиг. 7А и 7В, за исключением того, что колонна 810 изоляции развертывается в стволе скважины вместо сдвоенного пакера или мостовой пробки. Колонна 810 изоляции подвешена на фиксирующемся уплотняющем устройстве 142 и подвесном устройстве хвостовика (РВК) скрепленными с эксплуатационной колонной 130 насосно-компрессорных труб, а самая верхняя основная труба 205 устройств 200 борьбы с поступлением песка подвешена в стволе скважины от эксплуатационного пакера 138, герметизирующего кольцевую зону обсадной колонны 106. Трубное звено 805 колонны изоляции может увеличиваться в диаметре (показано в области вблизи позиции 145) перед соединением с эксплуатационной колонной 130 насосно-компрессорных труб. Клапаны 802 регулирования расхода (не показано) могут также быть установлены в секцию увеличенного диаметра насоснокомпрессорной трубы (показано в области вблизи позиции 145) для увеличения производительности подачи от верхнего изолированного интервала 112.

Первым на фиг. 9А показано сечение ствола 900А скважины. Ствол 900А скважины в общем сконструирован аналогично стволу 100 скважины фиг. 2. Дополнительно, ствол 900А скважины в общем сконструирован аналогично стволу 700А скважины фиг. 7А. Поэтому детали по стволу 900А скважины нет необходимости повторять, следует только отметить, что колонна 810 изоляции спущена в основные трубы 205 устройств 200 борьбы с поступлением песка. Также, участки фильтрующего средства или песчаного фильтра 207 вырезаны для открытия воздействию клапанов 802.

На фиг. 9А ствол скважины 900 показан проходящим через подземный интервал 114. Интервал 114 представляет собой промежуточный интервал. Это означает, что имеется также верхний интервал 112 и нижний интервал 116 (см. фиг. 2, не показано на фиг. 9А).

Как и в случае ствола 700А скважины, ствол 900А скважины сконструирован с возможностью изоляции промежуточного интервала 114 от основных труб 205. Для этого клапаны 802 регулирования расхода вдоль промежуточного интервала 114 закрыты. Кроме того, уплотнения 804 установлены вдоль верхней компоновки 210 пакеров и нижней компоновки 210 пакеров. В то же время, клапаны 802 регу- 18 030438

лирования расхода остаются открытыми вдоль верхнего интервала 112 (частично показано) и нижнего интервала 116 (не показано). Следовательно, оператор может продолжать добычу пластовых текучих сред из (или нагнетание текучих сред в) верхнего и нижнего интервалов 112, 116 при изоляции промежуточного интервала 114.

Вторым на фиг. 9В показано поперечное сечение ствола скважины 900В. Ствол 900В скважины также в общем сконструирован аналогично стволу 100 скважины фиг. 2. Дополнительно, ствол 900В скважины в общем сконструирован аналогично стволу 700В скважины фиг. 7В.

Поэтому детали по стволу 900В скважины нет необходимости повторять, следует только отметить, что колонна 810 изоляции спущена в основные трубы 205 устройств 200 борьбы с поступлением песка.

Показанный на фиг. 9В ствол 900В скважины сконструирован с возможностью изоляции нижнего интервала 116 от основных труб 205. Нижний интервал 116 проходит, по существу, к забою 136 ствола 900В скважины и является самой нижней продуктивной зоной. Для выполнения изоляции клапаны 802 регулирования расхода вдоль нижнего интервала 116 закрыты. Кроме того, уплотнения 804 установлены вдоль нижней компоновки 210 пакеров. В то же время клапаны 802 регулирования расхода остаются открытыми вдоль верхнего интервала 112 (не показано) и промежуточного интервала 114 (частично показано).

Следовательно, оператор может продолжать добычу пластовых текучих сред из (или нагнетание текучих сред в) верхнего и промежуточного интервалов 112, 114, когда нижний интервал 116 изолирован.

Отмечается для стволов 900А и 900В скважин, что вместо полного закрытия всех клапанов 802 в промежуточном или в нижнем подземных интервалах 114, 116 оператор может альтернативно выбрать для закрытия только часть клапанов, связанных только с одним интервалом. Альтернативно, оператор может выбрать только частичное закрытие некоторых или всех клапанов, связанных с одним интервалом.

