RU2136856C1 - System for completion of well at separation of fluid media recovered from side wells having their internal ends connected with main well - Google Patents
System for completion of well at separation of fluid media recovered from side wells having their internal ends connected with main well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136856C1 RU2136856C1 RU97101285A RU97101285A RU2136856C1 RU 2136856 C1 RU2136856 C1 RU 2136856C1 RU 97101285 A RU97101285 A RU 97101285A RU 97101285 A RU97101285 A RU 97101285A RU 2136856 C1 RU2136856 C1 RU 2136856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow
- well
- side wells
- housing
- inner ends
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области добычи текучих сред и, в частности, к системе завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной, и способу разделения текучих сред, добываемых из указанных скважин. The present invention relates to the field of fluid production and, in particular, to a well completion system for use in the separation of fluid flows from side wells whose inner ends are in communication with a main well, and to a method for separating fluids produced from said wells.
Известны системы нисходящих скважин, расположенные в расширенной секции главной скважины и снабженные пакетом разнесенных друг от друга вертикальных дренажных каналов для боковых нисходящих скважин, проходящих наружу в отдельные формации. Каждый дренажный канал образован относительно короткой секцией трубы, которая крепится с возможностью поворота своим верхним концом к кожуху, расположенному в имеющей большой диаметр, так называемой "материнской" обсадной колонне, проходящей вверх к поверхности земли. Когда шток силового привода движется вниз внутри этой обсадной колонны, его нижний конец поворачивает дренажные секции или расположенные под ним переходники наружу, до тех пор, пока их центральные оси не отклонятся на известный угол от оси кожуха. Уплотнители автоматически располагаются так, чтобы изолировать поток текучей среды, поступающей в каналы дренажных секций. Дренажные секции смонтированы в разнесенных по вертикали вдоль кожуха точках и могут быть разнесены под углом друг к другу так, чтобы проходить в наружном направлении под различными азимутальными углами. Known downhole systems located in the extended section of the main well and provided with a stack of spaced apart vertical drainage channels for side descending wells extending outward into separate formations. Each drainage channel is formed by a relatively short pipe section, which is mounted with the possibility of rotation with its upper end to a casing located in a large diameter so-called “mother” casing, which extends upward to the surface of the earth. When the actuator stem moves downward inside this casing string, its lower end rotates the drainage sections or adapters located beneath it until their central axes deviate by a known angle from the axis of the casing. The seals are automatically positioned so as to isolate the flow of fluid entering the channels of the drainage sections. The drainage sections are mounted at vertically spaced points along the casing and can be spaced apart at an angle to each other so as to extend outward at different azimuthal angles.
После того, как дренажные секции выдвинуты, и кожух и "материнская" обсадная колонна зацементирована на месте, применяются ориентированные отклонители для отклонения буров наружу сквозь каждую из дренажных секций так, для обеспечения бурения множества отклоненных скважин, проходящих в формации для эффективного дренирования добываемых текучих сред. Отклонитель также применяется для установки обсадной колонны в каждую отклоненную скважину, которая после этого цементируется. Различные обсаженные скважины после этого могут завершаться и вводиться в эксплуатацию. Система может применяться в комбинации со вновь пробуренными скважинами или для возобновления эксплуатации одной или более существующих боковых скважин. Одна из систем, использующая множество дренажных скважин для завершения вертикальной обсаженной скважины, раскрыта в патенте США N 5462120. В патенте США 5458199 также раскрыто бурение и завершение многодренажных скважин. After the drainage sections are extended and the casing and the “mother” casing are cemented in place, oriented deflectors are used to deflect the drills outward through each of the drainage sections so as to allow for the drilling of a plurality of deviated wells passing through the formation for efficient drainage of produced fluids . The diverter is also used to install the casing in each deviated well, which is then cemented. Various cased wells can then be completed and commissioned. The system can be used in combination with newly drilled wells or for resuming operation of one or more existing side wells. One system that uses multiple drainage wells to complete a vertical cased well is disclosed in US Pat. No. 5,462,120. US Pat. No. 5,458,199 also discloses drilling and completion of multi-well wells.
В вышеупомянутом патенте США 5462120 раскрыты способ и система завершения скважины, предназначенные для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной. Для приема добываемых текучих сред поступающих от внутренних концов боковых скважин, используется трубчатый кожух, имеющий множество входных или дренажных отверстий, разнесенных по 'стенкам кожуха. Однако, каждое входное или дренажное отверстие этой системы соединено с подъемной трубой для того, чтобы кольцевое пространство между обсадной колонной и подъемной трубой можно было бы использовать и для других целей. Следовательно, известная система не позволяет получить эффективного разделения потока, которое обеспечивало бы регулирование добываемых текучих сред в скважине. The aforementioned US Pat. No. 5,462,120 discloses a well completion method and system for use in dividing fluid flows from side wells whose inner ends are in communication with a main well. To receive the produced fluids coming from the inner ends of the side wells, a tubular casing is used, having many inlet or drainage holes spaced along the 'walls of the casing. However, each inlet or drainage hole of this system is connected to the riser so that the annular space between the casing and the riser can be used for other purposes. Therefore, the known system does not allow to obtain effective separation of the flow, which would ensure the regulation of produced fluids in the well.
