NO317484B1

NO317484B1 - Method and apparatus for formation insulation in a well

Info

Publication number: NO317484B1
Application number: NO20013657A
Authority: NO
Inventors: Dinesh R Patel
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 1999-01-26
Filing date: 2001-07-25
Publication date: 2004-11-01
Also published as: GB0117912D0; CA2358896C; WO2000043634A3; CA2358896A1; GB2362669A; WO2000043634A2; GB2362669B; AU3215400A; NO20013657L; NO20013657D0

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og en anordning for isolering av en formasjon når kompletteringsutstyr fjernes fra en brønn. The invention relates to a method and a device for isolating a formation when completion equipment is removed from a well.

En kompletteringsstreng kan plasseres i en brønn for å produsere fluider fra en eller flere formasjonssoner. Kompletteringsanordninger kan omfatte foringsrør, produksjonsrør, pakninger, ventiler, pumper og sand kontrollutstyr (sand control equipment) osv. for å styre produksjon av hydrokarboner. Under produksjon, strømmer fluid fra et reservoar inn i formasjonen gjennom perforeringene og foringsrørsåpningene inn i borehullet og opp til et produksjonsrør og til overflaten. Reservoaret kan ha et tilstrekkelig høyt trykk slik at naturlig strømning kan oppstå til tross for at det finnes motvirkende trykk fra fluidsøylen i produksjonsrøret. Imidlertid, kan i løpet av reservoarets levetid, trykkreduksjoner ventes ettersom reservoaret tømmes. Når trykket i reservoaret er utilstrekkelig for naturlig strømning, har kunstige løftesystemer blitt brukt for å forbedre produksjonen. Forskjellige kunstige løftemekanismer kan omfatte pumper, gassløftemekanismer og andre mekanismer. En pumpetype er den elektriske nedsenkbare pumpen (ESP). A completion string can be placed in a well to produce fluids from one or more formation zones. Completion devices may include casing, production pipes, packings, valves, pumps and sand control equipment, etc. to control the production of hydrocarbons. During production, fluid flows from a reservoir into the formation through the perforations and casing openings into the wellbore and up to a production pipe and to the surface. The reservoir can have a sufficiently high pressure so that natural flow can occur despite the presence of opposing pressure from the fluid column in the production pipe. However, during the lifetime of the reservoir, pressure reductions can be expected as the reservoir is depleted. When reservoir pressure is insufficient for natural flow, artificial lift systems have been used to enhance production. Various artificial lift mechanisms may include pumps, gas lift mechanisms and other mechanisms. One type of pump is the electric submersible pump (ESP).

Hvis det oppstår en feil i en eller flere kompletteringskomponenter plassert nedihulls, kan en del av kompletteringsstrengen måtte fjernes fra borehullet for reparasjon ved overflaten. Slik reparasjon kan ta lang tid for eksempel dager eller uker. Etter at reparasjonen er fullført, kan kompletteringsstrengdelen senkes tilbake i borehullet og reposisjoneres for igjen starte brønnproduksjon. If a failure occurs in one or more completion components located downhole, a portion of the completion string may need to be removed from the wellbore for surface repair. Such repairs can take a long time, for example days or weeks. After the repair is complete, the completion string section can be lowered back into the borehole and repositioned to restart well production.

Fra US 4 441 558 fremgår det et brønnsystem der en ventil med doble ringer med strømningsporter, som kan drives ved omgivelsestrykk, blir brukt som en del av brønnverktøystrengen for å tilveiebringe en ubegrenset strømningsvei for produksjon derigjennom og for å hindre for høyt mottrykk på den produserende formasjonen. Ventilen har utvendige tetninger og innvendige ventiler over og under strømningsportene som styrer fluidstrømmen gjennom disse. Høyere trykk på utsiden av ventilen vil åpne den nedre glideventilen som er forspent i en lukket stilling produksjonsstrøm gjennom veggportene inn i strømningsbanen gjennom brønnproduksjonsrøret. Hvis trykket i strømningsveikanalen øker, stenger begge ventilene og hindrer strømning ut gjennom portene i veggene. US 4,441,558 discloses a well system in which a double ring valve with flow gates, operable at ambient pressure, is used as part of the well tool string to provide an unrestricted flow path for production therethrough and to prevent excessive back pressure on the producing the formation. The valve has external seals and internal valves above and below the flow ports which control the flow of fluid through them. Higher pressure on the outside of the valve will open the lower slide valve which is biased in a closed position production flow through the wall ports into the flow path through the well production pipe. If the pressure in the flow path increases, both valves close and prevent flow out through the ports in the walls.

Fra US 4 253 524 fremgår det en avstengningsventilanordning tilveiebrakt for høyt fluidvolum eksempelvis for en foringsrørstreng i en oljebrønn. For å mak-simalisere fluid produsert i brønnen, er det avgjørende at begrensningene påført fluidstrømningsveien av nødvendige komponenter i foringsrørstrengen, eksempelvis en stående avstengningsventil, tilveiebringer minst mulige inngrep med strøm-ningsarealet. Fra denne publikasjonen fremgår et ventilarrangement som omfatter fluidinnløp og utløp som strekker seg i en langsgående retning og som er separer-te og parallelle. US 4,253,524 discloses a shut-off valve device provided for a high fluid volume, for example for a casing string in an oil well. In order to maximize fluid produced in the well, it is crucial that the restrictions imposed on the fluid flow path by necessary components in the casing string, for example a vertical shut-off valve, provide the least possible interference with the flow area. From this publication appears a valve arrangement comprising fluid inlets and outlets which extend in a longitudinal direction and which are separated and parallel.

US 4 668 593 viser en avstengningsventil for anvendelse i en pumpende brønn for å hindre tilbakestrøm når pumpen stanses der ventilen har gjennom-pumpingsevner for å drepe brønnen. Ventilen omfatter et hus med en boring og et ventillukkeelement i boringen. Et strømningsrør beveger seg teleskopisk i huset oppover for åpning og nedover for aktivering av lukking av elementet. US 4,668,593 discloses a shut-off valve for use in a pumping well to prevent backflow when the pump is stopped where the valve has pump-through capabilities to kill the well. The valve comprises a housing with a bore and a valve closing element in the bore. A flow pipe moves telescopically in the housing upwards to open and downwards to activate closing of the element.

Når en øvre seksjon av kompletteringsstrengen (for eksempel produksjons-rør, pakninger, pumper, etc.) fjernes fra borehullet, må det gjøres enkelte ting for å sikre at formasjonsfluider ikke fortsetter å strømme til overflaten. Dette gjøres ty-pisk, eksempelvis, ved å påføre en eller annen form for tungt boreslam eller brønndrepingsfluid (heavy weight fluid eller kill fluid) inn i borehullet for å drepe brønnen, dvs. å hindre fiuidstrøm fra formasjonen til overflaten under overhalings-operasjoner. En annen fremgangsmåte for å drepe en brønn omfatter påføring av "filtertap-kontrollpiller" ("fluid loss control pills") som involverer påføring av et tungt kjemikalie for å plugge perforeringer inne i formasjonen. Imidlertid, kan slike fremgangsmåter for å drepe en brønn ødelegge en formasjon og resulterer i tap av produksjon. Følgelig finns det et behov for å beskytte en formasjon fra ødeleggelse når en seksjon av en kompletteringsstreng blir fjernet fra en brønn. Dette oppnås med en fremgangsmåte og en anordning som angitt i de selvstendige krav. When an upper section of the completion string (eg production tubing, packings, pumps, etc.) is removed from the wellbore, certain things must be done to ensure that formation fluids do not continue to flow to the surface. This is typically done, for example, by applying some form of heavy drilling mud or well killing fluid (heavy weight fluid or kill fluid) into the borehole to kill the well, i.e. to prevent fluid flow from the formation to the surface during overhaul operations. Another method of killing a well involves the application of "fluid loss control pills" which involve the application of a heavy chemical to plug perforations inside the formation. However, such methods of killing a well can destroy a formation and result in loss of production. Accordingly, there is a need to protect a formation from destruction when a section of a completion string is removed from a well. This is achieved with a method and a device as specified in the independent claims.

