RU2307920C1 - Установка и способ заканчивания подземных скважин - Google Patents
Установка и способ заканчивания подземных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2307920C1 RU2307920C1 RU2005140272/03A RU2005140272A RU2307920C1 RU 2307920 C1 RU2307920 C1 RU 2307920C1 RU 2005140272/03 A RU2005140272/03 A RU 2005140272/03A RU 2005140272 A RU2005140272 A RU 2005140272A RU 2307920 C1 RU2307920 C1 RU 2307920C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- valve
- installation according
- pump
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 37
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 37
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 25
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 20
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 19
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 15
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 claims description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000011664 signaling Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/124—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/13—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency
- E21B47/135—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling by electromagnetic energy, e.g. radio frequency using light waves, e.g. infrared or ultraviolet waves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Electromagnetism (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Control Of Temperature (AREA)
- Filtration Of Liquid (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к заканчиванию подземной скважины. Обеспечивает создание системы и способа для заканчивания подземной скважины, обеспечивающих улучшение эффективного управления потоком флюида из одного или нескольких пластов или в один или несколько пластов. Сущность изобретения: установка и способ предусматривают нижнюю колонну насосно-компрессорных труб, включающую по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью спуска в скважину, и находящуюся в уплотняющем взаимодействии c по меньшей мере одним пакером. При этом по меньшей мере один клапан расположен под по меньшей мере одним пакером и сообщен по меньшей мере с одним пластом. Имеется верхняя секция, содержащая насос, выполненный с возможностью выборочного спуска в скважину и его извлечения, а также распределенная система датчиков, проходящая через по меньшей мере один пласт с возможностью измерения температурного профиля на по меньшей мере одном пласте. Предусмотрен вариант установки с дополнительными решениями относительно вышеописанной установки. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Скважинные установки используются в разнообразных операциях, связанных со скважинами и относящихся, например, к добыче или закачиванию флюидов. Обычно бурят скважины и спускают в них скважинные установки, используя колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или другие механизмы. Скважина может быть пробурена в одном или в нескольких пластах, содержащих искомые флюиды, например флюиды на основе углеводородов.
При операциях, где скважина была пробурена сквозь множество пластов, скважина часто делится на скважинные зоны, чтобы лучше контролировать поток флюида между каждым пластом и скважиной. Соответственно, может быть полезным иметь возможность, по меньшей мере, некоторого контроля над добычей флюида из индивидуальных пластов и/или за закачиванием флюида в отдельные пласты. Скважинные установки могут содержать устройства, такие как пакеры и множественные насосы, которые способствуют контролю потока флюида каждой скважины. Однако способность эффективно управлять потоком флюида в таких подземных условиях с одновременным мониторингом условий в скважине может быть затруднена.
Целью настоящего изобретения является создание системы и способа для заканчивания подземной скважины, обеспечивающих улучшение эффективного управления потоком флюида из одного или нескольких пластов или в один или несколько пластов.
Согласно изобретению создана установка для заканчивания подземной скважины, содержащая нижнюю колонну насосно-компрессорных труб, включающую по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью спуска в скважину, и находящуюся в уплотняющем взаимодействии с по меньшей мере одним пакером, при этом по меньшей мере один клапан расположен под по меньшей мере одним пакером и сообщен с по меньшей мере одним пластом, верхнюю секцию, содержащую насос, выполненный с возможностью выборочного спуска в скважину и его извлечения, распределенную систему датчиков, проходящую через по меньшей мере один пласт.
По меньшей мере один клапан может содержать пару клапанов, расположенных под по меньшей мере одним пакером для управления потоком из по меньшей мере двух пластов.
Установка может дополнительно содержать промежуточный пакер, расположенный между отдельными клапанами пары клапанов.
По меньшей мере один клапан может приводиться в действие гидравлически.
По меньшей мере один клапан может приводиться в действие механически.
Установка может дополнительно содержать защитный кожух, проходящий вверх в скважине от верхнего пакера из по меньшей мере одного пакера, при этом насос размещен внутри защитного кожуха. Защитный кожух может содержать посадочный участок.
Верхняя секция может содержать лифтовую колонну, имеющую пропускной канал и Y-образный блок, в котором размещен насос.
Распределенная система датчиков может содержать оптоволоконные кабели, соединенные друг с другом скважинным гидроизолирующим разъемом.
Распределенная система датчиков может являться распределенной системой датчиков температуры, по меньшей мере частично размещенной в лифтовой колонне. Распределенная система датчиков температуры может содержать оптоволоконный кабель, размещенный в стингере.
Установка может дополнительно содержать основную трубу фильтра и песочный фильтр, окружающий каждый клапан.
Согласно изобретению создан способ заканчивания подземной скважины, содержащий следующие стадии:
размещение нижней колонны насосно-компрессорных труб в скважине вблизи пласта;
функциональное уплотнение нижней колонны насосно-компрессорных труб относительно скважины с помощью пакера;
размещение по меньшей мере одного клапана на нижней колонне насосно-компрессорных труб и под пакером;
выборочный спуск в скважину насоса с возможностью его извлечения;
измерение температурного профиля на по меньшей мере одном пласте.
Способ может дополнительно содержать стадию управления потоком флюида между пластом и нижней колонной насосно-компрессорных труб с помощью по меньшей мере одного клапана.
Стадия функционального уплотнения может содержать спуск в скважину второго пакера, и стадия размещения клапана может содержать размещение первого клапана между пакером и вторым пакером и второго клапана под вторым пакером.
Способ может дополнительно содержать стадию расположения защитного кожуха над первым пакером и вплотную к нему и расположения насоса в защитном кожухе.
Способ может дополнительно содержать стадию сцепления нижней колонны насосно-компрессорных труб с лифтовой колонной, имеющей перепускной канал и Y-образный блок, и расположения насоса в указанном блоке.
Стадия измерения температурного профиля содержит измерение температурного профиля вдоль первого клапана и второго клапана и вдоль множества пластов.
