NO327168B1

NO327168B1 - Insulation assembly for use in a well

Info

Publication number: NO327168B1
Application number: NO20025105A
Authority: NO
Inventors: Diana L Orzechowski; Patrick W Bixenman; Ii James A Pramann
Original assignee: Schlumberger Holdings
Priority date: 2001-10-26
Filing date: 2002-10-24
Publication date: 2009-05-04
Also published as: NO20025105D0; NO20025105L

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører feltet kompletteringer. Mer bestemt vedrører oppfinnelsen en innretning og en fremgangsmåte til en komplettering av en brønn ved bruk av en innvendig kompletteringsstreng. The present invention relates to the field of complements. More specifically, the invention relates to a device and a method for completing a well using an internal completion string.

US 6257332 beskriver et system som inkluderer en sensor og en styreanordning anbrakt i brønnen, et kontrollsystem anbrakt på overflaten, en kontinuerlig rørstreng som strekker seg ned i brønnen, og en leder anbrakt på den kontinuerlige rørstrengen. Lederen forbinder sensoren og styreanordningen til overflatekontrollsystemet for å tillate dette å overvåke nedihullsbetingelser og for å drifte styreanordningen som svar på nedihullsbetingelser. En annen leder kan også tilveiebringes langs den kontinuerlige rørstrengen for å lede kraft fra en strømforsyning på overflaten til styreanordningen. Lederne er foretrukket anbrakt i veggen til den kontinuerlige rørstrengen og kan være en elektrisk leder, optiske fibere, og/eller hydrauliske ledninger. Styreanordningen er foretrukket ustyrt med en sensor som verifiserer driften og status til anordningen og tilveiebringer verifiseringen til overflateprosessoren via lederen. Styreanordningene kan omfatte ventiler, glidehylser, chokes, filtre, pakninger og pumper. Systemet kan installeres gjennom produksjonsrøret til eksisterende brønner. US 6257332 describes a system that includes a sensor and a control device placed in the well, a control system placed on the surface, a continuous pipe string extending down the well, and a conductor placed on the continuous pipe string. The conductor connects the sensor and control device to the surface control system to allow it to monitor downhole conditions and to operate the control device in response to downhole conditions. Another conductor may also be provided along the continuous tube string to conduct power from a surface power supply to the control device. The conductors are preferably placed in the wall of the continuous pipe string and can be an electrical conductor, optical fibers, and/or hydraulic lines. The control device is preferably uncontrolled with a sensor that verifies the operation and status of the device and provides the verification to the surface processor via the conductor. The control devices may include valves, sliding sleeves, chokes, filters, gaskets and pumps. The system can be installed through the production pipe of existing wells.

US 5808192 lærer et arrangement for kontinuerlig innsamling av nedihulls-informasjon fra en olje- eller gass-produserende brønn som omfatter et røropp-heng opphengt i produksjonsrøret over dets termiske ekspansjonsledd og nær produksjonspakningen. Et rør opphengt i hengeren strekker seg ned i produksjonssonene i brønnen. Røret bærer instrumenter for kontinuerlig overvåkning av lokale brønnforhold, idet instrumentsignalene bringes til toppen av brønnen gjennom instrumentkabler som går langs røret, gjennom hengeren og videre opp langs produksjonsrøret. Røret bærer også glideventiler som kan styres gjennom styreledninger og pakninger som følger langs banen til instrumentkablene. Disse glideventilene og pakningen tillater separat testing av individuelle produksjonssoner i brønnen. US 5808192 teaches an arrangement for continuously collecting downhole information from an oil or gas producing well comprising a tubing hanger suspended in the production tubing above its thermal expansion joint and close to the production packing. A pipe suspended in the hanger extends down into the production zones of the well. The pipe carries instruments for continuous monitoring of local well conditions, as the instrument signals are brought to the top of the well through instrument cables that run along the pipe, through the hanger and further up the production pipe. The tube also carries slide valves that can be controlled through control lines and gaskets that follow the path of the instrument cables. These slide valves and packing allow separate testing of individual production zones in the well.

US 5875852 angår en fremgangsmåte og tilknyttet apparat som tilveiebringer forbedret sikkerhet i undergrunnsbrønn-kompletteringer samtidig som andre produksjonsforhold kan adresseres effektivt og kostnadseffektivt. I en utførelsesform benytter en metode for å produsere en undergrunnsbrønn en isolasjonspakning som har et indre rør gjennom hvilket fluidoverføringslinjer og elektriske transmisjonslinjer på en praktisk måte kan installeres. En konfigurasjon av pakningen tillater at en overflatekontrollert sikkerhetsventil anbrakt under overflaten, en fluidegenskapssensor, injeksjonsdeler osv. blir installert under pakningen med de forskjellige ledningene som skal brukes anbrakt aksialt gjennom det indre røret. US 5875852 relates to a method and associated apparatus which provides improved safety in underground well completions while other production conditions can be addressed effectively and cost effectively. In one embodiment, a method of producing an underground well utilizes an insulation pack having an inner tube through which fluid transmission lines and electrical transmission lines can be conveniently installed. One configuration of the gasket allows a surface controlled safety valve located below the surface, a fluid property sensor, injection parts, etc. to be installed below the gasket with the various lines to be used located axially through the inner tube.