Хотя описанная выше система высокоэффективна при дренировании некоторых формаций, она имеет недостаток, заключающийся в том, что добываемые текучие среды, поступающие через каждую дренажную секцию, перемещаются между собой в кожухе и в <материнской> обсадной колонне. Если из одной боковой скважины добывается большей частью, например, соленая вода, то эта жидкость будет загрязнять нефть, добываемую из других боковых скважин. На поверхности земли может не представиться возможным определить из какой боковой скважины добывается соленая вода. Кроме того, не существует эффективного пути отслеживания и/или управления соответствующими потоками текучих сред для проведения коррективных работ с сохранением поступления текучих сред из множества боковых скважин без демонтажа добывающего оборудования. Although the system described above is highly effective in the drainage of some formations, it has the disadvantage that the produced fluids passing through each drainage section move between themselves in the casing and in the "mother" casing. If for the most part, for example, salt water is extracted from one side well, this liquid will contaminate the oil produced from other side wells. On the surface of the earth, it may not be possible to determine from which side well salt water is extracted. In addition, there is no effective way to track and / or control the respective fluid flows for corrective work while maintaining the flow of fluids from multiple side wells without dismantling the production equipment.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание системы завершения скважины и способа разделения потоков текучих сред, обеспечивающих получение каналов для отдельных потоков при добыче текучих сред из соответствующих боковых скважин и позволяющих отслеживать и/или управлять потоками текучих сред, выходящими из них, так, чтобы устранить изложенные выше проблемы, связанные с известными системами. The technical result of the present invention is to provide a well completion system and a method for separating fluid flows, providing channels for individual flows in the production of fluids from the corresponding side wells and allowing to monitor and / or control the flow of fluids coming out of them, so as to eliminate the above above problems associated with known systems.
Этот технический результат достигается тем, что система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной, содержащая трубчатый кожух, имеющий множество разнесенных под углом друг к другу дренажных средств, расположенных на его стенках и предназначенных для приема добываемых текучих сред, поступающих из боковых скважин, согласно изобретению, снабжена разделителем потока, расположенным в кожухе с выбранной ориентацией и содержащим множество размещенных в нем проходов для потока, разнесенных друг относительно друга, при этом каждый проход для потока содержит входное отверстие, совмещенное с соответствующим дренажным средством, а эти входные отверстия сообщены с продольными каналами, проходящими вверх в разделителе потока от каждого входного отверстия и выходящими через верхний конец разделителя потока. This technical result is achieved in that the well completion system for use in the separation of fluid flows from side wells, the inner ends of which are in communication with the main well, comprising a tubular casing having a plurality of drainage means spaced apart from one another located on its walls and designed to receive produced fluids coming from side wells, according to the invention, is equipped with a flow separator located in the casing with the selected orientation and containing there are many flow passages located in it, spaced relative to each other, with each flow passage containing an inlet combined with a corresponding drainage means, and these inlets are connected with longitudinal channels extending upward in the flow separator from each inlet and exiting through the upper end of the stream splitter.
Целесообразно, чтобы система содержала клапанное средство для регулирования потока добываемых текучих сред, проходящих через каждый продольный канал. It is advisable that the system contains valve means for regulating the flow of produced fluids passing through each longitudinal channel.
Можно, чтобы система содержала средство для отслеживания характеристик добываемых текучих сред в каждом продольном канале. При этом она может иметь средство для управления клапанным средством и средство для отслеживания характеристик с устья скважины. Желательно, чтобы система содержала средство, расположенное на разделителе потока и трубчатом кожухе и предназначенное для установки разделителя потока с заранее заданной угловой ориентацией в трубчатом кожухе таким образом, чтобы входные отверстия были совмещены с дренажными средствами. Средство для установки содержит спиральные направляющие поверхности, расположенные на разделителе потока и взаимодействующие со шпоночными средствами, расположенными на трубчатом кожухе и предназначенными для атоматической ориентации разделителя потока таким образом, чтобы обеспечивалось совмещение дренажных средств и входных отверстий. It is possible that the system comprises means for monitoring the characteristics of the produced fluids in each longitudinal channel. However, it may have means for controlling the valve means and means for monitoring characteristics from the wellhead. It is desirable that the system comprises means located on the flow separator and the tubular casing and designed to install the flow separator with a predetermined angular orientation in the tubular casing so that the inlet openings are aligned with the drainage means. The installation means comprises helical guide surfaces located on the flow separator and interacting with keying means located on the tubular casing and designed to automatically orient the flow separator so that the drainage means and the inlets are aligned.
Желательно, чтобы каждый продольный канал имел нижнюю часть, изогнутую наружу с образованием плавного перехода для примыкающего дренажного средства. It is desirable that each longitudinal channel has a lower portion curved outward to form a smooth transition for an adjacent drainage means.