Стадия функционального уплотнения включает использование канального пакера для заканчивания в качестве верхнего пакера, множество пакеров для необсаженного участка скважины, расположенных под канальным пакером.
Способ может дополнительно содержать стадию окружения первого и второго клапанов основной трубой фильтра и дополнительного окружения основной трубы фильтра песочным фильтром.
Согласно изобретению создана установка для заканчивания подземной скважины, содержащая первый пакер, размещенный в обсаженном участке скважины; второй пакер, размещенный под первый пакер в необсаженном участке скважины, для изоляции первой зоны скважины от второй зоны скважины, нижнюю секцию, имеющую колонну насосно-компрессорных труб с множеством клапанов, управляемых без существенных внутрискважинных операций, при этом по меньшей мере первый клапан размещен между первым пакером и вторым пакером и по меньшей мере второй клапан расположен под вторым пакером, верхнюю секцию, зацепленную с нижней секцией и имеющую систему электрического погружного насоса для перемещения флюида по колонне насосно-компрессорных труб, и распределенную систему датчиков температуры, проходящую через первый пакер, второй пакер и множество клапанов, для измерения скважинных параметров, связанных с движением флюида.
Верхняя секция скважинной установки может содержать защитный кожух, окружающий систему электрического погружного насоса.
Защитный кожух может содержать посадочный участок, расположенный вблизи первого пакера для приема с возможностью уплотнения кожуха насоса, выступающего вниз от системы электрического погружного насоса.
Верхняя секция может содержать лифтовую колонну, имеющую перепускной канал и Y-образный блок, в котором размещена система электрического погружного насоса.
Установка может дополнительно содержать по меньшей мере один гидроизолирующий разъем между нижней секцией и верхней секцией.
Распределенная система датчиков температуры может содержать трубопровод, проходящий сквозь первый пакер, второй пакер и множество клапанов.
Основная труба фильтра и песочный фильтр могут проходить между первым пакером и вторым пакером и расположены радиально снаружи от первого клапана.
По меньшей мере один гидроизолирующий разъем может являться по меньшей мере одним из гидравлического гидроизолирующего разъема, электрического гидроизолирующего разъема и оптоволоконного гидроизолирующего разъема.
Ниже следует описание некоторых вариантов настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает вид спереди скважинной установки согласно варианту настоящего изобретения,
фиг.2 - второй вариант скважинной установки;
фиг.3 - третий вариант скважинной установки;
фиг.4 - четвертый вариант скважинной установки;
фиг.5 - пятый вариант скважинной установки.
В нижеследующем описании приведены различные детали, облегчающие понимание настоящего изобретения. Однако специалистам понятно, что настоящее изобретение может быть реализовано без таких деталей, и в описанные варианты можно вносить различные изменения и модификации.
Настоящее изобретение в целом относится к скважинной установке, которая улучшает управление потоком флюида в скважине. Система и способ позволяют легко управлять потоком флюида между одним пластом или множеством пластов и скважиной. В некоторых случаях управление потоком флюида между пластами и скважиной заключается в управлении потоком добываемого флюида, который принимается скважинной установкой из окружающих пластов. В других случаях управление потоком флюида между пластами и скважинной установкой заключается в управлении потоком закачиваемых флюидов, движущихся от скважинной установки в окружающие пласты. Скважинная установка содержит компоненты, которые облегчают управление этим потоком флюида без необходимости в дорогих операциях в стволе скважины. Фактически полное управление потоком флюида может осуществляться без каких-либо операций в стволе скважины или с недорогими операциями такого рода.
На чертежах показано несколько примеров скважиной установки 10 по настоящему изобретению. На чертежах также показан способ размещения оборудования в скважине 12. В целом, в каждом варианте скважинная установка 10 содержит, по меньшей мере, верхнюю секцию 14 и нижнюю секцию 16, оперативно взаимодействующую с верхней секцией.
В варианте по фиг.1 скважинная установка 10 размещена в скважине 12 и содержит верхнюю секцию 14 и нижнюю секцию 16. В этом варианте верхняя секция 14 и нижняя секция 16 размещены в обсаженном участке и необсаженном участке ствола скважины соответственно. Скважина 12 пересекает множество пластов, например пласты 13 и 15. В этом варианте скважинная установка 10 содержит колонну, которая выполняет роль защитного кожуха 18, нижнюю колонну 20 насосно-компрессорных труб (НКТ), по меньшей мере один пакер 22 и по меньшей мере один клапан 24. Кожух 18 расположен поверх верхнего пакера 22 и может крепиться к верхней части верхнего пакера 22.
Как показано на чертеже, нижняя часть колонны 20 НКТ проходит через множество пакеров 22. Верхний пакер 22 обычно размещен в обсаженном участке 21 ствола скважины, а нижние пакеры 22 размещены в необсаженном участке 23 ствола скважины. При таком расположении верхний пакер 22 может быть пакером для заканчивания скважины, например канальным пакером, а нижние пакеры 22 могут быть заколонными пакерами для изоляции зон, например пакерами с увеличенным диаметром.
Как показано на фиг.1, скважина 12 пересекает пласт 13 между верхним пакером 22 и следующим ниже расположенным пакером 22, пласт 15 скважина пересекает между расположенными ниже пакерами 22. Таким образом, пакеры 22 изолируют пласты 13 и 15 друг от друга, по меньшей мере, в скважине 12. Скважинная установка 10 содержит множество клапанов 24, расположенных на нижней колонне 20 НКТ между верхним пакером и следующим, расположенным ниже, пакером 22 и между двумя нижними пакерами 22.
Один клапан 24а, таким образом, управляет потоком в пласт/из пласта 13, а другой клапан 24b управляет потоком в пласт/из пласта 15. Каждый клапан 24 обеспечивает выборочное сообщение кольцевого пространства скважины 12, примыкающего к соответствующему пласту 13 и 15, и внутреннего пространства нижней колонны 20 (например, по меньшей мере, через один канал 30 в нижней колонне 20 НКТ).