Oljeselskaper forbedrer hele tiden sine utvinningssystemer for å produsere olje og gass mer effektivt og økonomisk fra kilder som stadig blir vanskeligere å utvinne, uten at dette skal øke kostnaden til forbrukeren i vesentlig grad. En relativt nylig utvikling for å øke produksjonen, er bruken av intelligente kompletteringer. Intelligente kompletteringer inkluderer generelt nedihulls overvåkningsinnretning og kontrollinnretninger som er fjernaktuerbare fra overflaten. Intelligente kompletteringer såvel som andre typer kompletteringer krever bruk av kontrolledninger (eksempelvis elektriske, fiberoptiske og hydrauliske ledninger og kombinasjoner av disse) som strekker seg gjennom brønnen til utstyr som er posisjonert i denne. Ruting av kontrolledningene er ofte et tema ved mange kompletteringer. Ved sandkontrollkompletteringer blir f.eks. kontrolledningen typisk kjørt sammen med sandskjermene, som deretter blir gruspakket. Når produksjonsstrengen kjøres og stikkes inn i mottakeren med polert boring (polished bore respectable, PBR) i sandskjerm-kompletteringen, må kontrolledningene som er installert sammen med sandkontrollutstyret forbindes til overflaten. Denne forbindelsen gjøres generelt med en våt forbindelse, hvilket generelt anses som uønsket. Oil companies are constantly improving their extraction systems to produce oil and gas more efficiently and economically from sources that are becoming increasingly difficult to extract, without this increasing the cost to the consumer to a significant extent. A relatively recent development to increase production is the use of intelligent completions. Intelligent completions generally include downhole monitoring and control devices that are remotely actuated from the surface. Intelligent completions as well as other types of completions require the use of control lines (for example electrical, fiber optic and hydraulic lines and combinations of these) that extend through the well to equipment positioned therein. Routing the control cables is often a topic for many completions. For sand control completions, e.g. the control line is typically run together with the sand screens, which are then packed with gravel. When the production string is run and inserted into the polished bore respectable (PBR) receiver in the sand screen completion, the control lines installed with the sand control equipment must be connected to the surface. This connection is generally done with a wet connection, which is generally considered undesirable.

I tillegg, så snart sandkontrollkompletteringen er gruspakket i brønnen, er den meget vanskelig eller umulig å fjerne. Utstyr som installeres i sandkontrollkompletteringen kan følgelig generelt ikke lett byttes ut. Additionally, once the sand control completion is gravel-packed in the well, it is very difficult or impossible to remove. Consequently, equipment installed in the sand control completion cannot generally be easily replaced.

Ved sandkontrollkompletteringer som har flere soner, er det ønskelig å sep-arere produksjonen fra og injeksjonen inn i de forskjellige sonene. In the case of sand control completions that have several zones, it is desirable to separate the production from and the injection into the different zones.

Det er også et behov for utbedringskompletteringer inne i allerede eksisterende kompletteringer, eller som en ekstra mulighet for nye kompletteringer. There is also a need for improvement completions within already existing completions, or as an additional opportunity for new completions.

I henhold til et første aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en isolasjons-sammenstilling til bruk i en brønn, der brønnen har en brønnboring som skjærer en formasjon, idet brønnboringen har en ytre komplettering. Sammenstillingen er kjennetegnet ved at den omfatter: en øvre tetning som har et legeme som definerer en produksjonspassasje forskjøvet fra senterlinjen til legemet og som danner en side av legemet tykkere enn den gjenværende delen av legemet, og en kontrolledningspassasje dannet gjennom den tykkere delen, idet den øvre tetningen er i tettende inngrep med den ytre komplettering; According to a first aspect, the present invention provides an isolation assembly for use in a well, where the well has a wellbore intersecting a formation, the wellbore having an outer completion. The assembly is characterized by comprising: an upper seal having a body defining a production passage offset from the centerline of the body and forming a side of the body thicker than the remainder of the body, and a control conduit passage formed through the thicker portion, the upper seal is in sealing engagement with the outer complement;

en nedre tetning med en produksjonspassasje, i det den nedre tetning er i tettende inngrep med den ytre komplettering; a lower seal with a production passage, in that the lower seal is in sealing engagement with the outer completion;

et rør som strekker seg gjennom den øvre tetningspassasjen og den nedre tetningspassasjen; a tube extending through the upper seal passage and the lower seal passage;

en ventil forbundet med røret mellom den øvre og den nedre tetning og som er i stand til å styre fluidstrømmen mellom røret og utenfor røret: og a valve connected to the pipe between the upper and lower seals and capable of controlling fluid flow between the pipe and outside the pipe: and

en kontrolledning som strekker seg gjennom kontrolledningspassasjen i den øvre tetning og som er forbundet med ventilen. a control line extending through the control line passage in the upper seal and connected to the valve.

