RU2310066C2

RU2310066C2 - Multizone well completion method and system (variants)

Info

Publication number: RU2310066C2
Application number: RU2005141589/03A
Authority: RU
Inventors: ДЕ КАРДЕНАС Хорхе ЛОПЕС (US); ДЕ КАРДЕНАС Хорхе ЛОПЕС; Гари Л. РИТЛЕВСКИ (US); Гари Л. РИТЛЕВСКИ; Мэттью Р. ХЭКВОРТ (US); Мэттью Р. Хэкворт; Джон Р. УИТСИТТ (US); Джон Р. УИТСИТТ; Хосе Ф. ГАРСИА (US); Хосе Ф. ГАРСИА
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2004-12-30
Filing date: 2005-12-29
Publication date: 2007-11-10
Also published as: GB0710478D0; US20060144590A1; GB2421745B; GB0525276D0; GB2436235B; GB0710479D0; GB0710481D0; GB2436236B; GB2436236A; NO20056107L; RU2005141589A; GB2421745A; NO337861B1; GB2436237B; GB2436237A; GB2436235A

Abstract

FIELD: methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from multiple-zone well.

SUBSTANCE: system involves polished receiving sockets arranged in casing pipe and fluid medium supply device. Fluid medium supply device comprises at least one sealing unit for selective isolation of chosen well zone and for fluid medium supply in the chosen zone. Gun perforator may be connected to fluid medium supply device to facilitate target well zone perforation, isolation and treatment.

EFFECT: possibility of well zone treatment in single pass along well bore.

27 cl, 19 dwg

Description

Настоящее изобретение относится в основном к добыче углеводородов в подземных пластах, а более конкретно - к системе и способу подачи обрабатывающих текучих сред в скважины, имеющие несколько зон.The present invention relates generally to the production of hydrocarbons in subterranean formations, and more particularly, to a system and method for supplying processing fluids to wells having multiple zones.

Во время типичных операций в стволе скважины в эту скважину и, в конечном счете, в пласт можно закачивать различные обрабатывающие текучие среды для поддержания или повышения продуктивности скважины. Например, в ствол скважины можно закачивать химически неактивную «жидкость для гидравлического разрыва» или «жидкость разрыва» для инициирования и распространения разрывов в пласте, чтобы таким образом обеспечить проточные каналы для облегчения движения углеводородов в ствол скважины, а значит - и добычи углеводородов из этой скважины. При таких операциях гидравлического разрыва жидкость разрыва гидравлически нагнетается в ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, и принудительно подается в пласт под давлением, обеспечивается растрескивание и разрыв пласта, и расклинивающий наполнитель попадает в разрыв за счет продвижения вязкой жидкости, содержащей расклинивающий наполнитель, в разрыв в породе. Получаемый разрыв, когда в нем оказывается расклинивающий наполнитель, обеспечивает интенсифицированный приток добываемой текучей среды (например, нефти, газа или воды) в ствол скважины. В еще одном примере, в пласт можно нагнетать химически активную стимулирующую жидкость или «кислоту». Кислотная обработка пласта приводит к растворению материалов в пространствах пор пласта с целью интенсификации продуктивного потока.During typical operations in the wellbore, various processing fluids can be pumped into this well and, ultimately, into the formation to maintain or increase well productivity. For example, a chemically inactive “hydraulic fracturing fluid” or “fracturing fluid” can be injected into the wellbore to initiate and propagate fractures in the formation so as to provide flow channels to facilitate the movement of hydrocarbons into the wellbore, and hence hydrocarbon production from this wells. In such hydraulic fracturing operations, the fracturing fluid is hydraulically injected into the wellbore, penetrating the subterranean formation, and forced into the reservoir under pressure, cracking and fracturing of the formation are provided, and the proppant falls into the fracture by moving the viscous fluid containing the proppant into the fracture into breed. The resulting fracture, when proppant is present in it, provides an intensified flow of produced fluid (eg, oil, gas or water) into the wellbore. In yet another example, a chemically active stimulant or “acid” may be injected into the formation. Acid treatment of the formation leads to the dissolution of materials in the pore spaces of the formation in order to intensify the productive flow.