Generelt sett, omfatter en utførelsesform en anordning for anvendelse i et borehull som passerer gjennom en formasjon, en strømningskanal som er i stand til å motta en fiuidstrøm fra formasjonen når et isolasjonssystem er koplet med strømningskanalen og som omfatter en eller flere ensrettede strømninsstyringsa-nordninger. Den ene eller de flere ensrettede strømningsstyringsanordningene er tilpasset for å åpnes av fiuidstrøm fra formasjonen og å bli lukket av trykk fra en fluidsøyle i strømningskanalen når fluidstrømningen stenges av. Generally speaking, an embodiment comprises a device for use in a borehole passing through a formation, a flow channel capable of receiving a fluid flow from the formation when an isolation system is coupled to the flow channel and comprising one or more unidirectional flow control devices. The one or more unidirectional flow control devices are adapted to be opened by fluid flow from the formation and to be closed by pressure from a fluid column in the flow channel when the fluid flow is shut off.

Generelt sett, i henhold til en annen utførelsesform, omfatter en anordning for anvendelse i et borehull en ventil, en streng som har en strømningskanal og en nedre ende, og et aktiveringsverktøy tilknyttet den nedre enden av strengen og som er tilpasset til å drive ventilen hvis strengen senkes inn i eller heves ut av borehullet. Generally speaking, according to another embodiment, a device for use in a borehole comprises a valve, a string having a flow channel and a lower end, and an actuating tool associated with the lower end of the string and adapted to operate the valve if the string is lowered into or raised out of the borehole.

Andre egenskaper og utførelsesformer vil fremgå fra den følgende beskrivelsen, fra tegningene og fra kravene. Other properties and embodiments will be apparent from the following description, from the drawings and from the claims.

Kort beskrivelse av tegningene. Brief description of the drawings.

Figur 1 illustrerer en utførelsesform av en kompletteringsstreng omfattende et formasjonsisolasjonssystem i henhold til en utførelsesform i et borehull. Figur 2 er et langsgående tverrsnitt av en formasjonsisolasjonsventil (FIV) i kompletteringsstrengen på figur 1. Figurene 3 og 4 er diagrammer over kompletteringsstrenger omfattende formasjonsisolasjonssystemer i henhold til ytterligere utførelsesformer. Figur 5A er et tverrsnitt av formasjonsisolasjonssystemet på figur 3. Figurene 5B-5C illustrerer ensrettede strømningsrestriktorer av henholdsvis kuletype og klaffetype, som kan brukes i utførelsesformene på figur 3 og 4. Figurene 6A og 6B illustrerer opphentbare plugger som blir brukt i utførel-sesformene på figurene 3 og 4. Figurene 7A-7C illustrerer en strømningsrestriktor av platetype som brukes i utførelsesformene på figurene 3 og 4. Figur 8 er et langsgående tverrsnitt av en ensrettet strømningsstyringsan-ordning i henhold til en annen utførelsesform omfattende en strømningsrestriktor av kuletype og en hylse. Figure 1 illustrates an embodiment of a completion string comprising a formation isolation system according to an embodiment in a borehole. Figure 2 is a longitudinal cross-section of a formation isolation valve (FIV) in the completion string of Figure 1. Figures 3 and 4 are diagrams of completion strings comprising formation isolation systems according to further embodiments. Figure 5A is a cross-section of the formation isolation system of Figure 3. Figures 5B-5C illustrate unidirectional flow restrictors of ball type and flap type, respectively, which can be used in the embodiments of Figures 3 and 4. Figures 6A and 6B illustrate retrievable plugs that are used in the embodiments of Figures 3 and 4. Figures 7A-7C illustrate a plate-type flow restrictor used in the embodiments of Figures 3 and 4. Figure 8 is a longitudinal cross-section of a unidirectional flow control device according to another embodiment comprising a ball-type flow restrictor and a sleeve .

Detaljert beskrivelse Detailed description

i den følgende beskrivelsen, er en rekke detaljer fremsatt for å tilveiebringe en forståelse av den foreliggende oppfinnelsen. Imidlertid vil de som kjenner fag-området forstå at den foreliggende oppfinnelsen kan utføres uten disse detaljene og at en rekke variasjoner og modifikasjoner fra den beskrevne utførelsesformen kan være mulig. in the following description, a number of details are set forth to provide an understanding of the present invention. However, those skilled in the art will understand that the present invention can be carried out without these details and that a number of variations and modifications from the described embodiment may be possible.

Uttrykkene som her brukes i forbindelse med "opp" og "ned", "øvre" og The expressions used here in connection with "up" and "down", "upper" and

"nedre", "oppover" og "nedover"; og andre tilsvarende uttrykk indikerer relative po-sisjoner oppover eller under et gitt punkt eller element og er brukt i denne beskrivelsen for tydeligere å beskrive enkelte utførelsesformer av oppfinnelsen. Imidlertid, når de brukes på utstyr og fremgangsmåter for bruk i brønner som er avviken-de eller horisontale, skal slike uttrykk vise til en venstre til høyre, høyre til venstre, eller andre forhold ettersom det passer seg. "down", "up" and "down"; and other corresponding expressions indicate relative positions above or below a given point or element and are used in this description to more clearly describe certain embodiments of the invention. However, when applied to equipment and methods for use in wells that are deviated or horizontal, such expressions shall refer to a left-to-right, right-to-left, or other relationship as appropriate.

Det kan være ønskelig å trekke en del av kompletteringsstrengen ut av borehullet under visse forhold, eksempelvis for reparasjon av ødelagte eller defekte komponenter. Når en del av kompletteringsstrengen trekkes ut av borehullet, trengs det fluidtapskontroll av en perforert formasjon. For å unngå kommunikasjon av drepefluider eller fluidtapskontrollpiller som kan ødelegge formasjonen, kan et intervensjonsfritt formasjonsisolasjonssystem i henhold til enkelte utførelsesformer bli brukt. Et intervensjonsfritt formasjonsisolasjonssystem kan opereres uten at man må senke mekaniske utskiftnings- eller setteverktøyer til formasjonsisolasjonssystemet, hvilket kan være vanskelig på grunn av at det finnes forskjellige nedihullskomponenter. En slik komponent omfatter pumper, eksempelvis elektriske nedsenkbare pumper (ESP) eller andre pumper som ikke har en full boring gjennom hvilket et utskiftningsverktøy eller andre tilsvarende aktiveringsverktøy kan passere igjennom. I tillegg, er det å måtte kjøre et interveneringsverktøy inn i et borehull en tidkrevende og kostbar operasjon. Det intervensjonsfrie formasjonsisolasjonssystemet i henhold til enkelte utførelsesformer foreskriver heller ikke påføring av et signal (for eksempel elektrisk trykkpuls eller hydraulisk signal) fra brønnoverflaten for drift. It may be desirable to pull part of the completion string out of the borehole under certain conditions, for example to repair damaged or defective components. When part of the completion string is pulled out of the wellbore, fluid loss control of a perforated formation is needed. To avoid communication of killing fluids or fluid loss control pills that could destroy the formation, a non-interventional formation isolation system according to some embodiments may be used. An intervention-free formation isolation system can be operated without having to lower mechanical replacement or setting tools into the formation isolation system, which can be difficult due to the presence of various downhole components. Such a component includes pumps, for example electric submersible pumps (ESP) or other pumps that do not have a full bore through which a replacement tool or other similar activation tool can pass through. In addition, having to drive an intervention tool into a borehole is a time-consuming and expensive operation. The intervention-free formation isolation system according to some embodiments also does not prescribe the application of a signal (for example, electrical pressure pulse or hydraulic signal) from the well surface for operation.

Ved enkelte utførelsesformer, kan lukking av formasjonsisolasjonssystemet være "automatisk" når en del av kompletteringsstrengen trekkes ut av borehullet. I et arrangement, kan et betjeningselement bli tilknyttet den nedre enden av kompletteringsstrengdelen slik at ettersom kompletteringsstrengdelen trekkes ut, går betjeningselementet i inngrep og lukker automatisk formasjonsisolasjonssystemet. I et annet arrangement, kan ensrettede strømningsstyringsanordninger bli brukt for å muliggjøre fiuidstrøm ut av formasjonen men å hindre fiuidstrøm i formasjonen. Følgelig, kan et trykk tilstede i borehullet (som kan være trykk fra drepefluider eller trykk fra eksisterende fluidsøyle i borehullet) lukke eller sjalte av den ensrettede strømningsstyringsanordningen. In some embodiments, closure of the formation isolation system may be "automatic" when a portion of the completion string is withdrawn from the wellbore. In one arrangement, an actuator may be associated with the lower end of the completion string member so that as the completion string member is withdrawn, the actuator engages and automatically closes the formation isolation system. In another arrangement, unidirectional flow control devices may be used to enable fluid flow out of the formation but prevent fluid flow into the formation. Accordingly, a pressure present in the wellbore (which can be pressure from killing fluids or pressure from an existing fluid column in the wellbore) can close or shut off the unidirectional flow control device.