Ifølge en utførelse tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse generelt en sandkontrollkomplettering hvor en innvendig komplettering kjøres inn i en sandskjerm. Den innvendige komplettering omfatter strømningskontrollutstyr såvel som kontrolledningen til overflaten. Andre utførelsesformer fremgår av de uselvstendige krav. According to one embodiment, the present invention generally provides a sand control completion where an internal completion is driven into a sand screen. The internal complement includes flow control equipment as well as the control line to the surface. Other embodiments appear from the independent claims.

Andre trekk og utførelser vil fremgå av den følgende beskrivelse, tegning-ene og kravene. Other features and designs will appear from the following description, the drawings and the requirements.

Hvordan disse hensiktene og andre ønskede karakteristika kan oppnås, er forklart i den følgende beskrivelse og de ledsagende tegninger, hvor: fig. 1 viser en utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor det vises flere soner, How these purposes and other desired characteristics can be achieved is explained in the following description and the accompanying drawings, where: fig. 1 shows an embodiment of the present invention, where several zones are shown,

fig. 2 viser et forstørret parti av den foreliggende oppfinnelse på fig. 1, fig. 2 shows an enlarged part of the present invention in fig. 1,

fig. 3 viser en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, fig. 3 shows an alternative embodiment of the present invention,

fig. 4 er et enderiss av en utførelse av en tetningssammenstilling ifølge den foreliggende oppfinnelse, fig. 4 is an end view of an embodiment of a seal assembly according to the present invention,

fig. 5 viser et tverrsnitt sett fra siden av en utførelse av en tetningssammenstilling ifølge den foreliggende oppfinnelse, fig. 5 shows a cross-section seen from the side of an embodiment of a sealing assembly according to the present invention,

fig. 6 viser en alternativ utførelse av den foreliggende oppfinnelse, fig. 6 shows an alternative embodiment of the present invention,

fig. 7 viser en alternativ utførelse hvor en PBR er posisjonert mellom en skjerm og en sirkulasjonsventil. fig. 7 shows an alternative embodiment where a PBR is positioned between a screen and a circulation valve.

Det skal imidlertid forstås at de vedheftede tegninger kun viser typiske ut-førelser av denne oppfinnelsen, og at de derfor ikke skal anses som begrensende for dens omfang, idet oppfinnelsen kan ha andre like virksomme utførelser. However, it should be understood that the attached drawings only show typical embodiments of this invention, and that they should therefore not be considered as limiting its scope, as the invention may have other equally effective embodiments.

I den følgende beskrivelse er det angitt tallrike detaljer for å tilveiebringe en forståelse av den foreliggende oppfinnelse. Det vil imidlertid forstås av fagpersoner innen området at den foreliggende oppfinnelse kan praktiseres uten disse detaljene, og at tallrike varianter eller modifikasjoner fra de beskrevne utførelser, kan være mulig. In the following description, numerous details are set forth to provide an understanding of the present invention. However, it will be understood by those skilled in the field that the present invention can be practiced without these details, and that numerous variants or modifications from the described embodiments may be possible.

Selv om figurene viser oppfinnelsen brukt i en flersone-komplettering, kan den foreliggende oppfinnelse brukes i en enkeltsone-komplettering. Videre kan den foreliggende oppfinnelse anvendes i enkelte av sonene (eksempelvis en av sonene) i en flersone-komplettering, hvis dette er ønskelig. Although the figures show the invention used in a multi-zone completion, the present invention can be used in a single-zone completion. Furthermore, the present invention can be used in some of the zones (for example one of the zones) in a multi-zone completion, if this is desired.

Med henvisning til fig. 1, strekker en brønn 2 som har et foringsrør 4 seg gjennom en flerhet av perforerte soner 6. Hver sone er komplettert med en sandskjerm-komplettering 10. Sandskjerm-kompletteringen 10 kan være som vist, eller det kan brukes andre sandskjerm-kompletteringsmetoder og utstyr. I den viste utførelse omfatter sandskjerm-kompletteringen 10 en sumppakning 12 som har en mottaker 14 med polert boring (polished bore receptacle, PBR). Merk at PBR 30 kan være inkorporert i en separat del i kompletteringen. Av hensyn til enkelhet ved omtalen er den imidlertid her generelt beskrevet som festet til eller en del av pakningen. Sumppakningen 12 er plassert og satt i brønnen nedenfor en sone 6. En sandskjerm-sammenstilling 16, omfattende en sandskjerm 18 og en tetningssammenstilling 20 ved sin nedre ende, er festet til den nedre ende av en pakning 22. Sandskjerm-sammenstillingen 16 er posisjonert i brønnen med tetningssammenstillingen 20 i tettende inngrep med PBR 14 i sumppakningen 12. Pakningen 22 i sandskjerm-sammenstillingen 16, som også har en PBR 14, er satt, hvilket isolerer den tilhørende sone 6 mellom pakningene 12, 22. With reference to fig. 1, a well 2 having a casing 4 extends through a plurality of perforated zones 6. Each zone is completed with a sand screen completion 10. The sand screen completion 10 may be as shown, or other sand screen completion methods and equipment may be used . In the embodiment shown, the sand screen completion 10 comprises a sump seal 12 which has a receiver 14 with a polished bore (polished bore receptacle, PBR). Note that PBR 30 may be incorporated in a separate part of the supplement. However, for the sake of simplicity in the discussion, it is generally described here as being attached to or part of the packing. The sump packing 12 is positioned and set in the well below a zone 6. A sand screen assembly 16, comprising a sand screen 18 and a seal assembly 20 at its lower end, is attached to the lower end of a packing 22. The sand screen assembly 16 is positioned in the well with the seal assembly 20 in sealing engagement with the PBR 14 in the sump packing 12. The packing 22 in the sand shield assembly 16, which also has a PBR 14, is set, which isolates the associated zone 6 between the packings 12, 22.