Система может также содержать расположенное в разделителе потока средство для нагнетания подъемного газа в добываемые текучие среды, проходящие через соответствующий проход для потока для обеспечения перевода соответствующей боковой скважины на добычу из нее с использованием подъемной силы газа. The system may also contain means located in the flow separator for injecting the lifting gas into the produced fluids passing through the corresponding flow passage to ensure the transfer of the corresponding side well to production from it using the gas lifting force.
Возможно, чтобы система содержала изолирующее средство для обеспечения изолированного под давлением сообщения между дренажными средствами и входными отверстиями. Изолирующее средство может содержать кольцевые уплотняющие средства, размещенные между разделителем потока и трубчатым кожухом над и под каждым входным отверстием, или трубопроводы, проходящие через каждый продольный канал в разделителе потока в соответствующие дренажные средства. Трубопроводы могут быть выполнены с возможностью перемещения из верхнего положения, в котором они втянуты внутрь разделителя потока, в нижнее выдвинутое положение, в котором нижние концы трубопроводов выдвинуты в примыкающие дренажные средства. It is possible for the system to contain an insulating means to provide a pressure-sealed communication between the drainage means and the inlets. The insulating means may include annular sealing means located between the flow separator and the tubular casing above and below each inlet, or pipelines passing through each longitudinal channel in the flow separator into respective drainage means. The pipelines may be movable from an upper position in which they are pulled into the flow separator to a lower extended position in which the lower ends of the pipelines are extended into adjacent drainage means.
Предпочтительно, чтобы система содержала первое уплотняющее средство для предотвращения протекания текучей среды между трубопроводами и разделителем потока и второе уплотняющее средство для предотвращения протекания текучей среды между трубопроводами и дренажными средствами. Preferably, the system comprises first sealing means for preventing fluid from flowing between the pipelines and the flow separator, and second sealing means for preventing fluid from flowing between the piping and drainage means.
Вышеуказанный технический результат достигается и тем, что система завершения скважины для применения при разделении потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной, согласно изобретению, содержит по существу цилиндрический корпус, приспособленный для опускания в главную скважину до положения в котором он примыкает к внутренним концам боковых скважин, проходы для потока в корпусе, имеющем входные отверстия, приспособлены для совмещения их с внутренними концами боковых скважин и для приема потока добываемой текучей среды, поступающей из этих концов боковых скважин, и продольные каналы, проходящие вверх в корпусе от входных отверстий и выходящие через верхний конец корпуса, а также установочные средства на корпусе для установки входных отверстий для приема потока добываемой жидкости из внутренних концов боковых скважин. The above technical result is achieved by the fact that the well completion system for use in the separation of fluid flows from side wells, the inner ends of which are in communication with the main well, according to the invention, comprises a substantially cylindrical body adapted for lowering into the main well to the position which it adjoins the inner ends of the side wells, the flow passages in the housing having inlet openings are adapted to align them with the inner ends of the side wells and for receiving a flow of produced fluid coming from these ends of the side wells, and longitudinal channels extending upward in the housing from the inlets and exiting through the upper end of the housing, as well as mounting means on the housing for installing inlets for receiving a flow of produced fluid from the internal lateral well ends.
Целесообразно, чтобы продольные каналы имели верхние и нижние части, причем нижние части были изогнуты наружу для обеспечения плавных переходов для внутренних концов боковых скважин. It is advisable that the longitudinal channels have upper and lower parts, the lower parts being curved outward to provide smooth transitions for the inner ends of the side wells.
Данная система, как и вышеописанная ранее, может содержать клапанное средство, средство для отслеживания характеристик добываемых текучих сред в каждом продольном канале, средство для управления клапанным средством и средством для отслеживания характеристик с устья главной скважины, изолирующее средство для обеспечения изолированного под давлением сообщения между внутренними концами боковых скважин и входными отверстиями. This system, as described above, may include valve means, means for monitoring the characteristics of produced fluids in each longitudinal channel, means for controlling valve means and means for monitoring characteristics from the mouth of the main well, isolation means for providing pressure-isolated communication between internal lateral well ends and inlet openings.
Целесообразно, чтобы система содержала средства для предотвращения протекания текучей среды между трубопроводами и корпусом в выдвинутом положении трубопроводов. It is advisable that the system contains means to prevent the flow of fluid between the pipelines and the housing in the extended position of the pipelines.