Nå med henvisning til figur 1, i henhold til det første arrangementet, omfatter en kompletteringsstreng i et borehull 10 et formasjonsisolasjonssystem 8 som har en formasjonisolasjonsvent.il (FIV) 20 (som kan omfatte en kuleventil, en klaff-ventil, eller andre typer ventiler). Når den er i sin lukkede stilling, isolerer FIV 20 en formasjon 11 for å hindre fluidtap etter at en del av kompletteringsstrengen er fjernet fra borehullet 10.1 tillegg, kan FIV 20 beskytte formasjon 11 fra drepefluider Now referring to Figure 1, according to the first arrangement, a completion string in a wellbore 10 includes a formation isolation system 8 having a formation isolation valve (FIV) 20 (which may include a ball valve, a poppet valve, or other types of valves ). When in its closed position, the FIV 20 isolates a formation 11 to prevent fluid loss after a portion of the completion string is removed from the wellbore 10.1 additionally, the FIV 20 can protect the formation 11 from killing fluids

eller andre kjemikalier som styrer formasjonsfluidtap, hvis det blir brukt. I henhold or other chemicals that control formation fluid loss, if used. According

til visse utførelsesformer, er formasjonsisolasjonssystemet 8 et intervensjonsfritt system siden tilgang til FIV 20 kan være vanskelig gjennom visse kompletteringsanordninger plassert over ventilen. to certain embodiments, the formation isolation system 8 is an intervention-free system since access to the FIV 20 may be difficult through certain completion devices located above the valve.

Kompletteringsstrengen illustrert på figur 1 inkluderer et produksjonsrør 24 plassert i en seksjon av borehullet 10 som er foret med foringsrør 12.1 tillegg, isolerer en pakning 14 en ringromsregion 16 mellom produksjonsrøret 24 og forings-røret 12. Enden av produksjonsrøret 24 kan for eksempel være tilknyttet en pumpeenhet 22, som kan omfatte en elektrisk nedsenkbar pumpe (ESP) eller en annen type pumpe, en tettingsseksjon, en motor, eller en overvåkningspakke. Et for-lengningsrør 32 kan være tilknyttet under foringsrøret 12. En pakning 30 tetter utsiden av forlengningsrøret 32 og innsiden av foringsrøret 12, og en pakning 34 tetter utsiden av formasjonsisolasjonssystemet 8 og innsiden av forlengningsrøret 32. Selv om den illustrerte utførelsesformen har et visst arrangement for komplet-teringskomponentene, kan ytterligere utførelsesformer ha andre arrangementer. The completion string illustrated in Figure 1 includes a production pipe 24 located in a section of the wellbore 10 that is lined with casing 12.1 addition, a gasket 14 isolates an annulus region 16 between the production pipe 24 and the casing 12. The end of the production pipe 24 may for example be associated with a pump unit 22, which may comprise an electric submersible pump (ESP) or another type of pump, a sealing section, a motor, or a monitoring package. An extension pipe 32 may be associated below the casing 12. A gasket 30 seals the outside of the extension pipe 32 and the inside of the casing 12, and a gasket 34 seals the outside of the formation isolation system 8 and the inside of the extension pipe 32. Although the illustrated embodiment has a certain arrangement for the completion components, further embodiments may have other arrangements.

Den nedre enden av pumpeenheten 22 kan være tilknyttet et strømningsrør med slisser 28 som strekker seg inn i en nedre seksjon av borehullet 10, som enten kan være en åpenhullsregion eller en foret region. Samlingen av strømnings-rør 28 og produksjonsrør 24 kan vises til som "strømningskanal". Mer generelt, kan en strømningskanal vise til en hvilken som helst samling av ett eller flere pro-duksjonsrør, rørdeler, kanaler eller andre typer strømningsbaner. The lower end of the pump unit 22 may be associated with a flow pipe with slots 28 extending into a lower section of the borehole 10, which may be either an open hole region or a lined region. The assembly of flow pipe 28 and production pipe 24 can be referred to as "flow channel". More generally, a flow channel can refer to any collection of one or more production pipes, pipe fittings, channels or other types of flow paths.

En sandskjerm 38 (sand screen) kan være plassert under formasjonsisolasjonssystemet 8 for sandkontroll slik at fluid kan produseres gjennom det slissede strømningsrøret 28 uten at det også produserer sand. Ringrommet på utsiden av sandskjermen 38 kan være gruspakket. Fluider fra formasjon 11 passerer gjennom åpninger i det slissede strømningsrøret 28 og strømmer opp den innvendige boringen av produksjonsrøret 24. A sand screen 38 (sand screen) can be placed under the formation isolation system 8 for sand control so that fluid can be produced through the slotted flow pipe 28 without it also producing sand. The annular space on the outside of the sand screen 38 can be packed with gravel. Fluids from formation 11 pass through openings in slotted flow pipe 28 and flow up the internal bore of production pipe 24.

I det illustrerte arrangementet, opprettholdes FIV 20 i en åpen stilling under produksjonen. Enden av det slissede strømningsrøret 28 kan være tilknyttet et utskiftnings- eller aktueringsverktøy 36 som er tilpasset for å operere FIV 20. Ut-skiftningsverktøyet 36 omfatter et låseprofil 40 som låser sammen med en samsvarende profil i opereringsmekanismen på FIV 20 og ettersom utskiftningsverk-tøyet 36 senkes eller heves gjennom FIV 20. Følgelig går, ettersom kompletteringsstrengen isoleres, utskiftningsverktøyet 36 tilknyttet den ene enden av strengen i inngrep med FIV 20 for å åpne den. Videre, når en øvre del av kompletteringsstrengen, som kan omfatte produksjonsrøret 24, den opphentbare pakningen 14, pumpeenheten 22, og det slissede strømningsrøret 28 hentes til brønnoverflaten, eksempelvis for reparasjon, går utskiftningsverktøyet 36 i inngrep med FIV 20 for å lukke den. Dette tilveiebringer intervensjonsfri og automatisk drift av FIV 20 slik at en separat kjøring av et utskiftningsverktøy inn i borehullet eller påføring av signaler fra brønnoverflaten kan unngås. In the illustrated arrangement, FIV 20 is maintained in an open position during production. The end of the slotted flow tube 28 can be associated with a replacement or actuation tool 36 which is adapted to operate the FIV 20. The replacement tool 36 comprises a locking profile 40 which locks together with a matching profile in the operating mechanism of the FIV 20 and as the replacement tool 36 is lowered or raised through the FIV 20. Accordingly, as the completion string is isolated, the replacement tool 36 associated with one end of the string engages the FIV 20 to open it. Furthermore, when an upper part of the completion string, which may include the production pipe 24, the retrievable packing 14, the pump unit 22, and the slotted flow pipe 28 is retrieved to the well surface, for example for repair, the replacement tool 36 engages with the FIV 20 to close it. This provides intervention-free and automatic operation of the FIV 20 so that a separate run of a replacement tool into the borehole or application of signals from the well surface can be avoided.

Nå med henvisning til figur 2, der en del av FIV 20 i henhold til en utførel-sesform er illustrert i større detalj. FIV 20 omfatter en kuleventil 98 som innehol-des i et hus 50 av FIV 20. Kuleventil 98 er vist i sin åpne stilling slik at kuleventi-lens 98 boring er innrettet med en innvendig boring 60 definert av huset 50 for å muliggjøre fiuidstrøm gjennom FIV 20. Now with reference to figure 2, where a part of the FIV 20 according to one embodiment is illustrated in greater detail. The FIV 20 includes a ball valve 98 which is contained in a housing 50 of the FIV 20. The ball valve 98 is shown in its open position so that the bore of the ball valve 98 is aligned with an internal bore 60 defined by the housing 50 to enable fluid flow through the FIV 20.