Каждый клапан 24 может быть включен в нижнюю часть колонны 20 НКТ без дополнительного оборудования или может быть интегрирован с дополнительным оборудованием. Например, клапан 24, показанный на фиг.1, интегрирован с песочным фильтром 32, поэтому клапан 24 выборочно управляет потоком между внутренней полостью песочного фильтра 32 и внутренней полостью нижней колонны 20. Клапан 24 может приводиться в действие различными способами, включая беспроводное управление (беспроводные сигналы) механически, электрически или гидравлически. На фиг.1 показана гидравлическая линия 34 управления, проходящая вдоль скважинной установки 10 через два пакера 22 и на каждый клапан 24. В этом варианте клапанами 24 управляют изменением давления, обычно с поверхности земли, по управляющей линии 34.
Вдоль скважинной установки 10 также размещена распределенная система 36 датчиков. Система 36 датчиков может содержать оптоволоконную систему, содержащую оптоволоконный кабель 38, проходящий по длине кожуха 18 и сквозь большинство пакеров 22 или сквозь все пакеры 22. Поверхностное устройство 37 для сбора данных может излучать световые импульсы, считывать сигналы, отраженные от оптического волокна 38, и определять температурный профиль на пластах 13 и 15 для анализа параметров, потоков флюида, например, для определения прорыва воды в скважину в любой точке. Если произошел прорыв воды в скважину, пользователь может предпочесть заглушить или запереть соответствующий клапан 24 (например, изменив давление в управляющей линии 34). Оптоволоконный кабель может быть размещен внутри линии управления DTS, например, прокачиванием кабеля вместе с линией управления, используя флюид.
При размещении скважинной установки 10 кожух 18 лифтовой колонны, нижняя колонна 20, клапан 24, пакеры 22, линия управления 34 и оптоволоконный кабель 38 размещаются совместно. Когда верхний пакер 22 достигает требуемого положения, пакеры 22 крепятся, например, механическим или гидравлическим приведением в действие или посредством беспроводного входного сигнала. На колонне 44, например на спусковой колонне или на сворачиваемых трубах НКТ, может устанавливаться электрическая система 40 погружного насоса с силовым кабелем 42, выходящим на поверхность, при этом насос размещается внутри защитного кожуха и над верхним пакером 22. Система 40 может способствовать искусственной добыче и подъему пластовых флюидов из пластов 13 и 15.
В варианте по фиг.2 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.1. Многие компоненты на фиг.2 совпадают с компонентами на фиг.1 с некоторыми отличиями, описанными ниже. Например, защитный кожух 18 на фиг.2 содержит посадочный участок 50, например отшлифованное гнездо, которое может быть расположено непосредственно над верхним пакером 22. Насосный узел 52, содержащий насосную систему 54, кожух 56 насоса и уплотняющий узел 58, размещен внутри защитного кожуха 18 путем спуска трубопровода 60, например, сворачиваемых труб, с силовым кабелем 61 для подачи питания на насосную систему 54. Насосная система 54 может являться системой погружного электрического насоса. Насосный узел 52 опускают в кожух 18, пока уплотняющий узел 58 не войдет во взаимодействие с посадочным участком 50 и не образует вместе с ним уплотнение. При активации насосная система 54 облегчает поток флюида из пластов 13 и 15 через кожух 56 насоса и по кольцевому пространству из насосной системы 54 так, что флюид поднимается снаружи от трубопровода 60, но внутри защитного кожуха 18. Насосный узел 52 по желанию может размещаться в скважинной установке 10 и извлекаться из нее.
На фиг.3 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.1. В этом варианте нижняя секция 16 и верхняя секция 14 скважинной установки выполнены как отдельные части. Кроме того, между верхней и нижней секциями скважинной установки имеется гидроизолирующий разъем, вариант которого более подробно будет описан ниже. Гидроизолирующий разъем может содержать гидравлическую линию, внутри которой проходит оптоволоконный кабель, гидроизолирующий разъем оптоволоконного кабеля, гидроизолирующий электрический разъем для датчиков давления, температуры и управляющих клапанов или гидроизолирующий гидравлический разъем для передачи гидравлических сигналов, например, на управляющие клапаны. В этом варианте защитный кожух 18 не используется. Кроме того, может иметься канал сквозь верхнюю секцию 14 для пропускания механических перемещающих инструментов для приведения в действие управляющих клапанов. Таким образом, клапан 24 можно приводить в действие механически, поэтому управляющая линия 34 отсутствует. Кроме того, оптоволоконный кабель 38 или оптоволоконный кабель 38, заключенный в линии управления, первоначально не выходят на поверхность. Кабель и/или линия управления сначала проходят от положения над верхним пакером 22 сквозь пакеры 22 и через пласты 13 и 15. В этом варианте нижняя колонна 20 НКТ содержит увеличенный участок 70, который проходит через верхний пакер 22. Увеличенный участок может содержать отшлифованное гнездо 71.
Когда пакеры 22 и нижняя колонна 20 НКТ установлены в нужное положение в скважине, верхняя секция 14 опускается в скважину 12. В этом варианте верхняя секция 14 содержит лифтовую колонну 74 с перепускным каналом 76, Y-образный блок 77, верхний участок 78 оптоволоконного кабеля или управляющей линии, уплотняющий узел 80 и участок замка 82. Замковый участок 82 верхней секции 72 скважинной установки сопрягается и запирается с ответным запирающим участком 83, расположенным над верхним пакером 22, тогда как уплотняющий узел 80 вступает в уплотняющее взаимодействие с увеличенным участком 70 нижней колонны 20 НКТ и внутри нее. Одновременно часть 84а гидроизолирующего разъема верхнего участка 78 оптоволоконного кабеля или управляющей линии переходит в гидравлическое сообщение с ответной частью 84b гидроизолирующего разъема, соединенной с оптоволоконным кабелем или управляющей линией 38. Если используется только оптоволоконный кабель, то гидроизолирующий разъем является оптоволоконным гидроизолирующим разъемом. Если оптоволоконный кабель размещен внутри управляющей линии, то гидроизолирующий разъем может быть гидравлическим разъемом, а оптоволоконный кабель можно затем пропустить по внутренней полости соединенной управляющей линии. В других вариантах гидроизолирующий разъем также может быть разъемом для передачи гидравлических сигналов или электрическим гидроизолирующим разъемом. Сопрягаемые запирающие участки 82 и 83 также могут работать как направляющие и ориентировать части 84a и 84b гидроизолирующего разъема для правильного зацепления.