Om ønskelig kjøres en servicestreng (ikke vist) inn i brønnen, og sonen 16 gruspakkes ved enhver ønsket fremgangsmåte. US-patent nr. 6.220.353, utstedt 24. april 2001, omtaler en gruspakke-prosedyre og tilhørende verktøy, og inkorporeres herved ved denne referanse. Andre fremgangsmåter til gruspakking av sonen 6 er kjent og kan brukes sammen med den foreliggende oppfinnelse. If desired, a service string (not shown) is run into the well, and the zone 16 is packed with gravel by any desired method. US Patent No. 6,220,353, issued April 24, 2001, discloses a gravel pack procedure and associated tools, and is hereby incorporated by this reference. Other methods for gravel packing the zone 6 are known and can be used together with the present invention.

Hvis brønnen har flere soner, kan de også kompletteres som beskrevet ovenfor. For eksempel stikkes tetningssammenstillingen 20 i en annen sandskjerm-sammenstilling 16 inn i PBR 14 i den forrige installerte sandskjerm-sammenstilling 16. Så snart pakningssammenstillingen 22 i den annen sandskjerm-sammenstilling 16 er satt, isolerer pakningene 22 i de to sandskjermsammenstillingene 16 den ytterligere, øvre sone. Den annen sone kan deretter gruspakkes. Ytterligere soner kan kompletteres på samme måte. If the well has several zones, they can also be completed as described above. For example, the seal assembly 20 of another sand screen assembly 16 is inserted into the PBR 14 of the previously installed sand screen assembly 16. Once the gasket assembly 22 of the second sand screen assembly 16 is set, the gaskets 22 of the two sand screen assemblies 16 further isolate it, upper zone. The second zone can then be packed with gravel. Additional zones can be completed in the same way.

I en alternativ utførelse kan en sandskjerm-komplettering 10 i en brønn med flere soner, kompletteres som beskrevet i US-patentsøknad serienummer 09/631.859, innlevert 3. august 2000, som ved denne referanse herved inkorporeres. I denne utførelsen oppnås gruspakkingen ved hjelp av gjennomgående rør, slik at alt utstyret for sandskjerm-kompletteringen 10 for alle sonene kan installeres før gruspakkeoperasjonen utføres. Tilsvarende kan en sandskjerm-komplettering 10 for en brønn med flere soner kompletteres som beskrevet i US-patent nummer 6.311.772, utstedt 6. november 2001, som ved denne referanse herved inkorporeres, eller den kan kompletteres på andre kjente måter. In an alternative embodiment, a sand screen completion 10 in a well with several zones can be completed as described in US patent application serial number 09/631,859, filed August 3, 2000, which is hereby incorporated by this reference. In this embodiment, the gravel packing is achieved by means of continuous pipes, so that all the equipment for the sand screen completion 10 for all zones can be installed before the gravel packing operation is carried out. Similarly, a sand screen completion 10 for a well with several zones can be completed as described in US patent number 6,311,772, issued November 6, 2001, which is hereby incorporated by this reference, or it can be completed in other known ways.

Ovenfor og nedenfor hver av sandskjermene 18 er det en innvendig Above and below each of the sand screens 18 there is an internal one