Kuleventil 98 er driftsmessig forbundet med et betjeningselement 96, som er gjengbart forbundet med en utskiftningsrør 92. En låseseksjon 94 er tilknyttet utskiftningsrøret 92. Låseseksjonen 94 er tilpasset for å inngripes av inngrepsprofil 40 på utskiftningsverktøy 36 koblet under strømningsrøret 28 (figur 1). Ettersom utskiftningsverktøyet 36 passerer gjennom den innvendige boringen 60 (enten i retning oppover eller nedover), går låseprofilet 40 på utskiftningsverktøy 36 i inngrep med låseseksjonen 94 for å forskyve utskiftningsrøret 92 oppover eller nedover for å aktivere kuleventil 98 til en åpen eller lukket stilling. Ball valve 98 is operationally connected to an operating element 96, which is threadedly connected to a replacement tube 92. A locking section 94 is connected to the replacement tube 92. The locking section 94 is adapted to be engaged by engagement profile 40 on the replacement tool 36 connected below the flow tube 28 (figure 1). As the replacement tool 36 passes through the internal bore 60 (either in an upward or downward direction), the locking profile 40 of the replacement tool 36 engages the locking section 94 to displace the replacement tube 92 upward or downward to activate the ball valve 98 to an open or closed position.

Under drift, kan formasjonsisolasjonsenheten 8 i utgangspunktet bli installert inn i borehullet med sandkontrollenheten 38 eller etter at sandkontrollenheten 38 har blitt installert. Etter at pakningen 34 er satt, tillater lukking av FIV 20 isola-sjon av formasjonen 11 for å hindre fluidtap til overflaten. Det gjenværende av kompletteringsstrengen kan så installeres. Idet den nedre delen av kompletteringsstrengen blir installert, blir strømningsrøret 28 og utskiftningsverktøy 36 ført gjennom FIV 20 for å åpne den'. During operation, the formation isolation unit 8 may initially be installed into the borehole with the sand control unit 38 or after the sand control unit 38 has been installed. After the packing 34 is set, closure of the FIV 20 allows isolation of the formation 11 to prevent fluid loss to the surface. The remainder of the completion string can then be installed. As the lower part of the completion string is installed, the flow tube 28 and replacement tool 36 are passed through the FIV 20 to open it'.

Etter at kompletteringsstrengen har blitt installert, kan visse komponenter av kompletteringsstrengen fortsatt svikte, hvilket nødvendiggjør at en del av kompletteringsstrengen trekkes ut av borehullet 10 for reparasjonsoperasjoner. Mens delen av kompletteringsstrengen fjernes fra borehullet 10, blir det tilknyttede ut-skiftningsverktøyet 36 ført gjennom FIV 20, hvilket driver driftsmekanismen på Fl-Ven for å lukke ventilen. Når FIV 20 lukkes, blir seksjonen av borehullet 10 under FIV 20 isolert fra delen av borehullet 10 over FIV 20. Følgelig, blir fluider, eksempelvis drepefluider som kan bli påført inn i borehullet 10 undertrykk fra overflaten for brønnstyring isolert fra formasjonen 11 av FIV 20. Dette beskytter formasjonen 11 fra ødeleggelse forårsaket av slike drepefluider mens det samtidig hindrer at formasjonsfluider strømmer til overflaten. Alternativt, siden FIV 20 har isolert formasjonen 11 for fluidtapskontroll, trenger påføring av drepefluider ikke å være nødvendig. After the completion string has been installed, certain components of the completion string may still fail, necessitating that a portion of the completion string be pulled out of the wellbore 10 for repair operations. As the portion of the completion string is removed from the wellbore 10, the associated replacement tool 36 is passed through the FIV 20, which drives the operating mechanism on the Fl-Ven to close the valve. When the FIV 20 is closed, the section of the borehole 10 below the FIV 20 is isolated from the part of the borehole 10 above the FIV 20. Consequently, fluids, for example killing fluids that can be applied into the borehole 10 under pressure from the surface for well control, are isolated from the formation 11 by the FIV 20 This protects the formation 11 from destruction caused by such killing fluids while at the same time preventing formation fluids from flowing to the surface. Alternatively, since the FIV 20 has isolated the formation 11 for fluid loss control, application of killing fluids may not be necessary.

Når kompletteringsstrengdelen igjen senkes tilbake inn i borehullet 10 ved FIV utskiftningsverktøyet 36 tilknyttet ved enden, blir FIV 20 åpnet på nytt for å starte produksjonen av fluider. Fjerning og gjeninnsettelse av kompletteringsutstyr kan utføres flere ganger, der man hver gang lukker og åpner FIV 20 automatisk ettersom strømningsrøret 28 og utskiftningsverktøyet 36 blir ført gjennom FIV 20. When the completion string section is again lowered back into the wellbore 10 by the FIV replacement tool 36 attached at the end, the FIV 20 is reopened to start the production of fluids. Removal and reinsertion of completion equipment can be performed several times, each time closing and opening the FIV 20 automatically as the flow tube 28 and replacement tool 36 are passed through the FIV 20.

En annen fordel med FIV 20 er at den samme ventilen kan bli brukt for å isolere formasjonen under den første sandflatekompletteringen (sand face completion) og så etterfølgende for å isolere formasjonen under en overhalingsoperasjon etter at en del av kompletteringsstrengen har blitt fjernet. Som et resul-tat, kan behovet for tilleggsventiler unngås. I tillegg, når en del av kompletteringsstrengen fjernes for en overhalingsoperasjon, kan et annet verktøy (for eksempel et evalueringsverktøy) bli kjørt ned inn i borehullet med et utskiftningsverktøy tilknyttet for å åpne og lukke Fl Ven slik at en separat tur for å aktivere ventilen ikke trengs. Ved bruk av en FIV som omfatter en kuleventil, er et separat verktøy for å aktivere en ventil eksempelvis en isolasjonsventil av plugg eller klaffetype ikke nødvendig. Formasjonsisolasjonssystemet i henhold til visse utførelsesformer kan være pålitelige og relativt enkle å ta i bruk med lav kostnad, siden et relativt lite antall bevegelige deler trengs. Videre, kan formasjonsisolasjonssystemet lett til-passes størrelsen på mange typer kompletteringsutstyr. Another advantage of the FIV 20 is that the same valve can be used to isolate the formation during the first sand face completion and then subsequently to isolate the formation during an overhaul operation after part of the completion string has been removed. As a result, the need for additional valves can be avoided. In addition, when part of the completion string is removed for a workover operation, another tool (such as an evaluation tool) can be driven downhole with a replacement tool attached to open and close the Fl Ven so that a separate trip to activate the valve does not are needed. When using a FIV that includes a ball valve, a separate tool to activate a valve, for example an isolation valve of the plug or flap type, is not necessary. The formation isolation system according to certain embodiments can be reliable and relatively easy to use at low cost, since a relatively small number of moving parts are needed. Furthermore, the formation isolation system can be easily adapted to the size of many types of completion equipment.

Med henvisning til figur 3, i henhold til en annen utførelsesform, omfatter en annen type isolasjonssystem 100 brukt for å isolere formasjon 111 en rekke ensrettede strømningsstyringsanordninger 152, vist til som strømningsrestriktorer eller begrensere, som tillater at fluid strømmer oppover (fra formasjonen) men ikke nedover (inn i formasjonen). Strømningsrestriktorene 152 kan monteres i huset 101 av formasjonsisolasjonssystemet 100. "Hus" som heri brukt kan vise til et enkelt hus eller en rekke hussegmenter satt sammen. Produksjonsfluider kan strømme fra formasjonen 111 gjennom strømningsbegrenserne 152, men fluider i strømningskanalen omfattende et produksjonsrør 124 er blokkert fra formasjonen 111 av strømningsbegrenserne 152. Slike fluider kan være drepefluider eller hvilke som helst annen type fluider. Referring to Figure 3, according to another embodiment, another type of isolation system 100 used to isolate formation 111 includes a series of unidirectional flow control devices 152, shown as flow restrictors or restrictors, which allow fluid to flow upward (from the formation) but not down (into the formation). The flow restrictors 152 can be mounted in the housing 101 of the formation isolation system 100. "Housing" as used herein can refer to a single housing or a series of housing segments assembled together. Production fluids can flow from the formation 111 through the flow restrictors 152, but fluids in the flow channel including a production pipe 124 are blocked from the formation 111 by the flow restrictors 152. Such fluids can be kill fluids or any other type of fluids.