В настоящее время в скважинах с несколькими продуктивными зонами может оказаться необходимой обработка различных пластов в процессе многостадийной работы, требующей нескольких рейсов по стволу скважины. Каждый рейс в общем случае предусматривает изоляцию одной продуктивной зоны с последующей подачей обрабатывающей текучей среды в изолированную зону. Поскольку для изоляции и обработки каждой зоны требуется несколько рейсов, операция заканчивания скважины может оказаться отнимающей очень много времени и дорогостоящей.At present, in wells with several productive zones, it may be necessary to process various formations during multi-stage work, requiring several trips along the wellbore. Each flight generally provides for the isolation of one productive zone, followed by the supply of processing fluid to an isolated zone. Since isolation and processing of each zone requires several runs, a well completion operation can be very time-consuming and costly.

В патенте Великобритании 2381281 раскрыто заканчивание скважин с песочным фильтром. В данном патенте раскрыто использование множества полированных приемных гнезд, расположенных в скважине, имеющей множество зон. Множество уплотнительных узлов перемещается в стволе скважины для создания уплотнения с соответствующими приемными полированными гнездами для изоляции соответствующих зон скважины. Однако в данном патенте не используется подающий текучую среду инструмент, перемещающийся от одной зоне к другой зоне и избирательно создающий уплотнение с одним из полированных приемных гнезд в каждой зоне скважины.GB 2381281 discloses a sand filter well completion. This patent discloses the use of multiple polished receiving sockets located in a well having multiple zones. A plurality of sealing assemblies are moved in the wellbore to create a seal with corresponding receiving polished nests to isolate the corresponding zones of the well. However, this patent does not use a fluid-feeding tool moving from one zone to another zone and selectively creating a seal with one of the polished receiving sockets in each zone of the well.

В документе США 2002/0092650 А1 раскрыта система для перфорации и обработки множества интервалов подземных формаций. Эта система может перемещаться по стволу скважины к различным зонам для введения обрабатывающий жидкостей в различные зоны. В данной системе не используются приемные полированные гнезда и соответствующие уплотнительные механизмы, а используются надувные пакеры, которые устанавливаются и переустанавливаются в каждой зоне.US 2002/0092650 A1 discloses a system for perforating and processing multiple intervals of subterranean formations. This system can move along the wellbore to different zones for introducing processing fluids into different zones. This system does not use receiving polished sockets and corresponding sealing mechanisms, but uses inflatable packers that are installed and reinstalled in each zone.

Целью настоящего изобретения является создание системы и способа подачи обрабатывающих текучих сред в несколько зон скважины за один-единственный рейс по стволу скважины.The aim of the present invention is to provide a system and method for supplying processing fluids to several zones of the well for a single trip along the wellbore.

Эта цель достигается тем, что система для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержит трубчатый элемент, закрепленный в скважине, первое полированное приемное гнездо, расположенное в трубчатом элементе ниже зоны скважины, второе полированное приемное гнездо, расположенное в трубчатом элементе выше зоны скважины, колонну насосно-компрессорных труб для развертывания в скважине, подающий текучую среду узел, подсоединенный к колонне насосно-компрессорных труб и имеющий, по меньшей мере, одно отверстие для установления гидравлического сообщения между колонной насосно-компрессорных труб и стволом скважины, и уплотнительный механизм, подсоединенный ниже подающего текучую среду узла и выполненный с возможностью создания выборочного уплотнения с первым полированным приемным гнездом ниже зоны скважины или со вторым приемным полированным гнездом выше зоны скважины для обеспечения подачи текучей среды к следующим местоположениям в стволе скважины.This goal is achieved by the fact that the system for completing a well crossing a well zone comprises a tubular element fixed in the well, a first polished receiving slot located in the tubular element below the well zone, a second polished receiving slot located in the tubular element above the well zone, a column tubing for deployment in a well, a fluid supplying unit connected to a tubing string and having at least one opening for establishing a hydraulic an automatic communication between the tubing string and the wellbore, and a sealing mechanism connected below the fluid supply unit and configured to create a selective seal with a first polished receptacle below the well zone or with a second polished receptacle above the well zone to provide fluid flow environments to the following locations in the wellbore.