Насосная система 86 расположена в Y-образном блоке 77 и может устанавливаться с возможностью извлечения с помощью перепускного канала 76 и выбивающего инструмента (не показан), как известно специалистам. Таким образом, всю верхнюю секцию 14 скважинной установки можно устанавливать выборочно и интегрировать с остальной частью скважинной установки 10, например с нижней секцией 16 скважинной установки. Более того, поскольку насосная система 86 расположена в Y-образном блоке 77, для механического изменения положения клапанов 24 по мере необходимости можно использовать сдвигающий инструмент (не показан), пропускаемый через основное проходное сечение лифтовой колонны 74 в нижнюю колонну 20 НКТ.
В варианте по фиг 4 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.3. В этом варианте, однако, система 36 датчиков размещена в лифтовой колонне 74 и в нижней колонне 20 НКТ. Кроме того, в этом варианте система 36 датчиков содержит трубопровод 90, например, из сворачиваемых труб, с размещенным в нем оптоволоконным кабелем 38 или оптоволоконным кабелем 38, размещенным внутри управляющей линии 90, плотно заблокированным в основном проходном сечении лифтовой колонны 74 пробкой 92, расположенной между трубопроводом 90 и окружающей стенкой перепускного канала 76. Трубопровод 90 может опускаться вместе с верхней секцией 14 скважинной установки или после спуска верхней секции 14. В любом случае трубопровод 90 и заключенный в нем оптоволоконный кабель 38 проходят в нижней колонне 20 НКТ через пласты 13 и 15.
Вариант скважинной установки 10 по фиг.5 несколько отличается от предыдущих вариантов, хотя он обеспечивает в некоторой степени функциональность, подобную этим предыдущим вариантам. На первоначальном этапе в скважину 12 спускают секцию 100 для предотвращения поступления песка. Как и в предыдущих вариантах, секция 100 для предотвращения поступления песка содержит пакеры 22, которые уплотняют и крепят секцию 100 к обсаженному участку 21 и необсаженному участку 23 скважины 12. Секция 100 содержит по меньшей мере один песочный фильтр 102, содержащий песочный фильтрующий элемент 104 и основную трубу 106 фильтра (что широко известно в отрасли).
Скважинная установка 10 также содержит трубопровод 110, который спускается позже и вставляется в секцию 100 для противодействия поступлению песка. Трубопровод 110 содержит нижнюю колонну 20 НКТ, которая прикреплена к лифтовой колонне 74, которая в свою очередь содержит Y-образный блок 77, насос 86 и перепускной канал 76. Механические клапаны 24 размещены вдоль нижней колонны 20 так, что каждый клапан 24 сообщается с соответствующим пластом, например пластами 13 и 15, когда трубопровод 110 правильно вставлен в секцию 100 для предотвращения поступления песка. В этом варианте клапаны 24 могут содержать механические сдвижные муфты или гидравлические или электрические дроссели. Вдоль нижней колонны 20 также установлен по меньшей мере один уплотняющий узел 112 для изоляции участков между клапанами 24 и тем самым изоляции пластов 13 и 15. В одном варианте каждый уплотняющий узел 112 плотно и с возможностью скольжения взаимодействует с внешней поверхностью нижней колонны 20 для обеспечения необходимой изоляции. В одном варианте каждый уплотняющий узел 112 осуществляет уплотнения с нижней колонной 20 рядом с соответствующим пакером 22.
Оптоволоконный кабель 38 или управляющую линию, в которой проходит такой кабель, спускают в трубопровод 110. В показанном варианте этот кабель или управляющую линию спускают через каналы в уплотняющих узлах 112 и проводят от поверхности через пласты 13 и 15.
Каждый из вариантов скважинной установки 10, описанных выше, облегчает заканчивание многозонной подземной скважины и эксплуатацию такой скважины. Скважинная установка включает комбинацию компонентов, которую можно спускать в скважину как единую скважинную установку или как части скважинной установки, содержащие разные компоненты. Каждый вариант скважинной установки объединяет использование распределенной системы датчиков, например распределенной системы датчиков температуры, с по меньшей мере одним клапаном регулирования потока, которой можно легко управлять без проведения операций внутри скважины или с проведением недорогих операций внутри скважины. Такая комбинация облегчает эффективную эксплуатацию разнообразных скважин.
Более того, каждая скважинная установка может содержать насосную систему, которая позволяет осуществлять искусственный подъем и добычу флюидов из пластов 13 и 15. В каждом из этих вариантов насосная система является селективно извлекаемой из скважинной установки и не требует извлечения остальной части скважинной установки 10 из скважины.
Комбинация пакеров 22 (уплотняющих узлов 112 на фиг.5) с клапанами 24 еще более облегчает эффективную эксплуатацию скважины. Пакеры 22 позволяют выборочно изолировать и обсаженные и необсаженные участки скважины, примыкающие к множественным пластам. Клапаны 24 взаимодействуют с пакерами 22, позволяя осуществлять независимое управление потоком из пластов (или в пласты), например пластов 13, 15, без операций внутри скважины или с минимальными операциями внутри скважины. Клапаны 24 по фиг.1 и 2 приводятся в действие гидравлически и поэтому могут заглушаться, открываться и закрываться без внутрискважинных операций. Клапаны 24 по фиг.3-5 приводятся в действие механически и, следовательно, могут заглушаться, открываться и закрываться с минимальными внутрискважинными операциями. Использование Y-образного блока 77 в варианте по фиг.3-5 позволяет проводить операции с клапанами без необходимости извлечения какой-либо части скважинной установки 10 и при необходимости без подъема насосной системы. Клапаны 24 могут быть автономными (фиг.5) или интегрированными с другим оборудованием, например песочными фильтрами (фиг.1-4).