Av illustrasjonshensyn, er strømningsrestriktorene 152 vist i lukket stilling, mens strømningsrestriktorene 152B er vist i åpen stilling. Normalt, er strømnings-restriktorene enten helt åpne (når det er en oppover strøm av fluider) eller helt lukket (når det er nedoverrettet trykk påført ovenifra). Tre sett strømningsrestrikto-rer 152 er illustrert på figur 3 og er posisjonert ved tre forskjellige dybder. Avstan-den mellom et hvilket som helst sett strømningsrestriktorer kan være av en viss forhåndsbestemt avstand (for eksempel minst omtrent 7,5 cm (3 tommer). Flere strømningsrestriktorer 152 kan plasseres ved hver dybde. For purposes of illustration, the flow restrictors 152 are shown in the closed position, while the flow restrictors 152B are shown in the open position. Normally, the flow restrictors are either fully open (when there is an upward flow of fluids) or fully closed (when there is downward pressure applied from above). Three sets of flow restrictors 152 are illustrated in Figure 3 and are positioned at three different depths. The distance between any set of flow restrictors can be some predetermined distance (eg, at least about 7.5 cm (3 inches). Multiple flow restrictors 152 can be placed at each depth.

Som illustrert på figur 3, omfatter kompletteringsstrengen et foringsrør 112, produksjonsrør 124, en pakning 114 og en pumpeenhet 122 (som kan omfatte en elektrisk nedsenkbar pumpe eller en annen type pumpe). Foriengningsrør 132 er tilknyttet under foringsrøret 112, og i en pakning 130 etter det utvendige av for-lengningsrøret 132 og det innvendige av foringsrøret 112. Videre er et ringformet område 150 definert mellom den ytre veggen av formasjonsisolasjonssystemet 100 og den innvendige veggen av forlengningsrøret 132. En isolasjonspakning 134 tetter ringromsområdet 150 fra seksjonen av borehullet 110 over isolasjonssystemet 100. As illustrated in Figure 3, the completion string includes a casing 112, production tubing 124, a packing 114, and a pump unit 122 (which may include an electrically submersible pump or another type of pump). Extension pipe 132 is connected below the casing 112, and in a gasket 130 after the outside of the extension pipe 132 and the inside of the casing 112. Furthermore, an annular area 150 is defined between the outer wall of the formation isolation system 100 and the inside wall of the extension pipe 132. An isolation gasket 134 seals the annulus region 150 from the section of the borehole 110 above the isolation system 100.

Fluid i ringrommet 150 er i stand til å strømme gjennom de ensrettede strømningsrestriktorene 152 (se strømningsrestriktorer 152B) inn i en innvendig boring 154 av formasjonsisolasjonssystemet 100, som indikert med piler som pe-ker oppover. Imidlertid, hvis fluid påføres under trykk (hvilket kan være hydrosta-tisk trykk fra fluidsøylen eller et påført trykk) fra over formasjonsisolasjonssystemet 100, så blir strømningsrestriktorene lukket, og blokkerer fiuidstrøm fra den innvendige boringen 154 av formasjonsisolasjonssystemet 100 inn i ringromsområdet 150 (se strømningsrestriktorer 152A). Fluid in the annulus 150 is able to flow through the unidirectional flow restrictors 152 (see flow restrictors 152B) into an internal bore 154 of the formation isolation system 100, as indicated by arrows pointing upward. However, if fluid is applied under pressure (which may be hydrostatic pressure from the fluid column or an applied pressure) from above the formation isolation system 100, then the flow restrictors are closed, blocking fluid flow from the internal bore 154 of the formation isolation system 100 into the annulus region 150 (see flow restrictors 152A).

Under enheten av strømningsrestriktorer 152, kan isolasjonssystemet 100 også omfatte kuleventil 160 som er normalt i en lukket stilling slik at fluidstrømning ikke oppstår gjennom kuleventilen 160. Kuleventilen 160 aktiveres av en betje-ningsmekanisme 161. Normalt er kuleventilen 160 lukket. Imidlertid, hvis tilgang til borehullsseksjonen under kuleventilen 160 er ønsket, kan kuleventilen 160 aktiveres til åpen stilling for å tillate en intervensjonsverktøytilgang gjennom boringen av kuleventilen 160. Kuleventilen 160 kan åpnes og lukkes flere ganger. Eksempelvis, kan formasjonsevalueringsverktøyet bli kjørt inn i borehullet 110 etter at den øvre kompletteringsstrengdelen har blitt fjernet for å gi tilgang til formasjonen under isolasjonssystemet 100. Slike evalueringsverktøy kan bli brukt for å bestemme formasjonens 111 egenskaper. En alternativ utførelsesform, kan i stedet for kuleventilen 160, formasjonsisolasjonssystemet 100 omfatte en opphentbar plugg 170 som vist på figur 6A. Den opphentbare pluggen 170 kan hentes ved bruk av en wireledning eller en glatt ståltråd hvis tilgang til formasjonen 111 under isolasjonssystemet ønskes. Below the assembly of flow restrictors 152, the isolation system 100 may also include ball valve 160 which is normally in a closed position so that fluid flow does not occur through ball valve 160. Ball valve 160 is activated by an operating mechanism 161. Normally ball valve 160 is closed. However, if access to the borehole section below the ball valve 160 is desired, the ball valve 160 can be actuated to the open position to allow intervention tool access through the bore of the ball valve 160. The ball valve 160 can be opened and closed multiple times. For example, the formation evaluation tool may be driven into the borehole 110 after the upper completion string portion has been removed to provide access to the formation below the isolation system 100. Such evaluation tools may be used to determine the formation 111 properties. In an alternative embodiment, instead of the ball valve 160, the formation isolation system 100 may comprise a retrievable plug 170 as shown in Figure 6A. The retrievable plug 170 can be retrieved using a wireline or a smooth steel wire if access to the formation 111 below the isolation system is desired.

Under isolasjonssystemet 100 kan det være en sandskjerm 138 som er plassert ved siden av en perforert seksjon av forlengningsrøret 132 og formasjonen 111. En kompletteringspakning 140 forbundet med sandskjermen 138 kan bli plassert over den perforerte seksjonen slik at fiuidstrøm oppstår gjennom sandskjermen 138 inn i borehullet 110. Følgelig, strømmer fluid fra formasjonen 111 inn i borehullet 110 og inn i ringrommet 150, gjennom strømningsrestriktorene 152 inn i den innvendige boringen 154 av formasjonsisolasjonssystemer 100, og inn i røret 124. Beneath the isolation system 100, there may be a sand screen 138 that is located next to a perforated section of the extension pipe 132 and the formation 111. A completion packer 140 connected to the sand screen 138 may be placed over the perforated section so that fluid flow occurs through the sand screen 138 into the borehole 110 Consequently, fluid flows from the formation 111 into the wellbore 110 and into the annulus 150, through the flow restrictors 152 into the internal bore 154 of the formation isolation systems 100, and into the tubing 124.

Et tverrsnitt av en utførelsesform av formasjonsisolasjonssystemhuset 101 og strømningsrestriktorene 152 sett langs snittet 5A-5A er illustrert på figur 5A. I den illustrerte utførelsesformen, kan seks strømningsrestriktorer 152 bli montert rundt omkretsen av huset 101. Hver strømningsrestriktor 152 tilveiebringer en ka-nal fra ringrommet 150 inn i den innvendige boringsregionen 154 av formasjonsisolasjonssystemet 100. A cross-section of one embodiment of the formation isolation system housing 101 and flow restrictors 152 taken along section 5A-5A is illustrated in Figure 5A. In the illustrated embodiment, six flow restrictors 152 may be mounted around the perimeter of the casing 101. Each flow restrictor 152 provides a channel from the annulus 150 into the internal borehole region 154 of the formation isolation system 100.