Указанный технический результат достигается и тем, что в способе разделения потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, внутренние концы которых сообщены с главной скважиной, которая проходит вверх к поверхности, согласно изобретению, опускают по существу цилиндрический корпус в главную скважину до положения, в котором он примыкает к внутренним концам боковых скважин, устанавливают в корпусе проходы для потока, включающие в себя входные отверстия, приспособленные для совмещения их с внутренними концами боковых скважин и для приема добываемой текучей среды, поступающей из этих концов, и продольные каналы, проходящие вверх в корпусе от входных отверстий до верхнего конца корпуса, ориентируют корпус посредством его вращения, осуществляемого таким образом, чтобы расположить входные отверстия для приема потока добываемой текучей среды, поступающей из внутренних концов боковых скважин, и осуществляют поступление текучих сред из боковых скважин по продольным каналам. The specified technical result is achieved by the fact that in the method of separating the flow of fluids produced from side wells, the inner ends of which are in communication with the main well, which extends up to the surface, according to the invention, the substantially cylindrical body is lowered into the main well to a position in which it is adjacent to the inner ends of the side wells, install flow passages in the housing, including inlet openings adapted to align them with the inner ends of the side wells and for the flow of produced fluid coming from these ends, and the longitudinal channels extending upward in the casing from the inlet openings to the upper end of the casing, orient the casing by rotating it so as to arrange the inlet openings to receive the flow of produced fluid coming from internal the ends of the side wells, and carry out the flow of fluids from the side wells along the longitudinal channels.
Предпочтительно регулировать поток добываемых текучих сред, проходящих через проходы для потока. It is preferable to control the flow of produced fluids passing through the flow passages.
Желательно отслеживать характеристики добываемых текучих сред в каждом проходе для потока. It is desirable to monitor the characteristics of the produced fluids in each flow passage.
Можно обеспечить изолированное уплотненное под давлением сообщение между внутренними концами боковых скважин и входными отверстиями. An isolated pressure-sealed communication can be provided between the inner ends of the side wells and the inlets.
Таким образом, настоящее изобретение обеспечивает возможность разделения потока, управления нисходящей скважиной и измерений, а также очищения входящих боковых скважин из песка и других загрязнений без необходимости отсоединения какого бы то ни было оборудования от "материнской" обсадочной колонной. Thus, the present invention provides the ability to separate the flow, control the downhole and measurements, as well as clean up the incoming side wells from sand and other contaminants without the need to disconnect any equipment from the "parent" casing string.
Настоящее изобретение имеет другие цели, признаки и преимущества, которые будут более очевидны в связи со следующим подробным описанием предпочтительных вариантов воплощения изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг. 1 представляет схематический вид завершенной скважины с дренажными трубами;
фиг. 2 - в увеличенном масштабе разделитель потока, выполненный в соответствии с настоящим изобретением;
фиг. 3 - вид в разрезе, иллюстрирующий предпочтительную ориентацию продольных каналов для потока текучей среды в корпусе разделителя;
фиг. 4 - вид справа разреза верхней конечной части корпуса разделителя, схематически иллюстрирующий клапан регулирования потока и пакет датчиков;
фиг. 5 - другой вид верхней конечной части корпуса разделителя, иллюстрирующий колонны добывающих труб, присоединенные к нему;
фиг. 6 - вид, подобный показанному на фиг. 4, но иллюстрирующий применение подъемного газа;
фиг .7 и 8 представляют вид сбоку вертикального разреза, иллюстрирующий дополнительные конструктивные исполнения настоящего изобретения для обеспечения разделения потока добываемых текучих сред из различных боковых скважин.The present invention has other objectives, features and advantages, which will be more apparent in connection with the following detailed description of preferred embodiments of the invention with reference to the accompanying drawings, in which:
FIG. 1 is a schematic view of a completed well with drainage pipes;
FIG. 2 is an enlarged view of a flow splitter in accordance with the present invention;
FIG. 3 is a sectional view illustrating a preferred orientation of longitudinal channels for fluid flow in a separator housing;
FIG. 4 is a right side view of a section of the upper end portion of the separator housing, schematically illustrating a flow control valve and a package of sensors;
FIG. 5 is another view of the upper end portion of the separator body, illustrating columns of production pipes connected thereto;
FIG. 6 is a view similar to that shown in FIG. 4, but illustrating the use of lifting gas;
Figs. 7 and 8 are a side elevational view illustrating additional embodiments of the present invention to provide for separation of the flow of produced fluids from various side wells.