Отмечается также для стволов 900А и 900В скважин, что несколько сквозных отверстий или окон потока показаны для клапанов 802. Вместе с тем, устройство регулирования расхода, связанное с открытием и закрытием клапанов 802 вдоль одной зоны может представлять собой только одно устройство, так что все сквозные отверстия, показанные позицией 802, технически представляют один клапан, или возможно только два клапана.

На основе приведенных выше описаний в данном документе представлен способ заканчивания ствола скважины с необсаженной зоной забоя. Способ показан на фиг. 10. На фиг. 10 дана блок-схема последовательности этапов способа 1000 заканчивания ствола скважины, в различных вариантах осуществления.

Способ 1000 первым включает в себя создание устройства борьбы с поступлением песка. Это показано в блоке 1010. Устройство борьбы с поступлением песка может соответствовать устройствам 200 борьбы с поступлением песка фиг. 2. При этом устройство борьбы с поступлением песка в общем включает в себя удлиненную основную трубу, имеющую по меньшей мере два звена, по меньшей мере один альтернативный канал потока, проходящий, по существу, вдоль основной трубы, и фильтрующее средство, радиально окружающее основную трубу вдоль значительного участка основной трубы. Таким способом выполняют песчаный фильтр.

Способ 1000 также включает в себя создание компоновки пакеров. Это показано в блоке 1020. Компоновка пакеров имеет по меньшей мере один механически устанавливаемый пакер, такой как пакер, описанный в заявке И.8. Ргоу. Ра1. Αρρί. Νο. 61/424427, или набухающий пакер. Таким образом, пакер в общем имеет уплотняющий элемент, внутренний шпиндель и по меньшей мере один альтернативный канал потока, гидравлически сообщающийся по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в устройстве борьбы с поступлением песка.

Способ 1000 дополнительно включает в себя соединение компоновки пакеров по меньшей мере между двумя звеньями песчаного фильтра. Это показано в блоке 1030. Способ затем включает в себя спуск компоновки пакеров и соединенного с ней песчаного фильтра в ствол скважины. Это показано в блоке 1040. Пакер и соединенный с ним песчаный фильтр устанавливают вдоль необсаженного участка (или другого эксплуатационного интервала) ствола скважины.

Способ 1000 также включает в себя установку по меньшей мере одного механически устанавливаемого пакера. Это показано в блоке 1050. Этап установки блока 1050 выполняют, приводя в действие уплотняющий элемент пакера, входящий в контакт с окружающим необсаженным участком ствола скважины. После этого, способ 1000 включает в себя нагнетание гравийной суспензии в кольцевую зону, образованную между песчаным фильтром и окружающим необсаженным участком ствола скважины, и затем дополнительное нагнетание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока. Это показано в блоке 1060.

Каналы потока обеспечивают обход гравийной суспензией пакера. Следовательно, необсаженный участок ствола скважины заполняется гравием выше и ниже пакера после установки пакера в стволе скважины. Следует отметить, что каналы потока также обеспечивают обход гравийной суспензией любых преждевременно образовавшихся песчаных перемычек и областей обрушения ствола скважины.

Каналы потока могут являться круглыми шунтирующими трубами, расположенными внутри песча- 19 030438

ного фильтра. Если необходимо, каналы потока могут являться прямоугольными шунтирующими трубами, эксцентрично прикрепленными снаружи к песчаному фильтру. Примером такого устройства шунтирующей трубы является песчаный фильтр ОрйРас™ компании §сЬ1итЬегдег. В случае если используют наружное эксцентричное устройство, отдельный переходной инструмент (не показано) требуется для соединения пакера с концентричным внутренним шунтом необсаженной зоны.