PBR 30. Merk at, istedenfor å tilveiebringe innvendige PBR'er 30 ovenfor og nedenfor hver sandskjerm 18 i hver sandskjermsammenstilling 16 i en brønn 2 med flere soner, kan hver sandskjermsammenstilling 16 ha en innvendig PBR 30 nedenfor sandskjermen 18. Den samlede komplettering har imidlertid minst én PBR 30 mellom sonene i brønnen. Den innvendige PBR 30 i de to sandskjermsammenstillinger 16 tilveiebringer isolasjon av den nederste av de to sandskjermsammenstillinger 16. Den øverste sandskjermsammenstillingen 16 i sandkontrollkompletteringen 10 vil da ha en innvendig PBR 30 over sin sandskjerm 18 for å sørge for isolasjon av den øverste sone. Bruken av en øvre og en nedre innvendig PBR 30 i hver sandskjermsammenstilling 16 tilveiebringer imidlertid en ekstra tetning og et mer pålitelig system. Sandskjermsammenstillingene 16 har generelt en sirkulasjonsventil 32 (fig. 7) over sandskjermen 18, hvilken brukes under gruspakking. Den øvre, innvendige PBR 30 tilveiebringer ekstra pålitelighet i tilfelle av lekkasje i sirkulasjonsventilen. Hvis en PBR 30 plasseres mellom sirkulasjonsventilen og sandskjermen 18, isoleres sirkulasjonsventilen fra produksjonen ved hjelp av PBR 30 så snart en komplettering 40 (omtalt nedenfor) settes på plass. PBR 30. Note that, instead of providing internal PBRs 30 above and below each sand screen 18 in each sand screen assembly 16 in a multi-zone well 2, each sand screen assembly 16 may have an internal PBR 30 below the sand screen 18. However, the overall completion has at least one PBR 30 between the zones in the well. The internal PBR 30 in the two sand screen assemblies 16 provides isolation of the lower of the two sand screen assemblies 16. The top sand screen assembly 16 in the sand control completion 10 will then have an internal PBR 30 above its sand screen 18 to provide isolation of the uppermost zone. However, the use of an upper and a lower inner PBR 30 in each sand screen assembly 16 provides an additional seal and a more reliable system. The sand screen assemblies 16 generally have a circulation valve 32 (Fig. 7) above the sand screen 18, which is used during gravel packing. The upper, internal PBR 30 provides extra reliability in case of leakage in the circulation valve. If a PBR 30 is placed between the circulation valve and the sand screen 18, the circulation valve is isolated from production by means of the PBR 30 as soon as a completion 40 (discussed below) is put in place.

En komplettering 40 som er kjørt inn i brønnen 2 er innsatt i sandskjerm-kompletteringen 10. Tetningssammenstillinger42 i kompletteringen 40 sitter sammen med de innvendige PBR'er 30 for å isolere den eller de tilhørende soner. Strømning som kommer inn i ringrommet dannet mellom sandskjermen 18 og kompletteringen 40 reguleres med ventiler 44 i kompletteringen 40. Tetningssammenstillingene 42 og de innvendige PBR'er 30 sørger for regulering av strømningen gjennom ventilene 44. Kontrolledninger 46 strekker seg langs kompletteringen 40, gjennom tetningssammenstillingene 42, for å gi kraft og telemetri til ventilene 44 eller annet utstyr i brønnen 2. A completion 40 which has been driven into the well 2 is inserted into the sand screen completion 10. Seal assemblies 42 in the completion 40 sit together with the internal PBRs 30 to isolate the associated zone or zones. Flow entering the annulus formed between the sand shield 18 and the completion 40 is regulated by valves 44 in the completion 40. The seal assemblies 42 and the internal PBRs 30 provide for regulation of the flow through the valves 44. Control lines 46 extend along the completion 40, through the seal assemblies 42 , to provide power and telemetry to the valves 44 or other equipment in the well 2.

I den viste utførelse omfatter kompletteringen 40 et produksjonsrør 50 (eller en strømningskanal (conduit)) som strekker seg til overflaten i brønnen 2. En sikkerhetsventil 52 og en pakning 54 er posisjonert i brønnen 2 rundt produksjons-røret 50 over sandkontrollkompletteringen 10. En tetningssammenstilling 42 som er festet til produksjonsrøret 50 sitter sammen med den øvre innvendige PBR 30. Nedenfor tetningssammenstillingen 42 er det en kontrollventil 44. En tetningssammenstilling 42 nedenfor kontrollventilen 44 sitter sammen med den innvendige PBR 30 nedenfor sandskjermen 18 i den tilhørende sone 6, for å isolere sonen. Tetningssammenstillingene 42 ovenfor og nedenfor en kontrollventil 44 og utstyret derimellom benevnes samlet en isolasjonssammenstilling 56. Fig. 2 viser en isolasjonssammenstilling 56. Selv om den her primært er beskrevet som at den isolerer en enkelt sone 6, kan en isolasjonssammenstilling 56 strekke seg over mer enn én sone 6, hvis dette er ønskelig. In the illustrated embodiment, the completion 40 comprises a production pipe 50 (or a flow channel (conduit)) that extends to the surface in the well 2. A safety valve 52 and a gasket 54 are positioned in the well 2 around the production pipe 50 above the sand control completion 10. A seal assembly 42 which is attached to the production pipe 50 sits together with the upper inner PBR 30. Below the seal assembly 42 there is a control valve 44. A seal assembly 42 below the control valve 44 sits together with the inner PBR 30 below the sand screen 18 in the associated zone 6, to isolate the zone. The seal assemblies 42 above and below a control valve 44 and the equipment therebetween are collectively referred to as an isolation assembly 56. Fig. 2 shows an isolation assembly 56. Although it is primarily described here as isolating a single zone 6, an isolation assembly 56 may extend over more than one zone 6, if this is desired.