Som illustrert på figur 5C, kan i henhold til en utførelsesform, hver strøm-ningsrestriktor 152 omfatte en flytende kule 300, et hovedsakelig konisk kulesete 302, og et holdeelement 304. Når trykk påføres fra innsiden av formasjonsisolasjonssystemet, blir den flytende kulen 300 dyttet mot kulesetet 302 for å danne en tetning slik at strømningsrestriktoren blokkeres eller lukkes. Hvis fluidtrykk er fra ringromsområdet 150, blir den flytende kule 300 dyttet vekk fra setet 302 mot hol-deelementet 304 for å plassere strømningsrestriktoren 152 i den åpne stillingen. Når den er åpen, kan fluid lett strømme rundt kulen 300. Denne type strømnings-restriktor kan vises til som "kuletype" strømningsrestriktor eller avstengningsventil. As illustrated in Figure 5C, according to one embodiment, each flow restrictor 152 may include a fluid ball 300, a substantially conical ball seat 302, and a retaining member 304. When pressure is applied from within the formation isolation system, the fluid ball 300 is pushed against the ball seat 302 to form a seal so that the flow restrictor is blocked or closed. If fluid pressure is from the annulus region 150, the floating ball 300 is pushed away from the seat 302 against the retaining member 304 to place the flow restrictor 152 in the open position. When open, fluid can easily flow around the ball 300. This type of flow restrictor may be referred to as a "ball type" flow restrictor or shut-off valve.

I en alternativ utførelsesform, som illustrert på figur 5B, kan strømnings-restriktoren 152 omfatte en ventil av klafftype som inkluderer en klaff 310. Hvis trykket påføres i den innvendige boringen 154, blir klaffen 310 dyttet mot en skul-der 312 i strømningsrestriktoren 152 for å danne en fluidtetning. Imidlertid, hvis fluidtrykk er fra ringrommet 150, blir klaffen 310 dyttet vekk fra skulderen 312 og rotert om et omdreiningspunkt 313. Idet klaffen 310 blir åpnet, kan fluid strømme gjennom strømningsrestriktoren 152. Denne type strømningsrestriktor kan vises til som en "klafftype" strømningsrestriktor eller en avstengningsventil (check valve). In an alternative embodiment, as illustrated in Figure 5B, the flow restrictor 152 may include a flap-type valve that includes a flap 310. If pressure is applied in the internal bore 154, the flap 310 is pushed against a shoulder 312 in the flow restrictor 152 for to form a fluid seal. However, if fluid pressure is from the annulus 150, the flap 310 is pushed away from the shoulder 312 and rotated about a pivot point 313. As the flap 310 is opened, fluid can flow through the flow restrictor 152. This type of flow restrictor may be referred to as a "flap type" flow restrictor or a shut-off valve (check valve).

Med henvisning til figur 4, er en annen utførelsesform av et formasjonsisolasjonssystem 200 illustrert. Komponenter i systemet 200 som er felles med kom-ponentene i systemet 100 har like henvisningstall. I utførelsesformen på figur 4, omfatter isolasjonssystemet 200 ikke en isolasjonspakning (eksempelvis en isolasjonspakning 134 på figur 3). I stedet, er isolasjonssystemet 200 ved sin nedre ende tettende tilknyttet en kompletteringspakning 240 og en kuleventil 260 (eller alternativt, en plugg 270 vist på figur 6B) posisjonert i den innvendige boringen 254 av isolasjonssystemet 200 over de ensrettede strømningsrestriktorene 252 (i stedet for under som vist under på figur 3). Referring to Figure 4, another embodiment of a formation isolation system 200 is illustrated. Components in the system 200 that are common to the components in the system 100 have the same reference numbers. In the embodiment of Figure 4, the insulation system 200 does not include an insulation gasket (for example, an insulation gasket 134 in Figure 3). Instead, the isolation system 200 is sealingly associated at its lower end with a completion gasket 240 and a ball valve 260 (or alternatively, a plug 270 shown in Figure 6B) positioned in the internal bore 254 of the isolation system 200 above the unidirectional flow restrictors 252 (rather than below as shown below in figure 3).

En låsemekanisme 242 brukes for å låse formasjonsisolasjonssystemet 200 til kompletteringspakningen 240. Sandskjermen 138 er fortsatt tilknyttet under kompletteringspakningen 240 nærmest til perforeringer i formasjonen 211. Fluid fra formasjonen 211 strømmer gjennom sandskjermen 138 inn i borehullet 210 og opp i den innvendige boringen 254 av isolasjonssystemet 200. Formasjonsfluid strømmer så gjennom strømningsrestriktorene 252 (252B vist i åpen stilling) og inn i et ringromsområde 250 mellom den ytre veggen og formasjonsisolasjonssystemet 200 og foringsrøret 132. Formasjonsfluid strømmer så inn i produksjonsrø-ret 124 ved hjelp av pumpeenheten 122. A locking mechanism 242 is used to lock the formation isolation system 200 to the completion packing 240. The sand screen 138 is still connected below the completion packing 240 closest to perforations in the formation 211. Fluid from the formation 211 flows through the sand screen 138 into the borehole 210 and up into the internal bore 254 of the isolation system 200 .Formation fluid then flows through the flow restrictors 252 (252B shown in the open position) and into an annulus area 250 between the outer wall and the formation isolation system 200 and the casing 132. Formation fluid then flows into the production tubing 124 by means of the pump unit 122.

Som illustrert, tillater fluidrestriktorene 252 fluid å strømme oppover fra formasjonen 211 til ringromsområdet 250. Imidlertid, hvis den øvre delen av komplet-teringsutstyret fjernes og produksjonsstrømmen stopper, blir trykk fra røret 124 overført inn i ringromsområdet 250 for å sjalte av strømningsrestriktorene 252 (se strømningsrestriktorer 252A). As illustrated, the fluid restrictors 252 allow fluid to flow upward from the formation 211 into the annulus region 250. However, if the upper part of the completion equipment is removed and production flow stops, pressure from the tubing 124 is transferred into the annulus region 250 to shut off the flow restrictors 252 (see flow restrictors 252A).

Nå med henvisning til figurene 7A-7C, der enda en utførelsesform av en strømningsrestriktor 252 er illustrert. I stedet for en restriktor av kuletype (figur 5C) eller en strømningsrestriktor av klafftype (figur 5B), er en strømningsrestriktor av en platetype brukt. Et deksel 350 med en åpning 356 er forbundet med et hus 382 ved hjelp av skruer 354. Under dekselet 350 er en plate 352 som har en lengde som er noe større enn lengden av åpningen for 356 i dekslet 350. Som vist på figur 7B er platen 352 bevegelig i et hulrom eller kammer 362 definert av vegger 360. Hulrommet 362 fører inn til en åpning eller blender 364 som er i forbindelse med den innvendige boringen 380 av huset 382. Referring now to Figures 7A-7C, yet another embodiment of a flow restrictor 252 is illustrated. Instead of a ball-type restrictor (Figure 5C) or a flap-type flow restrictor (Figure 5B), a plate-type flow restrictor is used. A cover 350 with an opening 356 is connected to a housing 382 by means of screws 354. Under the cover 350 is a plate 352 which has a length somewhat greater than the length of the opening for 356 in the cover 350. As shown in Figure 7B is the plate 352 movable in a cavity or chamber 362 defined by walls 360. The cavity 362 leads into an opening or aperture 364 which is in connection with the internal bore 380 of the housing 382.

Strømningsrestriktoren 252 som vist på figurene 7A-7C kan brukes sammen med formasjonsisolasjonssystemet 200 på figur 4, hvor produksjonsstrøm fra formasjonen 211 strømmer inn i boringen 254 av systemet 200 og strømmer ut gjennom strømningsrestriktorene 252. Hvis produksjonsstrømmen stoppes, stenger så trykket i produksjonsrøret 124 som kommuniseres gjennom ringrommet 250 av strømningsrestriktorene 252 ved å dytte platen 352 i hver restriktor 252 inn i tettende inngrep med den samsvarende åpningen eller blenderen 364. Fiuidstrøm i den andre retningen dytter platen 352 vekk fra åpningen 364 for å tillate strøm gjennom restriktoren. The flow restrictor 252 as shown in Figures 7A-7C can be used in conjunction with the formation isolation system 200 of Figure 4, where production stream from the formation 211 flows into the borehole 254 of the system 200 and flows out through the flow restrictors 252. If the production flow is stopped, then the pressure in the production pipe 124 closes as communicated through the annulus 250 of the flow restrictors 252 by pushing the plate 352 in each restrictor 252 into sealing engagement with the corresponding orifice or orifice 364. Fluid flow in the other direction pushes the plate 352 away from the orifice 364 to allow flow through the restrictor.