В способе 1000 предпочтительно компоновка пакеров также включает в себя второй механически устанавливаемый пакер. Второй механически устанавливаемый пакер сконструирован аналогично первому механически устанавливаемому пакеру, или может являться, по существу, его зеркальным отображением. Набухающий пакер можно, если необходимо, оборудовать между первым и вторым механически устанавливаемыми пакерами. Набухающий пакер имеет альтернативные каналы потока, состыкованные с альтернативными каналами потока первого и второго механически устанавливаемых пакеров. Пример устройства набухающего пакера раскрыт в материале А1РО РиЬ1. Νο. 2011/062669 под названием "Ореп-Но1е раскег Гог Л11егпа1е Ра1П Сгауе1 Раскшд, апб Мебюб Гог Сотр1ебпд ап Ореп-Но1е Ае11Ьоге". Альтернативно, компоновка пакеров может включать в себя инструмент изоляции зон на основе гравийного фильтра, предусматривающий укладку гравия вокруг удлиненной неперфорированной трубы. Пример инструмента изоляции зон на основе гравийного фильтра описан в материале АО Рак РиЬ1. №. 2010/120419 под названием "Айепъ апб Мебюб⁴, Гог Ргслабищ 2опа1 ЕоПбоп ш Ае11§".

В одном аспекте каждый механически устанавливаемый пакер должен иметь внутренний шпиндель и альтернативные каналы потока вокруг внутреннего шпинделя. Пакеры могут дополнительно иметь подвижный корпус поршня и эластомерный уплотняющий элемент. Уплотняющий элемент функционально соединен с корпусом поршня. Это означает, что подвижный корпус поршня, скользящий вдоль каждого пакера (относительно внутреннего шпинделя), должен приводить в действие соответствующие уплотняющие элементы для входа в контакт с окружающим стволом скважины.

Способ 1000 может дополнительно включать в себя спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель пакеров и высвобождение перемещаемого корпуса поршня в каждом пакере из фиксированного положения корпуса. Предпочтительно установочный инструмент является частью или спускается в скважину с помощью промывочной трубы, используемой при заполнении гравийного фильтра. Этап высвобождения перемещаемого корпуса поршня из фиксированного положения при этом содержит вытягивание промывочной трубы с установочным инструментом вдоль внутреннего шпинделя каждого пакера. Это служит для среза по меньшей мере одного срезного штифта и сдвига высвобождающей муфты в соответствующих пакерах. Срез срезного штифта обеспечивает скольжение корпуса поршня вдоль шпинделя поршня и приложение усилия, устанавливающего эластомерные элементы пакера.

Способ 1000 также включает в себя спуск колонны насосно-компрессорных труб в ствол скважины с удлиненной колонной изоляции, соединенной с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб. Это показано в блоке 1070 фиг. 10. Колонна изоляции в общем представляет собой трубное изделие с внутренним диаметром, образующим канал, гидравлически сообщающийся с каналом колонны насосно-компрессорных труб и наружным диаметром, выполненным с возможностью размещения в основной трубе устройств борьбы с поступлением песка и шпинделе компоновки пакеров. Изоляционная колонна дополнительно имеет первый клапан и одно или несколько уплотнений вдоль наружного диаметра трубного изделия.

Первый клапан может иметь одно сквозное отверстие. Более предпочтительно первый клапан содержит комплект сквозных отверстий или окон потока, созданных вдоль выбранного подземного интервала. Клапан может работать, полностью открывая или только частично открывая сквозные отверстия. Альтернативно, клапан может работать, открывая некоторые, но не все сквозные отверстия вдоль выбранного интервала.

Способ 1000 включает в себя установку удлиненной колонны изоляции в основной трубе устройства борьбы с поступлением песка и поперек компоновки пакеров. Это показано в блоке 1080 фиг. 10. При этом первый клапан колонны изоляции располагается сверху или снизу компоновки пакеров, и уплотнения колонны изоляции располагаются смежно с установленной компоновкой пакеров.

Колонну изоляции предпочтительно спускают в скважину с эксплуатационной колонной насоснокомпрессорных труб после установки механически устанавливаемых пакеров, после заполнения гравийного фильтра в скважине и после подъема на поверхность промывочной трубы и прикрепленного к ней установочного инструмента. Предпочтительно необсаженный участок ствола скважины промывается гелем гравийного фильтра или буровой раствор доводят до кондиционного состояния перед установкой механически устанавливаемых пакеров.

Колонну изоляции спускают в ствол скважины ниже подвесного устройства хвостовика и фиксирующего устройства. Подвесное устройство хвостовика скрепляется с колонной насосно-компрессорных труб при спуске в ствол скважины. Фиксирующее устройство используется для удержания подвесного устройства хвостовика в нужном положении над пакером гравийного фильтра и/или эксплуатационным пакером, но должно иметь срезной элемент. Кроме того, пакер можно устанавливать над песчаными фильтрами для изоляции кольцевого пространства вокруг эксплуатационной колонны насоснокомпрессорных труб от находящегося ниже ствола скважины. Башмак с храповым механизмом может

- 20 030438

быть установлен снизу колонны изоляции для помощи при входе сверху в устройство борьбы с поступлением песка.