Скважинные установки 10 имеют распределенную систему 36 датчиков, например распределенную систему датчиков температуры, которую можно спускать в скважину как часть любой из скважинных установок 10. Система 36 датчиков позволяет осуществлять мониторинг параметров потока флюида, связанных с движением флюида по скважине для создания обратной связи для оператора. Эта обратная связь позволяет оператору скважины регулировать положение клапанов 24 для обеспечения поддержания добычи без вредных событий, таких как прорыв воды. В некоторых вариантах система 36 датчиков может быть полностью развернута вместе с по меньшей мере частью скважинной установки 10. В других вариантах система 36 датчиков может быть развернута частями, которые соединяются в скважине, например, через гидроизолирующие разъемы.
Соответственно, хотя выше были подробно описаны лишь некоторые варианты настоящего изобретения, специалисты легко поймут, что в предложенное решение могут быть внесены многочисленные изменения, не выходящие за пределы сути настоящего изобретения. Такие изменения включены в объем настоящего изобретения, который определен прилагаемой формулой.
Claims (28)
1. Установка для заканчивания подземной скважины, содержащая нижнюю колонну насосно-компрессорных труб, включающую по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью спуска в скважину, и находящуюся в уплотняющем взаимодействии с по меньшей мере одним пакером, при этом по меньшей мере один клапан расположен под по меньшей мере одним пакером и сообщен с по меньшей мере с одним пластом, верхнюю секцию, содержащую насос, выполненный с возможностью выборочного спуска в скважину и его извлечения, распределенную систему датчиков, проходящую через по меньшей мере один пласт.
2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере один клапан содержит пару клапанов, расположенных под по меньшей мере одним пакером для управления потоком из по меньшей мере двух пластов.
3. Установка по п.2, дополнительно содержащая промежуточный пакер, расположенный между отдельными клапанами пары клапанов.
4. Установка по п.1, в которой по меньшей мере один клапан приводится в действие гидравлически.
5. Установка по п.1, в которой по меньшей мере один клапан приводится в действие механически.
6. Установка по п.2, дополнительно содержащая защитный кожух, проходящий вверх в скважине от верхнего пакера из по меньшей мере одного пакера, при этом насос размещен внутри защитного кожуха.
7. Установка по п.6, в которой защитный кожух содержит посадочный участок.
8. Установка по п.2, в которой секция содержит лифтовую колонну, имеющую перепускной канал и Y-образный блок, в котором размещен насос.
9. Установка по п.2, в которой распределенная система датчиков содержит оптоволоконные кабели, соединенные друг с другом скважинным гидроизолирующим разъемом.
10. Установка по п.8, в которой распределенная система датчиков является распределенной системой датчиков температуры, по меньшей мере частично размещенной в лифтовой колонне.
11. Установка по п.10, в которой распределенная система датчиков температуры содержит оптоволоконный кабель, размещенный в трубопроводе.
12. Установка по п.2, дополнительно содержащая основную трубу фильтра и песочный фильтр, окружающий каждый клапан.
13. Способ заканчивания подземной скважины, содержащий следующие стадии:
размещение нижней колонны насосно-компрессорных труб в скважине вблизи пласта; функциональное уплотнение нижней колонны насосно-компрессорных труб относительно скважины с помощью пакера; размещение по меньшей мере одного клапана на нижней колонне насосно-компрессорных труб и под пакером; выборочный спуск в скважину насоса с возможностью его извлечения; измерение температурного профиля на по меньшей мере одном пласте.
14. Способ по п.13, дополнительно содержащий стадию управления потоком флюида между пластом и нижней колонной насосно-компрессорных труб с помощью по меньшей мере одного клапана.
15. Способ по п.14, в котором стадия функционального уплотнения содержит спуск в скважину второго пакера и стадия размещения клапана содержит размещение первого клапана между пакером и вторым пакером и второго клапана под вторым пакером.
16. Способ по п.15, дополнительно содержащий стадию расположения защитного кожуха над первым пакером и вплотную к нему и расположение насоса в защитном кожухе.
17. Способ по п.15, дополнительно содержащий стадию сцепления нижней колонны насосно-компрессорных труб с лифтовой колонной, имеющей перепускной канал и Y-образный блок, и расположение насоса в указанном блоке.
18. Способ по п.15, в котором стадия измерения температурного профиля содержит измерение температурного профиля вдоль первого клапана и второго клапана и вдоль множества пластов.
19. Способ по п.14, при котором стадия функционального уплотнения включает использование канального пакера для заканчивания в качестве верхнего пакера и множество пакеров для необсаженного участка скважины, расположенных под канальным пакером.
20. Способ по п.15, дополнительно содержащий стадию окружения первого и второго клапанов основной трубой фильтра и далее окружения основной трубы фильтра песочным фильтром.
21. Установка для заканчивания подземной скважины, содержащая первый пакер, размещенный в обсаженном участке скважины, второй пакер, размещенный под первый пакер в необсаженном участке скважины для изоляции первой зоны скважины от второй зоны скважины, нижнюю секцию, имеющую колонну насосно-компрессорных труб с множеством клапанов, управляемых без существенных внутрискважинных операций, при этом по меньшей мере первый клапан размещен между первым пакером и вторым пакером и по меньшей мере второй клапан расположен под вторым пакером; верхнюю секцию, зацепленную с нижней секцией и имеющую систему электрического погружного насоса для перемещения флюида по колонне насосно-компрессорных труб, и распределенную систему датчиков температуры, проходящую через первый пакер, второй пакер и множество клапанов, для измерения скважинных параметров, связанных с движением флюида.
22. Установка по п.21, в которой верхняя секция содержит защитный кожух, окружающий систему электрического погружного насоса.