En kontrolledning 46 går fra ventilen 44 og gjennom tetningssammenstillingen 42 til en posisjon ovenfor sandkontrollkompletteringen 10. Kontrolledningen 46 går vanligvis til overflaten, men kan gå til en nedihulls kontroller, en kraftforsyn-ing, eller telemetriutstyr, så som en induktiv kopler eller en akustisk sender. Eks-empler på kontrolledninger 46 er elektriske, hydrauliske, fiberoptiske, eller kombinasjoner av disse. Annet utstyr kan også være anordnet i isolasjonssammenstillingen 56 eller et isolert parti som krever at det går en kontrolledning 46 til denne. For eksempel kan kompletteringen 40 ha intelligente kompletteringsinnretninger så som måleinstrumenter, sensorer, ventiler, samplingsinnretninger, temperatursensorer, trykksensorer, strømningsmengde-måleinnretninger, olje/vann/gass-forholds-måleinnretninger, avleiringsdetektorer, aktuatorer, låser, utløsningsmekanismer, utstyrssensorer (eksempelvis vibrasjonssensorer), sanddetekteringssensorer, vanndetekteringssensorer, dataregistratorer, viskositetssensorer, tetthetssensorer, boblepunktsensorer, sammensetningssensorer, resistivitetsmønsterinnretninger og -sensorer, akustiske innretninger og sensorer, andre telemetriinnretninger, nær-infrarøde sensorer, gammastråledetektorer, H2S-detektorer, C02-detektorer, nedihulls hukommelsesenheter, nedihulls kontrollere, lokaliseringsinnretninger, og andre nedihulls innretninger. I tillegg kan kontrolledningen 46 i seg selv omfatte en intelligent kompletteringsinnretning, eksempelvis en fiberoptisk ledning som tilveiebringer funksjonalitet, så som temperaturmåling, trykkmåling og lignende. I et eksempel tilveiebringer den fiberoptiske ledning en fordelt temperaturfunk-sjonalitet, slik at temperaturen langs lengden av den fiberoptiske ledning kan bestemmes. Kontrolledningen 46 for slikt utstyr ville også gå gjennom tetningssammenstillingen 42. A control line 46 runs from the valve 44 and through the seal assembly 42 to a position above the sand control completion 10. The control line 46 usually goes to the surface, but may go to a downhole controller, a power supply, or telemetry equipment, such as an inductive coupler or an acoustic transmitter . Examples of control lines 46 are electrical, hydraulic, fiber optic, or combinations thereof. Other equipment can also be arranged in the insulation assembly 56 or an insulated part that requires a control line 46 to run to this. For example, the completion 40 may have intelligent completion devices such as measuring instruments, sensors, valves, sampling devices, temperature sensors, pressure sensors, flow rate measuring devices, oil/water/gas ratio measuring devices, deposit detectors, actuators, locks, release mechanisms, equipment sensors (for example, vibration sensors), sand detection sensors, water detection sensors, data loggers, viscosity sensors, density sensors, bubble point sensors, composition sensors, resistivity pattern devices and sensors, acoustic devices and sensors, other telemetry devices, near infrared sensors, gamma ray detectors, H2S detectors, C02 detectors, downhole memory devices, downhole controllers, locating devices, and other downhole devices. In addition, the control line 46 can itself comprise an intelligent completion device, for example a fiber optic line which provides functionality, such as temperature measurement, pressure measurement and the like. In one example, the fiber optic cable provides a distributed temperature functionality, so that the temperature along the length of the fiber optic cable can be determined. The control line 46 for such equipment would also pass through the seal assembly 42.

I en brønn med flere soner, så som den som er vist på fig. 1, har kompletteringen 40 om ønskelig ytterligere isolasjonssammenstillinger 56 som korresponderer med tilhørende soner 6. In a well with several zones, such as that shown in fig. 1, the completion 40 has, if desired, additional insulation assemblies 56 that correspond to associated zones 6.

I en utførelse sikrer en lokaliseringsinnretning 60 korrekt innretting mellom kompletteringen 40 og sandkontrollkompletteringen 10. Et eksempel på en lokaliseringsinnretning er vist på fig. 1.1 dette eksemplet lander bunnen 62 av kompletteringen 40 på en skulder 64 som er forbundet til en nedre ende av sandkontrollkompletteringen 10.1 dette eksemplet er skulderen 64 posisjonert nedenfor sumppakningen 12. Tallrike andre typer av lokaliseringsinnretninger kan brukes. In one embodiment, a locating device 60 ensures correct alignment between the completion 40 and the sand control completion 10. An example of a locating device is shown in fig. 1.1 this example the bottom 62 of the completion 40 lands on a shoulder 64 which is connected to a lower end of the sand control completion 10.1 this example the shoulder 64 is positioned below the sump packing 12. Numerous other types of locating devices may be used.