Способ 1000 дополнительно включает в себя активирование уплотнений для герметизации кольцевой зоны, образованной между наружным диаметром трубного изделия и окружающим шпинделем смежно с установленной компоновкой пакеров. Это показано в блоке 1090. Активирование уплотнений обеспечивает оператору гидравлическую изоляцию каждой из нескольких зон или комбинаций зон друг от друга. Уплотнения могут являться кольцевыми уплотнениями круглого сечения. Альтернативно, уплотнения могут являться расширяющимся пакером, пакером манжетного типа, механическим пакером или набухающим пакером. В одном варианте осуществления шесть слоев уплотнения УПоп/ТеЛоп/РуЮп ("УТР") наматывают на шпиндель диаметром около 18" (46 см) шпиндель общей длиной 9 футов (2,7 м).

Предпочтительно первый клапан содержит два или больше сквозных отверстий, проходящих через трубное изделие. В данном случае способ дополнительно включает в себя закрытие по меньшей мере одного из двух или большего числа сквозных отверстий, при этом сдерживая подачу текучих сред через трубное изделие. Также предпочтительно колонна изоляции включает в себя второй клапан. В данном случае либо первый или второй из двух клапанов располагается над пакером, и другой из двух клапанов располагается под пакером. В данном случае способ дополнительно включает в себя закрытие первого клапана, второго клапана, или обоих, или альтернативно, открытие первого клапана, второго клапана, или обоих, при этом создается гидравлическое сообщение между выбранным клапаном и каналом основной трубы.

В общем регулировании расхода используют скользящие муфты, приводимые в действие толкателем, электрические линии или гидравлические линии. Если необходимо, беспроводное устройство можно использовать, такое как с применением акустических сигналов или меток радиочастотной идентификации (РРГО). Также, если необходимо, система с порогом давления может быть создана для клапанов. Для настоящего изобретения термин "клапан" включает в себя сквозные отверстия или скользящие муфты, работающие с любыми из данных средств.

Преимущества описанного выше способа в его различных вариантах осуществления включают в себя распределение добычи или нагнетания по зонам, изоляцию поступления воды/ газа, селективную интенсификацию притока, задержку добычи из выбранных зон, задержку нагнетания в выбранных зонах или предотвращение или ослабление перетоков между выбранными зонами. При комбинировании с измерениями в зоне забоя интенсивности мультифазного потока или с работой датчиков давления, температуры, плотности, регистраторов или тензометров, подземное управление становится более качественным с анализом данных эксплуатации.

Отмечается, что если любую зону назначают непродуктивной зоной или зоной без нагнетания, клапаны или сквозные отверстия нет необходимости устанавливать вдоль такой зоны. Вместо этого, можно создавать неперфорированную секцию трубы. Неперфорированные трубы должны быть оборудованы транспортирующими трубами в качестве каналов потока, но не должны иметь трубы заполнения фильтра. В данном случае в кольцевом пространстве ствола скважины нет необходимости устанавливать гравийный фильтр над изолированным интервалом.

Описанный выше способ 1000 можно использовать для селективной добычи или нагнетания в нескольких зонах. Способ обеспечивает улучшенное управление подземной добычей или нагнетанием в стволах скважин с заканчиванием в нескольких продуктивных интервалах.

Хотя должно быть ясно, что изобретения, описанные в данном документе, просчитаны для достижения выгод и преимуществ, изложенных выше, также должно быть ясно, что изобретения могут претерпевать модификации, изменения и замены без отхода от их сущности. Улучшенные способы заканчивания ствола скважины с необсаженным забоем созданы для изоляции одного или нескольких выбранных подземных интервалов. Также создано усовершенствованное устройство изоляции зон. Изобретения обеспечивают оператору добычу текучих сред из или нагнетание текучих сред в выбранный подземный интервал.