23. Установка по п.22, в которой защитный кожух содержит посадочный участок, расположенный вблизи первого пакера для приема с возможностью уплотнения кожуха насоса, выступающего вниз от системы электрического погружного насоса.
24. Установка по п.22, в которой верхняя секция содержит лифтовую колонну, имеющую перепускной канал и Y-образный блок, в котором размещена система электрического погружного насоса.
25. Установка по п.21, дополнительно содержащая по меньшей мере один гидроизолирующий разъем между нижней секцией и верхней секцией.
26. Установка по п.21, в которой распределенная система датчиков температуры содержит трубопровод, проходящий сквозь первый пакер, второй пакер и множество клапанов.
27. Установка по п.21, в которой основная труба фильтра и песочный фильтр проходят между первым пакером и вторым пакером и расположены радиально снаружи от первого клапана.
28. Установка по п.25, в которой по меньшей мере один гидроизолирующий разъем является по меньшей мере одним из гидравлического гидроизолирующего разъема, электрического гидроизолирующего разъема и оптоволоконного гидроизолирующего разъема.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US59323104P | 2004-12-23 | 2004-12-23 | |
| US60/593,231 | 2004-12-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005140272A RU2005140272A (ru) | 2007-06-27 |
| RU2307920C1 true RU2307920C1 (ru) | 2007-10-10 |
Family
ID=36636767
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005140272/03A RU2307920C1 (ru) | 2004-12-23 | 2005-12-22 | Установка и способ заканчивания подземных скважин |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7428924B2 (ru) |
| CN (1) | CN1920246A (ru) |
| AR (1) | AR053426A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0506114A (ru) |
| CA (1) | CA2531301C (ru) |
| RU (1) | RU2307920C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530810C2 (ru) * | 2010-05-26 | 2014-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали |
| RU2606479C2 (ru) * | 2010-12-17 | 2017-01-10 | Веллтек А/С | Заканчивание скважины |
| RU2702446C1 (ru) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины |
Families Citing this family (81)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006019929A2 (en) * | 2004-07-14 | 2006-02-23 | Dagher Habib J | Composite anti-tamper container with embedded devices |
| JP2009503306A (ja) | 2005-08-04 | 2009-01-29 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | 坑井遠隔計測システム用インターフェイス及びインターフェイス方法 |
| US9109439B2 (en) | 2005-09-16 | 2015-08-18 | Intelliserv, Llc | Wellbore telemetry system and method |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7712524B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-05-11 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| GB2455017B (en) * | 2006-09-29 | 2010-11-24 | Shell Int Research | Method and assembly for producing oil and/or gas through a well traversing stacked oil and/or gas bearing earth layers |
| US8132621B2 (en) * | 2006-11-20 | 2012-03-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation evaluation systems and methods |
| US8056628B2 (en) * | 2006-12-04 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for facilitating downhole operations |
| US7827859B2 (en) * | 2006-12-12 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and methods for obtaining measurements below bottom sealing elements of a straddle tool |
| US8245782B2 (en) * | 2007-01-07 | 2012-08-21 | Schlumberger Technology Corporation | Tool and method of performing rigless sand control in multiple zones |
| GB2480944B (en) * | 2007-03-13 | 2012-02-22 | Schlumberger Holdings | Providing a removable electrical pump in a completion system |
| US20080223585A1 (en) * | 2007-03-13 | 2008-09-18 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a removable electrical pump in a completion system |
| US7644758B2 (en) * | 2007-04-25 | 2010-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Restrictor valve mounting for downhole screens |
| US7565834B2 (en) * | 2007-05-21 | 2009-07-28 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for investigating downhole conditions |
| US7580797B2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Subsurface layer and reservoir parameter measurements |
| CA2639556A1 (en) * | 2007-09-17 | 2009-03-17 | Schlumberger Canada Limited | A system for completing water injector wells |
| US8344885B2 (en) * | 2008-01-22 | 2013-01-01 | Angel Secure Networks Inc. | Container with interior enclosure of composite material having embedded security element |
| MX2010009656A (es) * | 2008-03-03 | 2010-12-21 | Intelliserv Int Holding Ltd | Monitoreo de condiciones del fondo del pozo con sistema de medición distribuida de sarta de perforación. |
| US8496055B2 (en) * | 2008-12-30 | 2013-07-30 | Schlumberger Technology Corporation | Efficient single trip gravel pack service tool |
| GB2467177A (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-28 | Sensornet Ltd | Sensing inside and outside tubing |
| US20100212895A1 (en) * | 2009-02-23 | 2010-08-26 | Vickery Euin H | Screen Flow Equalization System |
| GB2483606B (en) * | 2009-06-11 | 2013-12-25 | Schlumberger Holdings | System, device, and method of installation of a pump below a formation isolation valve |
| US8205679B2 (en) * | 2009-06-17 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for efficient deployment of intelligent completions |
| US8757276B2 (en) * | 2009-06-18 | 2014-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for connecting communication lines in a well environment |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US20110083856A1 (en) * | 2009-10-08 | 2011-04-14 | Schlumberger Technology Corporation | Sensor deployment and retrieval system using fluid drag force |
| US9228423B2 (en) | 2010-09-21 | 2016-01-05 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for controlling flow in a wellbore |
| US10082007B2 (en) | 2010-10-28 | 2018-09-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Assembly for toe-to-heel gravel packing and reverse circulating excess slurry |
| US8813855B2 (en) | 2010-12-07 | 2014-08-26 | Baker Hughes Incorporated | Stackable multi-barrier system and method |
| US8739884B2 (en) | 2010-12-07 | 2014-06-03 | Baker Hughes Incorporated | Stackable multi-barrier system and method |
| US9027651B2 (en) | 2010-12-07 | 2015-05-12 | Baker Hughes Incorporated | Barrier valve system and method of closing same by withdrawing upper completion |
| US9051811B2 (en) | 2010-12-16 | 2015-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Barrier valve system and method of controlling same with tubing pressure |