De mange utførelsesformene av strømningsrestriktorer 152 eller 252 vist på figurene 5B, 5C og 7A-7C kan brukes (med modifikasjoner etter behov) i hvilken som helst av formasjonsisolasjonssystemene 100 eller 200. Imidlertid, trenger iso-lasjonsrestriktorene ikke å tilveiebringe full tetning, ettersom en viss lekkasje kan oppstå gjennom strømningsrestriktorene som diskutert over. Hvis det er ønskelig med en god tetning, kan en strømningsstyringsanordning 400 som vist på figur 8 bli brukt. Strømningsstyringsanordningen 400 omfatter en topprørdel 402 tilknyttet et hus 404. En fjærspindel 406 er bevegelig innrettet innvendig i huset 404. Et fjærkammer 408 er definert mellom en avsmalende seksjon av fjærspindelen 406 og den innvendige veggen av huset 404. En fjær 410 kan være plassert i fjærkammeret 408 for å påføre en oppover rettet kraft (til venstre på diagrammet) på fjærspindel 406. Tetningene 412 og 414 over og under fjærkammeret 408 hindrer fluid i den innvendige boringen 416 av huset 404 fra å bli kommunisert inn i kammeret 408. En port 418 definert i hus 404 kan kommunisere ringromsfluidtrykk inn i fjærkammeret 408. The many embodiments of flow restrictors 152 or 252 shown in Figures 5B, 5C and 7A-7C may be used (with modifications as needed) in any of the formation isolation systems 100 or 200. However, the isolation restrictors need not provide full sealing, as a some leakage may occur through the flow restrictors as discussed above. If a good seal is desired, a flow control device 400 as shown in Figure 8 can be used. The flow control device 400 comprises a top tube part 402 connected to a housing 404. A spring spindle 406 is movably arranged inside the housing 404. A spring chamber 408 is defined between a tapered section of the spring spindle 406 and the inner wall of the housing 404. A spring 410 can be located in the spring chamber 408 to apply an upwardly directed force (left in the diagram) to spring spindle 406. Seals 412 and 414 above and below spring chamber 408 prevent fluid in the internal bore 416 of housing 404 from being communicated into chamber 408. A port 418 defined in housing 404 can communicate annulus fluid pressure into spring chamber 408.

Den nedre enden av fjærspindel 406 er gjengbart forbundet med en strøm-ningsspindel 420. Den ytre overflaten av strømningsspindelen 420 definerer en forsenket seksjon 422 som er tettet på hvilken som helst av sidene ved hjelp av tettinger 423 og 424. En eller flere avstengningsventiler 426, som i den illustrerte utførelsesformen omfatter avstengningsventiler av kuletype, kan være montert i strømningsspindelen 420.1 den illustrerte stillingen, er strømningsveien i hver avstengningsventil 426 innrettet med en samsvarende port 430 i huset 404. En pil som representerer fiuidstrøm indikerer at strømmen kommer fra formasjonen og inn i den ene eller flere porter 430. Dette tillater en kule 432 i hver avstengningsventil av kuletype 426 å bli dyttet vekk fra sitt sete for å tillate fiuidstrøm inn i den innvendige boringen 416. The lower end of spring stem 406 is threadedly connected to a flow stem 420. The outer surface of flow stem 420 defines a recessed section 422 which is sealed on either side by means of seals 423 and 424. One or more shut-off valves 426, which in the illustrated embodiment includes ball-type shut-off valves, may be mounted in flow stem 420.1 the illustrated position, the flow path in each shut-off valve 426 is aligned with a corresponding port 430 in housing 404. An arrow representing fluid flow indicates that the flow is coming from the formation and into the one or more ports 430. This allows a ball 432 in each ball-type shut-off valve 426 to be pushed away from its seat to allow fluid flow into the internal bore 416.

Den nedre enden av strømningsspindelen 420 er forbundet med krage-fingre 434. Kragefingerne 434 er tilpasset for å gå i inngrep med samsvarende profiler 436 definert av et element 438 forbundet med huset 404. The lower end of the flow spindle 420 is connected to collar fingers 434. The collar fingers 434 are adapted to engage with matching profiles 436 defined by an element 438 connected to the housing 404.

Under normal drift, kan produksjonsfluidstrømmen strømme gjennom port 430 og avstengningsventilen 426 inn i den innvendige boringen 416 av strøm-ningsdelsanordningen 400 for kommunikasjon til et produksjonsrør. Imidlertid, og idet fluidstrømmen er stengt, presser fluidtrykk i den innvendige boringen 416 kulen 432 i avstengningsventilen 426 tilbake inn til sitt sete for hovedsakelig å blok-kere fluidstrømning. Imidlertid, kan en viss lekkasje oppstå gjennom avstengningsventilen 426, hvilket kan være uønsket i enkelte applikasjoner. For å tilveiebringe en bedre tetning, kan et forhøyet trykk påføres den innvendige boringen 416 i strømningsstyringsanordningen 400. Når trykket i den innvendige boring overgår ringromsfluidtrykket med en forhåndsbestemt mengde, blir fjærspindelen 406 trykket nedover, og presser sammen fjæren 410. Dette i sin tur beveger strømningsspindelen 420 nedover, hvilket forårsaker at tetningen 424 krysser porten 430 slik at porten 430 isoleres på begge sider av tetninger 423 og 424 båret i stammen 420. Tetningen tilveiebrakt av strømningsspindelen 420 er tilsvarende den som er tilveiebrakt av sleideventiler. Følgelig, kan som brukt her, strømnings-spindelen eller stammen 420 også vises til som en "sleide" som er bevegelig i strømningsstyirngsanordningen 400 for å dekke eller avdekke porten 430. During normal operation, the production fluid stream may flow through port 430 and shut-off valve 426 into the internal bore 416 of the flow subassembly 400 for communication to a production pipe. However, with the fluid flow shut off, fluid pressure in the internal bore 416 pushes the ball 432 of the shut-off valve 426 back into its seat to substantially block fluid flow. However, some leakage may occur through the shut-off valve 426, which may be undesirable in some applications. To provide a better seal, an elevated pressure can be applied to the internal bore 416 of the flow control device 400. When the pressure in the internal bore exceeds the annulus fluid pressure by a predetermined amount, the spring spindle 406 is pushed downward, compressing the spring 410. This in turn moves flow stem 420 down, causing seal 424 to cross port 430 so that port 430 is isolated on both sides by seals 423 and 424 carried in stem 420. The seal provided by flow stem 420 is similar to that provided by slide valves. Accordingly, as used herein, the flow spindle or stem 420 may also be referred to as a "slide" that is movable in the flow control device 400 to cover or uncover the port 430.

For å avdekke porten 430 igjen, kan fiuidstrøm startes i rørboringen (og føl-gelig i den innvendige boringen 416 av strømningsstyringsanordningen 400). Dette kan oppnås i en utførelsesform ved å sette i gang en pumpe (eksempelvis en ESP). Strømning av fluid i rørboringen senker trykket i rørboringen og den indre boringen 416 slik at en trykkforskjell skapes mellom ringromsområdet og den innvendige boringen 416. Ringromstrykket som kommuniseres gjennom porten 418 virker følgelig oppover mot fjærspindelen eller stammen 406 for å bevege fjærspindelen 406 og strømningsspindelen 420 oppover for å innrette avstengningsventilen 426 med porten 430. Dette tillater at fluidtrykk strømmer gjennom porten 430 og avstengningsventilen 426 inn i den innvendige boringen 416. To uncover the port 430 again, fluid flow can be started in the pipe bore (and consequently in the internal bore 416 of the flow control device 400). This can be achieved in one embodiment by starting a pump (for example an ESP). Flow of fluid in the pipe bore lowers the pressure in the pipe bore and the inner bore 416 so that a pressure difference is created between the annulus region and the inner bore 416. The annulus pressure communicated through the port 418 consequently acts upwards against the spring spindle or stem 406 to move the spring spindle 406 and the flow spindle 420 upwards to align shutoff valve 426 with port 430. This allows fluid pressure to flow through port 430 and shutoff valve 426 into internal bore 416.