- 21 030438

Claims (22)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ заканчивания ствола скважины в подземном пласте, содержащий создание устройства борьбы с поступлением песка, содержащего удлиненную основную трубу, имеющую по меньшей мере два звена,

   по меньшей мере один альтернативный канал потока, проходящий, по существу, вдоль основной трубы, и

   фильтрующее средство, радиально окружающее основную трубу вдоль значительного участка основной трубы для образования песчаного фильтра;

   создание компоновки пакеров, содержащей по меньшей мере один механически устанавливаемый пакер, причем каждый механически устанавливаемый пакер содержит

   уплотняющий элемент, внутренний шпиндель и

   по меньшей мере один альтернативный канал потока;

   соединение компоновки пакеров по меньшей мере между двумя звеньями песчаного фильтра так, что по меньшей мере один альтернативный канал потока в компоновке пакера гидравлически сообщается по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в устройстве борьбы с поступлением песка;

   спуск устройства борьбы с поступлением песка и соединенной с ним компоновки пакеров в ствол скважины;

   установку по меньшей мере одного механически устанавливаемого пакера с помощью приведения в действие уплотняющего элемента для входа в контакт с окружающим стволом скважины;

   нагнетание гравийной суспензии в ствол скважины для формирования гравийного фильтра над и под компоновкой пакеров после установки по меньшей мере одного механически устанавливаемого пакера;

   спуск колонны насосно-компрессорных труб в ствол скважины с удлиненной колонной изоляции, соединенной с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб, причем колонна изоляции содержит

   трубное изделие с внутренним диаметром, образующим канал, гидравлически сообщающийся с каналом колонны насосно-компрессорных труб, и наружным диаметром, выполненным с возможностью размещения в основной трубе и внутреннем шпинделе,

   первый клапан, создающий гидравлическое сообщение между каналом трубного изделия и кольцевой зоной, образованной между наружным диаметром трубного изделия и окружающей основной трубой, и одно или несколько уплотнений вдоль наружного диаметра трубного изделия, причем клапан выполнен с возможностью управления добычей из отличающихся подземных интервалов;

   установку удлиненной колонны изоляции в основную трубу и поперек компоновки пакеров так, что первый клапан расположен сверху или снизу компоновки пакеров и одно или несколько уплотнений расположены смежно с установленной компоновкой пакеров; и

   активирование одного или нескольких уплотнений для изоляции кольцевой зоны, образованной

   между наружным диаметром трубного изделия и окружающим внутренним шпинделем смежно с установленным пакером, причем одно или несколько уплотнений выполнены с возможностью формирования барьера для текучей среды в кольцевом пространстве.
2. 2. Способ по п.1, в котором первый клапан содержит по меньшей мере одно сквозное отверстие, проходящее через трубное изделие, и способ дополнительно содержит закрытие по меньшей мере одного по меньшей мере из одного сквозного отверстия, при этом частично сдерживая поток текучих сред через трубное изделие вдоль выбранной зоны.
3. 3. Способ по п.1, в котором закрытие по меньшей мере одного по меньшей мере из одного сквозного отверстия происходит в ответ на (I) механическую силу, приложенную к первому клапану, (II) электрический сигнал, переданный на первый клапан, (III) акустический сигнал, переданный на первый клапан, (IV) прохождение метки радиочастотной идентификации поперек первого клапана или (V) гидравлическое давление, созданное на первом клапане.
4. 4. Способ по п.1, в котором колонна изоляции дополнительно содержит второй клапан, при этом либо первый или второй из двух клапанов расположен над пакером; и другой из двух клапанов расположен под пакером.
5. 5. Способ по п.1, в котором каждый по меньшей мере из одного механически устанавливаемого пакера дополнительно содержит

   перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя; и

   одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными

   каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня.
6. 6. Способ по п.5, дополнительно содержащий

   спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель по меньшей мере одного механически устанавливаемого пакера до спуска удлиненной колонны изоляции в устройство борьбы с поступлением

   - 22 030438

   песка;

   манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения;

   передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента, упирающегося в окружающий ствол скважины.
7. 7. Способ по п.6, дополнительно содержащий

   спуск установочного инструмента во внутренний шпиндель каждого из первого и второго пакеров до спуска удлиненной колонны изоляции в устройство борьбы с поступлением песка;