Fig. 4 og 5 viser en mer detaljert illustrasjon av tetningssammenstillingen 42.1 mange tilfeller er de radiale begrensninger ved plassering av en komplettering 40 inne i sandkontrollkompletteringen 10 strenge. For å lette plassering av kontrolledningene 46 i den radialt begrensede plassen, kan tetningssammenstillingen 42 være eksentrisk med den primære produksjonspassasje 66 forskjøvet fra senterlinjen i tetningssammenstillingen 42. Et eksentrisk arrangement gir en relativt tykkere side som kontrolledningen(e) 46 kan gå gjennom. Kontrolledningene 46 går gjennom kontrolledningspassasjene som er anordnet i tetningssammenstillingens 42 hoveddel. Figs. 4 and 5 show a more detailed illustration of the seal assembly 42. In many cases, the radial limitations when placing a completion 40 inside the sand control completion 10 are severe. To facilitate placement of the control leads 46 in the radially confined space, the seal assembly 42 may be eccentric with the primary production passage 66 offset from the centerline of the seal assembly 42. An eccentric arrangement provides a relatively thicker side through which the control lead(s) 46 can pass. The control lines 46 pass through the control line passages arranged in the main part of the seal assembly 42.

I en annen utførelse, vist på fig. 3, brukes kompletteringen 40 sammen med en allerede eksisterende komplettering 70 for å tilveiebringe et utbedringssystem. Som et eksempel er en komplettering 70, som beskrevet i US-patentsøknad nr. 09/732.134, innlevert 7. desember 2000, som herved inkorporeres ved denne referanse, anordnet i en brønn 2. I en utførelse har kompletteringen 70 en sandskjerm 18 med en gruspakning. Et hovedrør 72 i sandskjermen 18 er uperforert og avgrenser et strømningsringrom 74 mellom sandskjermen 18 og hovedrøret 72. Ringrommet står i forbindelse med en strømningskontrollventil 44 som regulerer strømmen fra ringrommet 74 inn i produksjonsstrengen 50. In another embodiment, shown in fig. 3, the complement 40 is used together with an already existing complement 70 to provide a remedial system. As an example, a completion 70, as described in US Patent Application No. 09/732,134, filed December 7, 2000, which is hereby incorporated by this reference, is disposed in a well 2. In one embodiment, the completion 70 has a sand screen 18 with a gravel packing. A main pipe 72 in the sand screen 18 is unperforated and defines a flow annulus 74 between the sand screen 18 and the main pipe 72. The annulus is connected to a flow control valve 44 which regulates the flow from the annulus 74 into the production string 50.

I den foreliggende utførelse omfatter kompletteringen 70 videre et par innvendige PBR'er 30 som isolerer innløpet til produksjonsrøret (dvs. ventilens 44 port). For eksempel kan en innvendig PBR 30 være plassert nedenfor ventilen 44 og ovenfor sandskjermen 18. På denne måte, hvis ventilen 44 svikter, kan den låses i åpen stilling og en innvendig komplettering 40 kan kjøres inn i kompletteringen 70. Som i den tidligere beskrevne utførelse, kan tetningssammenstillingene 42 i kompletteringen 40 sitte sammen med de innvendige PBR'erfor å isolere den innkommende strømmen, som deretter kan reguleres med ventilen 44 i den innvendige komplettering 40. Dette systemet vil virke i andre situasjoner hvor det er et bestemt innstrømningsområde inn i produksjonsrøret, og det er ønskelig med en innvendig komplettering 40 for å regulere strømmen derigjennom, så som i tilfellet av utbedring. In the present embodiment, the completion 70 further comprises a pair of internal PBRs 30 which isolate the inlet to the production pipe (ie the valve's 44 port). For example, an internal PBR 30 can be located below the valve 44 and above the sand screen 18. In this way, if the valve 44 fails, it can be locked in the open position and an internal completion 40 can be driven into the completion 70. As in the previously described embodiment , the seal assemblies 42 in the completion 40 can sit with the internal PBRs to isolate the incoming flow, which can then be regulated with the valve 44 in the internal completion 40. This system will work in other situations where there is a defined inflow area into the production pipe , and it is desirable to have an internal addition 40 to regulate the flow through it, as in the case of improvement.