Как показано на фигуре 1 скважина 1 пробурена в почве сквозь формации 2-5, и промежуток б расширяется до большего диаметра на дискретной его длине. Например, скважина 1 может иметь диаметр, составляющий 311,15 мм и расширяющийся промежуток 6, составляющий 660,4 мм в диаметре на отрезок длины, равный примерно 9,15 м. Система 7 завершения скважины с множеством дренажных каналов типа, показанного и описанного в международной публикации PCT-заявки WO 96/23953, установлена в обсадной колонне 8 диаметром 244,5 мм и размещена в пределах промежутка 6, после которого через осадную колонну 8 и кожух 9 проходит рукав (на чертеже не показан), выполняющий поворот наружу нижних концов дренажных переходников 10-12 до их запирания на нужном месте с уплотнением. После поворота наружу, соответствующие центральные оси дренажных переходников 10-12 образуют заданный угол с центральной осью кожуха 9, и предпочтительно, они разнесены друг от друга на 120oC, по сравнению с их положением в одной плоскости, как показано на фигуре 1. Наружный конец каждого дренажного переходника 10-12 закупорен материалом, допускающим его бурение. Цементирующая колонна труб затем вводится в обсадную колонну 8 с наполняемым пакером, и обсадная колонна 8 и система 7 с множеством дренажных каналов цементируются на месте обычным способом.As shown in figure 1, well 1 is drilled in the soil through formations 2-5, and the gap b widens to a larger diameter at a discrete length. For example, well 1 may have a diameter of 311.15 mm and an expanding gap 6 of 660.4 mm in diameter per length of approximately 9.15 m. A well completion system 7 with a plurality of drainage channels of the type shown and described in international publication PCT application WO 96/23953, is installed in the casing 8 with a diameter of 244.5 mm and is located within the gap 6, after which a sleeve (not shown) passes through the siege string 8 and the
Отклонитель (на чертеже не показан) после этого перемещается на бурильной трубе и помещается в кожух 9, где он автоматически ориентируется своей наклонной верхней поверхностью относительно верхнего дренажного переходника 10 и радиально выравнивается с ним. После этого боковая скважина 13 бурится по кривой линии в формации 3, обсадная колонна 14 устанавливается в боковую скважину 13 и цементируется. Боковая скважина 13 может быть завершена и закупорена до бурения второй скважины 15 через дренажный переходник 11. Отклонителем манипулируют так, чтобы выровнять его наклонную верхнюю поверхность относительно дренажного переходника 11, и боковая скважина 15 бурится, закрепляется обсадной колонной 1-6, цементируется и завершается аналогичным способом. Наконец, бурится третья боковая скважина 17, закрепляется обсадной колонной 18 и завершается так, как было описано выше, и добывающий узел устанавливается на поверхности. Боковая скважина 15 проходит в формацию 4, в то время как боковая скважина 17 входит в формацию 5. Если нужно осуществлять добычу из формации в этой точке, добываемые текучие среды будут перемещаться в канале 19 кожуха 9, и композиционная добываемая текучая среда будет поступать на поверхность. The diverter (not shown in the drawing) then moves on the drill pipe and is placed in the
Как показано на фигуре 2, разделитель потока, в соответствии с настоящим изобретением, включает удлиненный, в целом цилиндрический корпус 20, имеющий направляющую 21 типа "подкова мула", расположенную в нижней его части, которая взаимодействует с направляющей шпонкой 22 кожуха 9 для вращательной ориентации корпуса 20 так, что его входные отверстия 23-25 выравниваются с каналами соответствующих дренажных переходников 1-12. Для наглядности дренажные переходники 10-12 показаны на фигуре 2 лежащими в одной продольной плоскости. На практике, как было отмечено выше, переходники 10-12, предпочтительно, разнесены под углом друг к другу. Каждое входное отверстие 23-25 сообщатся с отогнутыми вниз и в стороны нижними частями соответствующих продольных каналов 26-28, которые проходят вверх в корпусе 20 к выходному отверстию в верхнем его конце. Как показано на фигуре 3, каналы 26-28 разнесены под углом 120o друг к другу для обеспечения получения максимальных размеров каналов в пределах поперечного сечения корпуса 20 разделителя. Конечно, может применяться конструкция, в которой дренажные переходники 10-12 и входные отверстия 23-25 располагаются в одной плоскости, однако в этом случае размеры каналов 26-28 должны быть уменьшены, или каналы 26-28 должны быть наклонены в корпусе 20 разделителя с тем, чтобы открываться в верхнем его конце с ориентацией, показанной на фигуре 3. Будет понятно, что может применяться другое количество каналов 26-28, в отличие от показанного, в зависимости от конфигурации связанной с ними системы 7 с множеством дренажных каналов.As shown in FIG. 2, the flow splitter according to the present invention includes an elongated, generally
Пара разнесенных по вертикали уплотнителей 29, 30, например, выполненных в форме колец, расширяющихся уплотняющих манжет, шевронных уплотнителей или других подобных средств, закреплена между корпусом 20 разделителя и окружающей его внутренней стенкой кожуха 9, изолируя текучие среды, поступающие во входное отверстие 23 и в канал 26. Таким же образом, дополнительные пары уплотнителей 30, 31 и 31, 32 изолируют текучие среды, поступающие во входные отверстия 24, 25 и в соответствующие каналы 27, 28. Таким образом, потоки добываемых текучих сред не перемешиваются внутри кожуха 9 системы 7, как это происходит в известной системе. A pair of vertically spaced