   манипулирование установочным инструментом для механического высвобождения перемещаемого корпуса поршня из его застопоренного положения вдоль каждого из соответствующих первого и второго пакеров;

   передачу гидростатического давления на корпус поршня через одно или несколько окон потока, при этом перемещение высвобожденного корпуса поршня и приведение в действие уплотняющего элемента каждого из первого и второго пакеров, который встает в распор в окружающем стволе скважины.
8. 8. Способ по п.1, в котором компоновка пакеров дополнительно содержит

   секцию неперфорированной трубы между первым механически устанавливаемым пакером и вторым механически устанавливаемым пакером;

   установку гравийного фильтра вокруг секции неперфорированной трубы.
9. 9. Способ по п.1, дополнительно содержащий доведение до нужной кондиции столба бурового раствора, размещенного в стволе скважины перед спуском устройства борьбы с поступлением песка и соединенной с ним компоновки пакеров в ствол скважины.
10. 10. Способ по п.1, в котором колонна изоляции дополнительно содержит второй клапан и при этом первый клапан расположен над первой компоновкой пакеров;

    второй клапан расположен между первой и второй компоновкой пакеров и третий клапан расположен под второй компоновкой пакеров.
11. 11. Устройство для осуществления способа заканчивания ствола скважины по п.1, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, содержащую внутренний канал для приема текучих сред; устройство борьбы с поступлением песка, содержащее

    удлиненную основную трубу, проходящую от первого конца до второго конца,

    по меньшей мере один альтернативный канал потока вдоль основной трубы, проходящий от первого конца до второго конца, и

    фильтрующее средство, радиально окружающее основную трубу вдоль значительного участка основной трубы для образования песчаного фильтра;

    первую компоновку пакеров, расположенную вдоль устройства борьбы с поступлением песка, причем компоновка пакеров содержит верхний механически устанавливаемый пакер, имеющий

    уплотняющий элемент, внутренний шпиндель и

    по меньшей мере один альтернативный канал потока, гидравлически сообщающийся по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в устройстве борьбы с поступлением песка для отвода суспензии гравийного фильтра мимо верхнего механически устанавливаемого пакера во время заполнения гравийного фильтра; и

    удлиненную колонну изоляции, проходящую поперек компоновки пакеров и по меньшей мере участка устройства борьбы с поступлением песка, причем колонна изоляции содержит

    трубное изделие с внутренним диаметром, образующим канал, гидравлически сообщающийся с колонной насосно-компрессорных труб, и наружным диаметром, обеспечивающим возможность размещения в основной трубе и внутреннем шпинделе,

    первый клапан, расположенный сверху или снизу компоновки пакеров, причем первый клапан имеет по меньшей мере одно окно потока, выполненное с возможностью перемещения в открытое и закрытое положение для селективного установления гидравлического сообщения канала трубного изделия с каналом основной трубы, причем клапан выполнен с возможностью управления добычей из отличающихся подземных интервалов;

    одно или несколько уплотнений вдоль наружного диаметра трубного изделия, причем одно или несколько уплотнений - смежных с компоновкой пакеров и изолирующих кольцевую зону, образованную между наружным диаметром трубного изделия и окружающим внутренним шпинделем, причем одно или несколько уплотнений выполнены с возможностью формирования барьера для текучей среды в кольцевом пространстве.
12. 12. Устройство изоляции зон по п.11, в котором первый клапан выполнен с возможностью закрытия по меньшей мере одного окна потока в ответ на (Ι) механическую силу, приложенную к первому клапану, (ΙΙ) электрический сигнал, переданный на первый клапан, (ΙΙΙ) акустический сигнал, переданный на первый клапан, (IV) прохождение метки радиочастотной идентификации поперек первого клапана или (V) гидравлическое давление, созданное на первом клапане.