Система может дополнительно содержать стреляющий перфоратор, подсоединенный ниже уплотнительного механизма.The system may further comprise a firing punch connected below the sealing mechanism.

Система может дополнительно содержать средство подвески для развертывания в стволе скважины и стреляющий перфоратор, подсоединенный к средству подвески.The system may further comprise suspension means for deployment in the wellbore and a firing punch connected to the suspension means.

Уплотнительный механизм может быть выбран из группы, состоящей из уплотнительного кольца круглого поперечного сечения, шевронного уплотнения, V-образного гидравлического уплотнения, нетканого эластомерного уплотнения, сжимающего уплотнительного элемента, надувного уплотнительного элемента и торцевого уплотнения.The sealing mechanism may be selected from the group consisting of an O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element, and an end seal.

Согласно другому варианту система для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержит трубчатый элемент, закрепленный в скважине, первое полированное приемное гнездо, расположенное в трубчатом элементе выше зоны скважины, второе полированное приемное гнездо, расположенное в трубчатом элементе ниже зоны скважины, внешнюю колонну насосно-компрессорных труб, имеющую верхний конец, нижний конец и сквозной осевой канал, причем нижний конец внешней колонны насосно-компрессорных труб открыт для установления сообщения между осевым каналом колонны насосно-компрессорных труб и стволом скважины, внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб, расположенную в осевом канале внешней колонны насосно-компрессорных и имеющую верхний конец, нижний конец и сквозной осевой канал, отклоняющий инструмент, соединенный с нижним концом внутренней колонны насосно-компрессорных труб и имеющий отверстие для установления гидравлического сообщения между осевым каналом внутренней колонны насосно-компрессорных труб и стволом скважины, первый уплотнительный механизм, расположенный на внешней колонне насосно-компрессорных труб и предназначенный для создания уплотнения с первым полированным приемным гнездом, и второй уплотнительный механизм, расположенный ниже отверстия отклоняющего инструмента и предназначенный для создания уплотнения со вторым полированным приемным гнездом для обеспечения обработки зоны скважины между первым и вторым уплотнительными механизмами.According to another embodiment, a system for completing a well crossing a well zone comprises a tubular element fixed in the well, a first polished receiving socket located in the tubular element above the well zone, a second polished receiving socket located in the tubular element below the well zone, and an external pump string a compressor pipe having an upper end, a lower end and a through axial channel, the lower end of the outer tubing string being open to establish communication between the axle the main channel of the tubing string and the wellbore, the inner tubing string located in the axial channel of the outer tubing string and having an upper end, a lower end and a through axial channel deflecting a tool connected to the lower end of the tubing string the compressor pipes and having an opening for establishing hydraulic communication between the axial channel of the inner string of tubing and the wellbore, a first sealing mechanism located on the outer string of tubing and designed to create a seal with a first polished receiving socket, and a second sealing mechanism located below the hole of the deflecting tool and designed to create a seal with a second polished receiving socket to provide processing of the well zone between the first and second sealing mechanisms .

Каждый уплотнительный механизм может быть выбран из группы, состоящей из уплотнительного кольца круглого поперечного сечения, шевронного уплотнения, V-образного гидравлического уплотнения, нетканого эластомерного уплотнения, сжимающего уплотнительного элемента, надувного уплотнительного элемента и торцевого уплотнения.Each sealing mechanism can be selected from the group consisting of an O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element, and an end seal.