Selv om den isolasjon som her er beskrevet skjer ved bruk av PBR'er og tetningssammenstillinger, kan andre typer isolasjonsinnretninger, så som pakninger og kopp-pakninger, brukes. I en utførelse kan en innvendig komplettering 40 ifølge den foreliggende oppfinnelse, brukes i en allerede eksisterende komplettering som ikke haren PBR. I denne utførelse bruker den innvendige komplettering innvendige pakninger 80 til å isolere mellom de forskjellige sonene. På denne måte kan det tilveiebringes en intelligent komplettering i en eksisterende brønn. Fig. 6 viser et eksempel på denne utførelse. På fig. 6 omfatter den allerede eksisterende komplettering en øvre pakning 22, en sandskjerm 18 i hver av sonene, og en pakning 22 som isolerer de to sonene. Den innvendige komplettering 40 omfatter en ventil 44 for hver av sonene og innvendige pakninger 80 for isolasjon av ventilene 44 fra hverandre. De innvendige pakningene 22 tetter mellom den innvendige strengen 82 og den allerede eksisterende komplettering. De innvendige pakningene 22 og ventilene 44 er slik posisjonert i brønnen, at strømningen fra hver av skjermene eller sonene er isolert fra strømningen fra andre skjermer eller soner (selv om en ventil om ønskelig kan brukes for flere soner). En kontrolledning 46 kan gå fra overflaten eller fra en nedihulls kontroller til hver av ventilene 44, slik at ventilens posisjon kan styres. Andre intelligente kompletteringsinnretninger kan også plasseres i den innvendige komplettering 40. Kontrolledningen 46 kan gå gjennom omløpsledninger i de innvendige pakninger 80, som kan være eksentriske for å tilveiebringe ekstra område for gjennomføring av kontrolledningene 46. Although the isolation described herein occurs using PBRs and seal assemblies, other types of isolation devices such as gaskets and cup-gaskets may be used. In one embodiment, an internal complement 40 according to the present invention can be used in an already existing complement that does not have PBR. In this embodiment, the internal completion uses internal gaskets 80 to insulate between the various zones. In this way, an intelligent completion can be provided in an existing well. Fig. 6 shows an example of this embodiment. In fig. 6, the already existing addition comprises an upper seal 22, a sand shield 18 in each of the zones, and a seal 22 which isolates the two zones. The internal completion 40 comprises a valve 44 for each of the zones and internal gaskets 80 for isolating the valves 44 from each other. The internal seals 22 seal between the internal string 82 and the already existing completion. The internal seals 22 and valves 44 are positioned in the well so that the flow from each of the screens or zones is isolated from the flow from other screens or zones (although one valve can be used for several zones if desired). A control line 46 can go from the surface or from a downhole controller to each of the valves 44, so that the valve's position can be controlled. Other intelligent completion devices can also be placed in the internal completion 40. The control line 46 can pass through bypass lines in the internal gaskets 80, which can be eccentric to provide extra area for the passage of the control lines 46.

Når en innretning her er beskrevet som at den tilveiebringer en tetning, kan det skje noe lekkasje gjennom tetningen. En tetning inkluderer således en anordning som hovedsakelig begrenser strømningen. Uttrykket "tetning" som det her er brukt, viser generelt til tetningssammenstillinger, pakninger, kopp-pakninger og andre isolasjonsinnretninger. When a device is described here as providing a seal, some leakage may occur through the seal. A seal thus includes a device which mainly restricts the flow. The term "seal" as used herein generally refers to sealing assemblies, gaskets, cup-gaskets and other isolation devices.

Bemerk også at i hver av de ovenfor beskrevne utførelser, kan sandskjermen 18 byttes ut med en foring forsynt med spalter som en alternativ form for sandkontroll. Uttrykket "sandkontrollinnretning" brukes generelt til å beskrive sandskjermer, foringer og andre typer strømningsrør (conduits) som brukes til å forhindre migrering av sand inn i produksjonen. Note also that in each of the above described embodiments, the sand screen 18 can be replaced with a slotted liner as an alternative form of sand control. The term "sand control device" is generally used to describe sand screens, liners, and other types of conduits used to prevent the migration of sand into production.

Claims

1. Insulation assembly for use in a well (2), where the well has a wellbore that intersects a formation (6), the wellbore having an external completion, the assembly being characterized in that it comprises: an upper seal (42) having a body defining a production passage (66) offset from the centerline of the body and forming a side of the body thicker than the remainder of the body, and a control line passage (46) formed through the thicker part, the upper seal (42) being in sealing engagement with the outer completion (10); a lower seal (42) with a production passage, wherein the lower seal (42) is in sealing engagement with the outer completion (10); a tube extending through the upper seal passage and the lower seal passage; a valve (44) connected to the pipe between the upper (42) and the lower (42) seals and capable of controlling fluid flow between the pipe and outside the pipe: and a control line (46) which extends through the control line passage in the upper seal (42) and which is connected to the valve (44).

2. Compilation according to claim 1, characterized in that the outer complement (10) comprises a sand control device.

3. Compilation according to claim 2, characterized in that the sand control device (16) is a sand screen (18).

4. Compilation according to claim 2, characterized in that the sand control device (16) is a liner provided with slits.

5. Compilation according to claim 1, characterized in that the upper seal (42) is placed between the surface of the well (2) and the formation (6) and the lower seal (42) is positioned below the formation (6).

6. Compilation according to claim 1, characterized in that the control line (46) is a fiber optic line.

7. Compilation according to claim 6, characterized in that the upper seal (42) is placed between the surface of the well (2) and the formation (6) and the lower seal (42) is positioned below the formation (6).

8. Compilation according to claim 7, characterized in that the outer complement (10) comprises a sand control device.

9. Compilation according to claim 8, characterized in that the sand control device (16) is a sand screen (18).

10. Compilation according to claim 8, characterized in that the sand control device (16) is a liner provided with slits.