Как показано на фигуре 4, верхняя часть 33 корпуса разделителя может клапанным средством для регулирования потока текучих сред, проходящих через каналы 26-28, обеспечивающего независимое регулирование расходов потоков из каждой боковой скважины, и средством для отслеживания характеристик добываемых текучих сред в каждом из каналов 26-28, таких как, расход потока, давление и тип текучей среды, добываемой из каждой боковой скважины. В одном из вариантов воплощения изобретения, регулирующий клапан 34, привод 35 которого приводится в действие электрическим способом в соответствии с сигналами, поступающими по электрическому кабелю 36, проходящему на поверхность, может применяться для управления расходом потока текучей среды, проходящим через канал 27. Жилы кабеля 36 также соединены с пакетом 37 датчиков, расположенных ниже регулирующего клапана 34. Пакет 37 датчиков включает датчики, определяющие давление текучей среды, расход потока и его состав, также как и другие характеристики, при этом сигналы, соответствующие этим измерениям, могут передаваться на поверхность по кабелю 36. Каждый из каналов 26, 28 снабжен регулирующим клапаном и пакетом датчиков также, как и показано на фигуре 4 относительно канала 27, и эти устройства также управляются и отслеживаются по кабелю 36. Если поток добываемых текучих сред на поверхности показывает, что вероятно возникла проблема с добычей из одной или более боковых скважин, регулирующей клапан 34, например, может избирательно перекрываться, обеспечивая возможность проведения различных измерений для определения сущности и масштабов таких проблем так, что могут быть предприняты соответствующие коррективные меры. As shown in figure 4, the
На фигуре 5 изображен другой вариант выполнения верхней части 38 корпуса 20 разделителя, в котором множество колонн добывающих трубопроводов 39- 41, проходящих вверх к поверхности, привинчиваются, защелкиваются или крепятся другим способом к указанной верхней части корпуса. В этом случае, добываемая из различных боковых скважин текучая среда не может перемещаться в обсадной колонне 8 и подается на поверхность по отдельным колоннам трубопроводов. Различные приборы (на чертеже не показаны), расположенные на поверхности, применяются для контроля потоков из каждой боковой скважины. Figure 5 shows another embodiment of the upper part 38 of the
На фигуре 6 изображена система, в которой добыча из каждой боковой скважины может осуществляться при помощи подъемной силы газа при падении давления на дне скважины до таких пределов, когда необходим такой искусственный тип подъема текучей среды. Труба 42 малого диаметра проходит от находящегося на поверхности компрессора вниз к соединению 43 на верхней части корпуса 44, так, что подъемный газ под давлением может подаваться по проходу 45 к клапану 46 подъемного газа, который будет открываться при определенном установленном значении давления. Когда клапан 46 подъемного газа открыт, газ нагнетается в канал 27 через канал 47 для уменьшения плотности добываемых текучих сред и, таким образом, для увеличения расхода потока текучей среды. Каждый из каналов 26, 28 в корпусе 44 разделителя может оснащаться подобной подъемной системой с нагнетанием газа. The figure 6 shows a system in which production from each side well can be carried out using gas lifting force when the pressure at the bottom of the well drops to such an extent that such an artificial type of lifting of the fluid is necessary. A
На фигуре 7 показан альтернативный вариант системы, обеспечивающей изолированное сообщение между нижним концом добывающего трубопровода 48 и соответствующего одного из дренажных переходников 10-12, например, дренажного переходника 11. Нижняя часть 49 добывающего трубопровода 48 направляется в соответствующее выходное отверстие в верхней части корпуса 20 разделителя и располагается так, что эта нижняя часть проходит в дренажный переходник 11. Пакер 50, который может быть наполняемым средством, расположенным вблизи нижнего конца добывающего трубопровода 48, устанавливается внутри канала дренажного переходника 10 посредством соответствующего расширения для обеспечения изолированного прохода для потока текучей среды по добывающему трубопроводу 48 на поверхность. Соответствующие пары уплотнителей 29-32, показанные на фигуре 2, могут не применяться, но могут и применяться, если необходимо применение дополнительных уплотнителей. Figure 7 shows an alternative embodiment of a system providing isolated communication between the lower end of the
На фигуре 8 изображено другое средство для обеспечения изолированного, уплотненного под давлением сообщения между нижним концом боковой скважины и продольным каналом для потока в корпусе 20 разделителя, например, канала 27, который сообщается с обсадной колонной 16 через дренажный переходник 11. Поскольку все эти конструкции идентичны, подробно будет описано только средство для обеспечения сообщения с обсадной колонной 16. Как показано, выдвигаемый трубчатый элемент или труба 51 помещена с возможностью скольжения в канале 27 и во входном отверстии 24 для перемещения между верхним положением, в котором нижний ее конец 52, втянут во входное отверстие 24, и нижним положением, в котором этот нижний конец выталкивается канал дренажного переходника 11. В верхнем положении трубы 51 ее нижний конец 52 целиком находится внутри корпуса 20 разделителя так, что корпус 20 может опускаться в кожух 9. Выступающий наружу кольцевой фланец 53 на верхнем конце трубы 51 скользит внутри секции 54 с увеличенным диаметром канала 27 и несет на себе уплотнительное кольцо 55, предотвращающее протекание текучей среды. Пригодное уплотняющее средство 56, такое как наполняемый пакер, расположено на нижнем конце 52 трубы 51 и уплотняет ее относительно канала дренажного переходника 11, когда труба 51 полностью выдвинута. Подобное уплотняющее средство 57, расположено на верхнем конце обсадной колонны 16. Труба 51 может вытесняться из ее верхнего или рабочего положения в ее нижнее или выдвинутое положение при помощи любого пригодного средства, такого как установочный инструмент, который движется по трубе. В выдвинутом положении труба 51 и уплотняющее кольцо 55, а также уплотняющие средства 56, 57 обеспечивают изолированное, уплотненное под давлением сообщение между верхним концом обсадной колонны 16 и каналом 27 в корпусе 20 разделителя. Изолированное сообщение между обсадными колоннами 14, 18 и соответствующими каналами 26, 28 в корпусе 20 разделителя обеспечиваются таким же образом, как показано на фигуре 8. Figure 8 shows another means for providing an isolated, pressurized communication between the lower end of the side well and the longitudinal flow channel in the
Способ разделения потоков текучих сред, добываемых из боковых скважин, осуществляется следующим образом. The method of separation of fluid flows extracted from the side wells is as follows.