Согласно еще одному варианту система для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержит трубчатый элемент, закрепленный в скважине, полированное приемное гнездо, расположенное в трубчатом элемента ниже зоны скважины, наконечник, предназначенный для перемещения посредством насоса вниз по стволу скважины и содержащий уплотнительный механизм, выполненный для создания уплотнения с полированным приемным гнездом, и стреляющий перфоратор, подсоединенный выше наконечника.According to another embodiment, the system for completing a well crossing a well zone comprises a tubular element fixed in the well, a polished receiving socket located in the tubular element below the well zone, a tip for moving by means of a pump down the wellbore and comprising a sealing mechanism made to create a seal with a polished receiving socket, and a firing punch connected above the tip.

Система может дополнительно содержать передатчик, расположенный вблизи полированного приемного гнезда и предназначенный для создания конкретного сигнала, и приемник, подсоединенный к наконечнику и предназначенный для обнаружения сигнала из передатчика, при этом уплотнительный механизм выполнен с возможностью перевода из сложенного состояния в радиально расправленное состояние при обнаружении сигнала приемником.The system may further comprise a transmitter located near the polished receiving socket and designed to create a specific signal, and a receiver connected to the tip and designed to detect the signal from the transmitter, while the sealing mechanism is configured to translate from a folded state to a radially straightened state when a signal is detected the receiver.

Стреляющий перфоратор может быть приспособлен стрелять после заранее определенной задержки при обнаружении сигнала приемником.The firing punch may be adapted to fire after a predetermined delay when a signal is detected by the receiver.

Сигнал может быть выбран из группы, состоящей из радиочастотного сигнала, акустического сигнала, радиоактивного сигнала и магнитного сигнала.The signal may be selected from the group consisting of a radio frequency signal, an acoustic signal, a radioactive signal, and a magnetic signal.

Наконечник может дополнительно содержать ловильный профиль, сформированный на наконечнике и предназначенный для облегчения извлечения наконечника посредством ловильного инструмента.The tip may further comprise a fishing profile formed on the tip and designed to facilitate removal of the tip by means of a fishing tool.

Наконечник может дополнительно содержать центратор для поддержания ориентации наконечника.The tip may further comprise a centralizer to maintain the orientation of the tip.

Согласно изобретению создан также способ для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержащий следующие стадии:The invention also created a method for completing a well intersecting a well zone, comprising the following steps:

обеспечение обсадной колонны, имеющей установленные в ней первое и второе полированные приемные гнезда;providing a casing having first and second polished receiving sockets installed therein;

установка обсадной колонны в стволе скважины таким образом, что первое полированное приемное гнездо располагается ниже зоны скважины и второе полированное гнездо располагается над зоной скважины;installing the casing in the wellbore so that the first polished receiving socket is located below the zone of the well and the second polished socket is located above the zone of the well;

обеспечение подающего текучую среду инструмента с подсоединенным под ним уплотнительным механизмом, приспособленным для создания уплотнения с первым полированным приемным гнездом или вторым полированным приемным гнездом;providing a fluid supplying tool with a sealing mechanism connected beneath it adapted to create a seal with a first polished receiving socket or a second polished receiving socket;

перемещение подающего текучую среду инструмента в стволе скважины на колонне насосно-компрессорных труб до создания уплотнения уплотнительным механизмом с первым полированным приемным гнездом;moving the fluid supplying tool in the wellbore on the tubing string until a seal is created by a sealing mechanism with a first polished receiving socket;

подача обрабатывающей текучей среды в зону скважины посредством подающего текучую среду инструмента;supplying the processing fluid to the well zone by means of a fluid feeding tool;

перемещение уплотнительного механизма ко второму полированному гнезду.moving the sealing mechanism to the second polished socket.

В способе можно дополнительно осуществлять подсоединение стреляющего перфоратора ниже уплотнительного механизма и перфорирование зоны скважины перед подачей обрабатывающей текучей среды.In the method, it is possible to further connect the firing punch below the sealing mechanism and perforate the well zone before applying the processing fluid.