    - 23 030438
13. 13. Устройство изоляции зон по п.11, в котором колонна изоляции дополнительно содержит второй клапан и при этом

    либо первый или второй из двух клапанов расположен над первой компоновкой пакеров и другой из двух клапанов расположен под первой компоновкой пакеров.
14. 14. Устройство изоляции зон по п.11, в котором каждый из первого клапана и второго клапана выполнен в такой конфигурации, что по меньшей мере одно по меньшей мере из одного окна потока можно селективно закрывать, при этом частично сдерживая поток текучих сред через трубное изделие.
15. 15. Устройство изоляции зон по п.11, в котором фильтрующее средство для песчаного фильтра содержит фильтр из навитой проволоки, мембранный фильтр, раздвижной фильтр, металлокерамический фильтр, фильтр из проволочной сетки, полимер с памятью формы или слой заранее уложенных твердых зернистых частиц.
16. 16. Устройство изоляции зон по п.11, в котором компоновка пакеров дополнительно содержит нижний механически устанавливаемый пакер, также имеющий

    уплотняющий элемент, внутренний шпиндель и

    по меньшей мере один альтернативный канал потока, гидравлически сообщающийся по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в устройстве борьбы с поступлением песка для отвода суспензии гравийного фильтра мимо нижнего механически устанавливаемого пакера во время заполнения гравийного фильтра.
17. 17. Устройство изоляции зон по п.16, дополнительно содержащее набухающий пакер между верхним механически устанавливаемым пакером и нижним механически устанавливаемым пакером, причем набухающий пакер имеет элемент, набухающий с течением времени в присутствии текучей среды; и при этом набухающий пакер содержит по меньшей мере один альтернативный канал потока, гидравлически сообщающийся по меньшей мере с одним альтернативным каналом потока в верхнем механически устанавливаемом пакере и нижнем механически устанавливаемом пакере для отвода суспензии гравийного фильтра мимо верхнего механически устанавливаемого пакера, набухающего пакера и нижнего механически устанавливаемого пакера во время заполнения гравийного фильтра.
18. 18. Устройство изоляции зон по п.16, в котором каждый из верхнего и нижнего пакеров дополнительно содержит

    перемещаемый корпус поршня, удерживаемый вокруг внутреннего шпинделя,

    одно или несколько окон потока, создающих гидравлическое сообщение между альтернативными каналами потока и воспринимающей давление поверхностью корпуса поршня, и

    высвобождающую муфту вдоль внутренней поверхности внутреннего шпинделя, причем высвобождающая муфта выполнена с возможностью перемещения в ответ на перемещение установочного инструмента во внутреннем шпинделе и при этом открытия одного или нескольких окон потока воздействию гидростатического давления во время заполнения гравийного фильтра.
19. 19. Устройство изоляции зон по п.11, дополнительно содержащее вторую компоновку пакера, расположенную вдоль устройства борьбы с поступлением песка, при этом первая компоновка пакеров и вторая компоновка пакеров, по существу, изолируют выбранный подземный интервал вдоль ствола скважины.
20. 20. Устройство изоляции зон по п.19, в котором колонна изоляции дополнительно содержит второй клапан и при этом

    один первый или второй из двух клапанов расположен над первой компоновкой пакеров и другой из двух клапанов расположен под первой компоновкой пакеров.
21. 21. Устройство изоляции зон по п.20, в котором колонна изоляции дополнительно содержит третий клапан и при этом

    первый клапан расположен над первой компоновкой пакеров;

    второй клапан расположен между первой и второй компоновкой пакеров и

    третий клапан расположен под второй компоновкой пакеров.
22. 22. Устройство изоляции зон по п.11, в котором устройство борьбы с поступлением песка дополнительно содержит

    компоновку муфты нагрузки, имеющую удлиненный корпус, содержащий наружное трубное изделие,

    внутреннее трубное изделие в наружном трубном изделии, канал во внутреннем трубном изделии и

    по меньшей мере одну транспортирующую трубу и по меньшей мере одну заполняющую трубу, расположенную в кольцевой зоне, созданной между внутренним трубным изделием и окружающим наружным трубным изделием;

    компоновку муфты крутящего момента, также имеющую удлиненный корпус, содержащую наружное трубное изделие,

    внутреннее трубное изделие в наружном трубном изделии, канал во внутреннем трубном изделии и

    - 24 030438

    по меньшей мере одну транспортирующую трубу, расположенную в кольцевой зоне, созданной между внутренним трубным изделием и окружающим наружным трубным изделием;

    при этом муфта нагрузки функционально прикреплена к звену основной трубы на первом конце звена и компоновка муфты крутящего момента функционально прикреплена к звену основной трубы на втором противоположном конце звена.