Скважина 1 бурится и расширяется в промежутке 6, как показано на фигуре 1, после чего многодренажная система 7 опускается в промежуток 6 обсадной колонны 8. Боковые дренажные переходники 10-12 убираются в кожух 9 системы в ходе проходки. Расширяющийся рукав или пакет опускается в кожух 9 для поворота дренажных переходников 10-12 так, чтобы они отклонялись вниз и в стороны, как показано. Затем применяется ряд цементирующих штанг и пакер (на чертеже не показаны) для цементирования обсадной колонны 8 и многодренажной системы 7 в скважине 1. После этого отклонитель (на чертеже не показан), проходит по буровой трубе, располагается внутри системы 7, и автоматически ориентируется его направляющей типа "подкова мула" и выступом или направляющей шпонки 22 (фиг. 2) кожуха 9 так, что его наклонная отбойная поверхность радиально выравнивается с дренажным переходником 10. После этого, ниже дренажного переходника 10 бурится боковая скважина 13, которая изгибается наружу и в направлении соответствующей формации. Наружная секция скважины может, при необходимости, проходить горизонтально. Скважина 13 затем закрепляется обсадной колонной, которая цементируется. После расположения и ориентации отклонителя против оставшихся двух дренажных переходников 11, 12 бурятся две дополнительные боковые скважины 15, 17 проходящие в соответствующие формации 4, 5 и эти скважины закрепляются обсадными колоннами, которые цементируются. Well 1 is drilled and expanded in the gap 6, as shown in figure 1, after which the multi-drainage system 7 is lowered into the gap 6 of the casing 8. The lateral drainage adapters 10-12 are removed into the
После этого, корпус 20 разделителя опускается внутрь кожуха 9 многодренажной системы на бурильной трубе, спиральном трубопроводе и т.п. и автоматически ориентируется поверхностями 21 направляющей типа "подкова мула" и направляющей шпонкой 22 так, что входные отверстия 23-25 в корпусе 20 разделителя точно совпадают с каналами соответствующих дренажных переходников 10-12. Различные пары уплотнителей 29, 30, 30, 31 и 31, 32 будут изолировать потоки текучих сред, добываемых из боковых скважин 13, 15, 17 и поступающие в соответствующие каналы 26-28 корпуса 20 разделителя. После этого, каждая боковая скважина 13, 15, 17 может быть введена в эксплуатацию. After that, the
В случае обнаружения, что из одной или более боковых скважин 13, 15, 17 добывается текучая среда не того состава, который предполагался, или при возникновении любой другой проблемы, связанной с добычей или скважиной, электрический кабель 36 управления (фиг. 4) применяется для перекрытия избранных регулирующих клапанов 34, и на поверхности производится считывание данных, поступающих от пакетов 37 датчиков для диагностики возникшей проблемы и проведения необходимых коррективных работ. Поскольку соответствующие добываемые потоки текучих сред не перемешиваются ниже уровня регулирующих клапанов 34, диагностика, по сравнению с многоканальными дренажными системами предшествующего уровня техники, становится гораздо более определенной. В альтернативном варианте выполнение изобретения, показанном на фигуре 5, регулирующие клапаны 34 могут располагаться на поверхности. Конструкция, показанная на фигуре 6, может применяться для оснащения, при необходимости, одной или более боковых скважин 13, 15, 17 расположенным в разделителе потока средством для нагнетания подъемного газа в добываемые текучие среды, проходящие через соответствующий проход для потока для обеспечения перевода соответствующей боковой скважины на добычу из нее с использованием подъемной силы газа. Ранее описанный корпус 20 разделителя извлекается, и корпус 44 разделителя вводится вместо него для обеспечения искусственного подъема. Действие альтернативных средств, показанных на фиг. 7 и 8, для обеспечения изолированного уплотненного под давлением сообщения между боковыми скважинами и каналами 26-28 в корпусе 20 разделителя через дренажные переходники 10-1 описано выше. Замыслы настоящего изобретения видятся независимыми от конкретных способов, которыми производятся или формируются боковые скважины 13, 15, 17. Боковая скважина, в которой применяется обсадная колонна является лишь одним из вариантов воплощения изобретения. Однако описанная система также может применяться тогда, когда боковые скважины 13, 15, 17 являются не закрепленные колоннами завершениями, также как и другие типы завершений. If it is discovered that from one or more side wells 13, 15, 17 the fluid is not of the composition that was expected, or if any other problem associated with the production or the well occurs, the electric control cable 36 (Fig. 4) is used to overlapping selected
Теперь будет понятно, что была описана новая и усовершенствованная система для разделения потока, предназначенная для применения в завершении скважины, где множество боковых скважин сходятся к главной скважине. Осуществляется управление потоком в нисходящей скважине и измерения, необходимое для определения проблем, возникающих при добыче. Любая из боковых скважин может быть выведена из эксплуатации и обслужена без извлечения какого бы то ни было элемента системы из главной скважины. It will now be understood that a new and improved flow separation system has been described for use at the completion of a well where a plurality of side wells converge to the main well. The flow control in the downhole is carried out and the measurements necessary to identify problems encountered during production. Any of the side wells can be decommissioned and serviced without removing any element of the system from the main well.