| US8613311B2 (en) | 2011-02-20 | 2013-12-24 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems |
| US8955600B2 (en) * | 2011-04-05 | 2015-02-17 | Baker Hughes Incorporated | Multi-barrier system and method |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9243489B2 (en) | 2011-11-11 | 2016-01-26 | Intelliserv, Llc | System and method for steering a relief 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 |
| US9016372B2 (en) | 2012-03-29 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Method for single trip fluid isolation |
| US9016389B2 (en) | 2012-03-29 | 2015-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Retrofit barrier valve system |
| US9828829B2 (en) | 2012-03-29 | 2017-11-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Intermediate completion assembly for isolating lower completion |
| US9725985B2 (en) | 2012-05-31 | 2017-08-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Inflow control device having externally configurable flow ports |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| EP2900905B1 (en) * | 2012-09-26 | 2024-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
| EP3441559B1 (en) | 2012-09-26 | 2020-06-17 | Halliburton Energy Services Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| SG11201501844UA (en) | 2012-09-26 | 2015-04-29 | Halliburton Energy Services Inc | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| WO2014051561A1 (en) | 2012-09-26 | 2014-04-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion assembly and methods for use thereof |
| MX371144B (es) | 2012-09-26 | 2020-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Tubo de esnorquel con barrera contra desechos para medidores electronicos colocados sobre tamices de arena. |
| US8857518B1 (en) | 2012-09-26 | 2014-10-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single trip multi-zone completion systems and methods |
| EP2900914B1 (en) | 2012-09-26 | 2019-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Welbore sensing system and method of sensing in a wellbore |
| US9163488B2 (en) | 2012-09-26 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple zone integrated intelligent well completion |
| US8893783B2 (en) | 2012-09-26 | 2014-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion |
| US9598952B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-03-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Snorkel tube with debris barrier for electronic gauges placed on sand screens |
| AU2012391060B2 (en) | 2012-09-26 | 2017-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of placing distributed pressure gauges across screens |
| BR112015006645B1 (pt) * | 2012-09-26 | 2020-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | sistema para utilização com um poço subterrâneo e método para operar uma coluna de completação em um furo de poço subterrâneo |
| US9187995B2 (en) * | 2012-11-08 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Production enhancement method for fractured wellbores |
| US20150041126A1 (en) * | 2013-08-08 | 2015-02-12 | Schlumberger Technology Corporation | Bypass steam injection and production completion system |
| CN103437744B (zh) * | 2013-09-03 | 2016-02-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油田地面地下一体化采油智能控制装置 |
| US20150361757A1 (en) * | 2014-06-17 | 2015-12-17 | Baker Hughes Incoporated | Borehole shut-in system with pressure interrogation for non-penetrated borehole barriers |
| CN104895557B (zh) * | 2015-03-26 | 2017-10-20 | 南通华兴石油仪器有限公司 | 一种智能完井模拟系统生产流体模拟器 |
| US10745998B2 (en) | 2015-04-21 | 2020-08-18 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-mode control module |
| CA2998383C (en) | 2015-11-09 | 2020-03-10 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Inflow control device having externally configurable flow ports and erosion resistant baffles |
| CN106812494A (zh) * | 2015-12-01 | 2017-06-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井底封堵装置 |
| CN106869908A (zh) * | 2015-12-11 | 2017-06-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 管柱 |
| WO2017116968A1 (en) * | 2015-12-28 | 2017-07-06 | Shell Oil Company | Use of structural member to provide optical fiber in a wellbore |
| US20180087336A1 (en) * | 2016-09-23 | 2018-03-29 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Single trip coiled tubing conveyed electronic submersible pump and packer deployment system and method |
| US10533393B2 (en) * | 2016-12-06 | 2020-01-14 | Saudi Arabian Oil Company | Modular thru-tubing subsurface completion unit |
| CN107956430B (zh) * | 2018-01-10 | 2023-07-04 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种适用于陆地试验井的智能完井管柱及其下井测试方法 |
| US10844699B2 (en) | 2018-05-29 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | By-pass system and method for inverted ESP completion |
| US10947813B2 (en) * | 2018-07-30 | 2021-03-16 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for preventing sand accumulation in inverted electric submersible pump |
| WO2020153864A1 (en) * | 2019-01-23 | 2020-07-30 | Schlumberger Canada Limited | Single trip completion systems and methods |
| CN109931037B (zh) * | 2019-04-11 | 2023-12-15 | 王淑华 | 自适应控制筛管及方法 |
| US20220334279A1 (en) * | 2019-10-03 | 2022-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber optic interrogation system |
| BR102020013873A2 (pt) | 2020-07-07 | 2022-01-18 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema e método de completação inteligente elétrica em reservatórios que permitam a completação a poço aberto |
| CN114482921A (zh) * | 2020-10-27 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种电液一体化开关及其应用 |
| US11629575B2 (en) * | 2021-02-03 | 2023-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling fluid flow through a downhole tool |
| US11970926B2 (en) | 2021-05-26 | 2024-04-30 | Saudi Arabian Oil Company | Electric submersible pump completion with wet-mate receptacle, electrical coupling (stinger), and hydraulic anchor |
| US11828120B2 (en) * | 2022-03-14 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Isolated electrical submersible pump (ESP) motor |
| CN114876422B (zh) * | 2022-05-12 | 2023-06-02 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | 一种流量控制与多地层流体统注装置及方法 |
Family Cites Families (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3437046A (en) * | 1967-08-31 | 1969-04-08 | Century Electric Motor Co | Submersible pump for a well casing |
| US3677665A (en) * | 1971-05-07 | 1972-07-18 | Husky Oil Ltd | Submersible pump assembly |
| US5163512A (en) * | 1991-08-28 | 1992-11-17 | Shell Oil Company | Multi-zone open hole completion |