Fordeler tilbudt av enkelte utførelsesformer i henhold til figurene 3 og 4 kan omfatte følgende. Ved bruk av en inngripsfri mekanisme, kan isolasjonssystemet beskytte formasjonen fra ødeleggelse fra drepefluider under en overhalingsoperasjon. En ytterligere fordel er at den inngripsfrie mekanismen er i stand til å be-grense strømning fra produksjonsrøret til formasjonen hvis pumpen stoppes, eksempelvis, under en overhalingsoperasjon eller av en annen grunn. Fluidtap hind-res når pumpen stoppes og trekkes ut. Den inngrepsfrie mekanismen tilveiebringer en pålitelig og hensiktsmessig måte å gjenoppta formasjonsfluidproduksjon idet pumpen igjen settes i gang. Advantages offered by some embodiments according to Figures 3 and 4 may include the following. Using a non-interventional mechanism, the isolation system can protect the formation from destruction by killing fluids during an overhaul operation. A further advantage is that the intervention-free mechanism is able to limit flow from the production pipe to the formation if the pump is stopped, for example, during an overhaul operation or for some other reason. Fluid loss is prevented when the pump is stopped and withdrawn. The intervention-free mechanism provides a reliable and convenient way to resume formation fluid production as the pump is restarted.

I tillegg, kan en plugg (eksempelvis en kuleventil eller en enkel opphentbar plugg) åpnes og på ny lukkes for å kjøre et interveneringsverktøy gjennom isolasjonssystemet. Ved å bruke kuleventil, unngås anvendelse av en separat tur for å trekke en plugg eller å kjøre en sleide for å holde en isolasjonsventil av klaffetype åpen og så en annen tur for å kjøre tilbake pluggen i hullet eller å kjøre inn for å trekke sleiden ut. Isolasjonssystemet i henhold til enkelte utførelsesformer er for-holdsvis enkelt, pålitelig, og har lav kostnad, ettersom isolasjonssystemet omfatter et relativt lite antall bevegelige deler. In addition, a plug (for example, a ball valve or a simple retrievable plug) can be opened and re-closed to drive an intervention tool through the isolation system. Using a ball valve avoids the use of a separate trip to pull a plug or drive a slide to hold a poppet type isolation valve open and then another trip to drive the plug back into the hole or drive in to pull the slide out . The insulation system according to some embodiments is relatively simple, reliable, and has a low cost, as the insulation system comprises a relatively small number of moving parts.

Strømningsraten kan økes ved rett og slett å tilføre tilleggsstrømnings-restriktorer. Formasjonsisolasjonsenheten kan lett hentes opp for reparasjon om nødvendig. I tillegg, kan isolasjonsenheten lett bli tilpasset for en hvilken som helst kompletteringsstørrelse og type. Ytterligere, kan formasjonsisolasjonssystemet i henhold til enkelte utførelsesformer være mindre følsom for produksjonsavfall eller oppbygning av avleiringer sammenlignet med andre formasjonsisolasjonsanord-ninger. The flow rate can be increased by simply adding additional flow restrictors. The formation isolation unit can be easily retrieved for repair if necessary. In addition, the isolation unit can be easily adapted for any completion size and type. Furthermore, according to some embodiments, the formation isolation system may be less sensitive to production waste or build-up of deposits compared to other formation isolation devices.

Claims

1. An apparatus for use in a borehole (110, 210) passing through a formation (111, 211) comprising: a flow channel (124) capable of receiving fluid flow from the formation (111, 211); and an isolation system (100, 200) connected to the flow channel (124) and comprising: a housing (101) with one or more side ports; and characterized by the wood or several unidirectional flow control devices (152, 252) mounted in the corresponding one or more side ports, where the one or more unidirectional flow control devices (152, 252) are adapted to be opened by fluid flow from the formation (111, 211) and be closed by pressure from a column of fluid in the flow channel (124) when the fluid flow is shut off.

2. Device according to claim 1, further comprising a pump (122) to create fluid flow from the formation (111,211) into the flow channel (124).

3. Device according to claim 2, in which the pump (122) is stopped to stop fluid flow.

4. Device according to claim 1, in which each of the one or more unidirectional flow control devices (152,252) comprises a shut-off valve of the ball valve type.

5. Device according to claim 1, in which each of the one or more unidirectional flow control devices (152,252) comprises a plate-type shut-off valve.

6. Device according to claim 5, wherein the plate-type shut-off valve comprises an orifice (364), a chamber (362) and a plate (352) movable in the chamber (362) to cover and uncover the orifice (364).

7. Device according to claim 1, in which each of the one or more unidirectional flow control devices (152, 252) comprises a shut-off valve of flap type.

8. Device according to claim 1, in which the housing (101) comprises: a tubular housing with an internal bore (154, 254), where the one or more flow control devices (152, 252) are adapted to enable fluid flow between an annular area (150, 250) on the outside of the housing (101) and the housing's internal bore (154,254).

9. Device according to claim 8, wherein each of the one or more flow control devices (152, 252) comprises one or more shut-off valves to control fluid flow through the one or more side ports to or from the internal bore (154, 254), and at least one slide (420) movable by fluid pressure in the internal bore (154, 254) sealingly covering the one or more side ports.

10. Device according to claim 9, wherein the one or more shut-off valves (152, 252) are closed to allow the application of an elevated pressure in the internal bore (154, 254) to move the at least one slide (420).

11. Device according to claim 1, wherein the isolation system (100, 200) comprises a plurality of unidirectional flow control devices (152, 252), and wherein the housing (100, 200) comprises a plurality of side ports.

12. Device according to claim 1, further comprising an isolation valve (160) which is placed downstream in relation to the one or more unidirectional flow control devices (152,252) and which can be activated to an open position, where the isolation valve (160) has a path through which an intervention tool can pass.

13. Device according to claim 12, in which the isolation valve (160) comprises a ball valve.

14. Device according to claim 1, further comprising a removable plug (170) placed downstream in relation to the one or more unidirectional flow control devices (152, 252).

15. The device of claim 1, further comprising an upper completion string adapted to receive fluid flow from the formation (111,211), wherein the fluid pressure is applied to enable removal of the upper completion string.

16. Device according to claim 15, in which a heavy drilling fluid is provided down into the upper completion string to apply the fluid pressure.

17. Device according to claim 15, in which the completion string comprises a pump (122), where the pump (122) is stopped to apply the fluid pressure.

18. Device according to claim 1, in which the formation (111, 211) has a pressure, and in which the fluid column pressure is greater than the formation pressure.

19. Device according to claim 18, further comprising a pump (122) to create a fluid flow from the formation (111,211).

20. Device according to claim 1, wherein the isolation system (100, 200) further comprises a valve (160, 260) provided to control fluid flow through an internal bore (154, 254) in the isolation system (100, 200), wherein the valve ( 160, 260) in its open position provides full-bore access through the internal bore (154, 254), and the valve (160, 260) in its closed position blocks fluid flow through the internal bore (154, 254).

21. Procedure for operating a well (110,210), characterized in that the method comprises: providing an isolation device (100, 200) with a housing (101) with one or more side ports, where the isolation device (100, 200) further has one or more unidirectional flow control devices (152, 252) mounted in the corresponding one or more side ports; generating fluid flow through one or more unidirectional flow devices (152, 252) from a formation (111, 211) into a flow channel (124) during normal operation; and pressurizing the well (110, 210) to close the one or more unidirectional flow devices (152, 252) to isolate the formation (111, 211).

22. Device according to claim 21, wherein applying the pressure comprises introducing a killing fluid into the well (110, 210).

23. Method according to claim 21, in which the application of the pressure comprises providing pressure by means of a fluid column in the flow channel (124).

24. The method of claim 23, further comprising stopping a pump (122) to stop the fluid flow to enable the fluid column pressure to close the one or more unidirectional flow devices (152, 252).

25. Method according to claim 24, in which providing the fluid column pressure comprises providing a pressure greater than the formation pressure (111, 211).

26. Method according to claim 21, further comprising removing an upper completion string during an overhaul operation and leaving the isolation device (100, 200) in the well (110, 210).

27. Method according to claim 26, further comprising automatically closing the isolation device (100, 200) in response to a part of the completion string being withdrawn from a well (110, 210).

28. Method according to claim 26, further comprising opening a valve (160) located downstream in relation to one or more unidirectional flow devices (152, 252) and introducing the intervention tool through a bore in the valve.

29. Method according to claim 26, further comprising removing a plug (170) located downstream of the one or more unidirectional flow devices (152, 252) and introducing the intervention tool after removing the plug (170).