Claims (26)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US1065696P | 1996-01-26 | 1996-01-26 | |
| US60/010,656 | 1996-01-26 | ||
| US60/010656 | 1996-01-26 | ||
| US08/769,260 | 1996-12-18 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97101285A RU97101285A (en) | 1999-03-27 |
| RU2136856C1 true RU2136856C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=21746769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97101285A RU2136856C1 (en) | 1996-01-26 | 1997-01-24 | System for completion of well at separation of fluid media recovered from side wells having their internal ends connected with main well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2136856C1 (en) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA012821B1 (en) * | 2006-03-30 | 2009-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US8235127B2 (en) | 2006-03-30 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| RU2459941C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| RU2503794C2 (en) * | 2008-09-19 | 2014-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for extraction of fluid medium from well shaft |
| RU2556560C2 (en) * | 2010-03-25 | 2015-07-10 | Брюс Э. ТАНДЖЕТ | Pipe string system for selective regulation of fluid flows with variable speeds in wells forking from one common wellbore |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
-
1997
- 1997-01-24 RU RU97101285A patent/RU2136856C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Григорян А.М. Руководство по вскрытию нефтеносных пластов многозабойными скважинами. - Краснодар.: Советская Кубань, 1958, с. 66 - 73. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / Под ред.Ю.М.Маркова, - М.: Недра, 1986, с. 120 - 123. * |
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA012821B1 (en) * | 2006-03-30 | 2009-12-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US7735555B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-06-15 | Schlumberger Technology Corporation | Completion system having a sand control assembly, an inductive coupler, and a sensor proximate to the sand control assembly |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US8235127B2 (en) | 2006-03-30 | 2012-08-07 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US9175523B2 (en) | 2006-03-30 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| RU2503794C2 (en) * | 2008-09-19 | 2014-01-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System and method for extraction of fluid medium from well shaft |
| US9097107B2 (en) | 2008-09-19 | 2015-08-04 | Schlumberger Technology Corporation | Single packer system for fluid management in a wellbore |
| RU2556560C2 (en) * | 2010-03-25 | 2015-07-10 | Брюс Э. ТАНДЖЕТ | Pipe string system for selective regulation of fluid flows with variable speeds in wells forking from one common wellbore |
| RU2459941C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2651677C1 (en) | Multi-shaft connection assembly for smart well completion | |
| RU2649711C1 (en) | Completion deflector for intelligent well completion | |
| US6966375B2 (en) | Downhole surge pressure reduction and filtering apparatus | |
| US8403062B2 (en) | Wellbore method and apparatus for completion, production and injection | |
| RU2121056C1 (en) | Method and device for filling well section with gravel and valve-discharging unit of device | |
| RU2320850C2 (en) | Intelligent downhole valve system to control fluid production from several well intervals and fluid production control method | |
| US6708763B2 (en) | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation | |
| US9840889B2 (en) | Apparatus for controlling fluid flow in or into a well and method of using same | |
| AU761225B2 (en) | Apparatus and method for open hole gravel packing | |
| RU2645044C1 (en) | Equipment and operations of movable interface unit | |
| EA014109B1 (en) | Wellbore method and apparatus for sand and inflow control during well operations | |
| RU2136856C1 (en) | System for completion of well at separation of fluid media recovered from side wells having their internal ends connected with main well | |
| EA025810B1 (en) | Downhole packer and method for completing a wellbore in a subsurface formation | |
| CN103688016A (en) | Multi-zone screened fracturing system | |
| EA026663B1 (en) | Wellbore apparatus and methods for multi-zone well completion, production and injection | |
| EP3461991B1 (en) | Shunt tube assembly entry device | |
| US20140202699A1 (en) | System and Method for Removing Debris from a Downhole Wellbore | |
| CN100453770C (en) | Sieve tube with flow adjuster | |
| WO2019246009A1 (en) | Open hole displacement with sacrificial screen | |
| US20220341290A1 (en) | Fluid flow control system employing gravity driven floats and a valve | |
| CA2342657C (en) | Zero drill completion and production system | |
| CN101514621B (en) | Sand prevention in multiple regions without a drill | |
| CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
| CA1300002C (en) | Adjustable and retrievable multiple point steam injection system | |
| CA2924608C (en) | Flexible zone inflow control device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110125 |