| GB9313081D0 (en) * | 1993-06-25 | 1993-08-11 | Pumptech Nv | Selective zonal isolation of oil wells |
| US6006832A (en) * | 1995-02-09 | 1999-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and system for monitoring and controlling production and injection wells having permanent downhole formation evaluation sensors |
| US5671809A (en) * | 1996-01-25 | 1997-09-30 | Texaco Inc. | Method to achieve low cost zonal isolation in an open hole completion |
| US20040043501A1 (en) * | 1997-05-02 | 2004-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Monitoring of downhole parameters and chemical injection utilizing fiber optics |
| US6787758B2 (en) * | 2001-02-06 | 2004-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Wellbores utilizing fiber optic-based sensors and operating devices |
| CA2524554C (en) * | 1997-05-02 | 2007-11-27 | Sensor Highway Limited | Electrical energy from a wellbore light cell |
| US5954136A (en) * | 1997-08-25 | 1999-09-21 | Camco International, Inc. | Method of suspending an ESP within a wellbore |
| US6419022B1 (en) * | 1997-09-16 | 2002-07-16 | Kerry D. Jernigan | Retrievable zonal isolation control system |
| US6135210A (en) * | 1998-07-16 | 2000-10-24 | Camco International, Inc. | Well completion system employing multiple fluid flow paths |
| US6648073B1 (en) * | 1998-08-28 | 2003-11-18 | Kerry D. Jernigan | Retrievable sliding sleeve flow control valve for zonal isolation control system |
| US6619397B2 (en) * | 1998-11-03 | 2003-09-16 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
| US6318465B1 (en) * | 1998-11-03 | 2001-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
| US6315041B1 (en) * | 1999-04-15 | 2001-11-13 | Stephen L. Carlisle | Multi-zone isolation tool and method of stimulating and testing a subterranean well |
| GC0000213A (en) * | 1999-11-29 | 2006-03-29 | Shell Int Research | Creating multiple fractures in an earth formation |
| US6997263B2 (en) * | 2000-08-31 | 2006-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi zone isolation tool having fluid loss prevention capability and method for use of same |
| US6533039B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-18 | Schlumberger Technology Corp. | Well completion method and apparatus with cable inside a tubing and gas venting through the tubing |
| US6464006B2 (en) * | 2001-02-26 | 2002-10-15 | Baker Hughes Incorporated | Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system |
| US6863124B2 (en) * | 2001-12-21 | 2005-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Sealed ESP motor system |
| US6695052B2 (en) * | 2002-01-08 | 2004-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Technique for sensing flow related parameters when using an electric submersible pumping system to produce a desired fluid |
| US6668925B2 (en) * | 2002-02-01 | 2003-12-30 | Baker Hughes Incorporated | ESP pump for gassy wells |
| US6854517B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Electric submersible pump with specialized geometry for pumping viscous crude oil |
| GB2409719B (en) * | 2002-08-15 | 2006-03-29 | Schlumberger Holdings | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments |
| US6997256B2 (en) * | 2002-12-17 | 2006-02-14 | Sensor Highway Limited | Use of fiber optics in deviated flows |
| US20050149264A1 (en) * | 2003-12-30 | 2005-07-07 | Schlumberger Technology Corporation | System and Method to Interpret Distributed Temperature Sensor Data and to Determine a Flow Rate in a Well |
-
2005
- 2005-12-20 US US11/306,222 patent/US7428924B2/en active Active
- 2005-12-21 CA CA2531301A patent/CA2531301C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-12-22 RU RU2005140272/03A patent/RU2307920C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-12-22 AR ARP050105487A patent/AR053426A1/es not_active Application Discontinuation
- 2005-12-23 BR BRPI0506114-8A patent/BRPI0506114A/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-12-23 CN CNA2005101215603A patent/CN1920246A/zh active Pending
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.X. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986, с.186-189. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2530810C2 (ru) * | 2010-05-26 | 2014-10-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали |
| RU2606479C2 (ru) * | 2010-12-17 | 2017-01-10 | Веллтек А/С | Заканчивание скважины |
| RU2719852C2 (ru) * | 2010-12-17 | 2020-04-23 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Заканчивание скважины |
| RU2702446C1 (ru) * | 2019-02-22 | 2019-10-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ определения притока скважинного флюида из отдельных интервалов скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005140272A (ru) | 2007-06-27 |
| CA2531301A1 (en) | 2006-06-23 |
| CA2531301C (en) | 2011-03-29 |
| BRPI0506114A (pt) | 2006-09-19 |
| AR053426A1 (es) | 2007-05-09 |
| CN1920246A (zh) | 2007-02-28 |
| US20060196660A1 (en) | 2006-09-07 |
| US7428924B2 (en) | 2008-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2307920C1 (ru) | Установка и способ заканчивания подземных скважин | |
| US6513599B1 (en) | Thru-tubing sand control method and apparatus | |
| US8695713B2 (en) | Function spool | |
| US20080223585A1 (en) | Providing a removable electrical pump in a completion system | |
| US7775275B2 (en) | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler | |
| US7896079B2 (en) | System and method for injection into a well zone | |
| US9062530B2 (en) | Completion assembly | |
| US8919439B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US9016368B2 (en) | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion | |
| US8584766B2 (en) | Seal assembly for sealingly engaging a packer | |
| RU2482267C2 (ru) | Система регулирования дебита скважины | |
| WO2001042620A9 (en) | Sand control method and apparatus | |
| US20130075087A1 (en) | Module For Use With Completion Equipment | |
| US20140209327A1 (en) | Single trip completion system and method | |
| WO2005045174A2 (en) | Gravel pack completion with fiber optic monitoring | |
| RU95741U1 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
| CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
| EP2900905B1 (en) | Tubing conveyed multiple zone integrated intelligent well completion | |
| GB2480944A (en) | Providing a removable electrical pump in a completion system | |
| MXPA05014164A (es) | Sistema y metodo para completar un pozo subterraneo | |
| OA16528A (en) | Completion assembly. | |
| MX2015003815A (es) | Completacion de pozo inteligente integrado de zona multiple. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161223 |