В способе можно дополнительно осуществлять циркуляцию песка вблизи зоны скважины посредством подающего текучую среду инструмента.In the method, it is possible to further circulate sand near the well zone by means of a fluid feeding tool.

Согласно другому варианту способ для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержит следующие стадии:According to another embodiment, a method for completing a well crossing a well zone comprises the following steps:

обеспечение обсадной колонны, имеющей множество установленных в ней полированных приемных гнезда;providing a casing having a plurality of polished receiving sockets installed therein;

установка обсадной колонны в стволе скважины таким образом, что, по меньшей мере одно полированное приемное гнездо располагается выше зоны скважины и, по меньшей мере, одно полированное приемное гнездо располагается ниже зоны скважины;installing the casing in the wellbore so that at least one polished receiving socket is located above the zone of the well and at least one polished receiving socket is located below the zone of the well;

обеспечение подающего текучую среду инструмента с первым уплотнительным механизмом, подсоединенным выше инструмента, и вторым уплотнительным механизмом, подсоединенным ниже инструмента;providing a fluid feeding tool with a first sealing mechanism connected above the tool and a second sealing mechanism connected below the tool;

перемещение подающего текучую среду инструмента в стволе скважины на колонне насосно-компрессорных труб до создания уплотнения первым уплотнительным механизмом уплотнение с одним полированным приемным гнездом выше зоны скважины и вторым уплотнительным механизмом с другим полированным приемным гнездом ниже зоны скважины;moving the fluid supplying tool in the wellbore on the tubing string until the first seal mechanism creates a seal with one polished receiving socket above the well zone and a second sealing mechanism with another polished receiving socket below the well zone;

последовательное перемещение подающего текучую среду инструмента в стволе скважины к другой зоне скважины.sequentially moving the fluid supplying tool in the wellbore to another zone of the well.

В способе можно дополнительно осуществлять перфорацию зоны скважины перед подачей обрабатывающей текучей среды.In the method, it is possible to further perforate the zone of the well before applying the processing fluid.

Согласно еще одному варианту способ для заканчивания скважины, пересекающей зону скважины, содержит следующие стадии:According to another embodiment, a method for completing a well crossing a well zone comprises the following steps:

обеспечение обсадной колонны, имеющей, по меньшей мере, два установленных в ней полированных приемных гнезда;providing a casing having at least two polished receiving sockets installed therein;

установка обсадной колонны в стволе скважины таким образом, что первое полированное приемное гнездо располагается выше зоны скважины и втрое полированное приемное гнездо располагается ниже зоны скважины;installing the casing in the wellbore so that the first polished receiving socket is located above the zone of the well and the third polished receiving socket is located below the zone of the well;

обеспечение концентричной колонны, содержащей внутреннюю колонну, внешнюю колонну и первый уплотнительный механизм, расположенный на внешней колонне;providing a concentric column comprising an inner column, an outer column and a first sealing mechanism located on the outer column;

подсоединение подающего текучую среду инструмента к внутренней колонне со вторым уплотнительным механизмом, расположенным ниже указанного инструмента;connecting a fluid-feeding tool to an inner column with a second sealing mechanism located below said tool;

перемещение концентричной колонны и подающего текучую среду инструмента в стволе скважины до создания уплотнения первым уплотнительным механизмом с первым полированным приемным гнездом выше зоны скважины и вторым уплотнительным механизмом со вторым полированным приемным гнездом ниже зоны скважины;moving the concentric column and the fluid supplying tool in the wellbore until a seal is formed by the first sealing mechanism with a first polished receiving socket above the well zone and a second sealing mechanism with a second polished receiving socket below the well zone;

В способе можно дополнительно осуществлять подачу обрабатывающей текучей среды в зону скважины посредством внешней колонны.In the method, it is possible to additionally supply the processing fluid to the well zone by means of an external string.

В способе можно дополнительно осуществлять циркуляцию песка вблизи зоны скважины посредством внешней колонны.In the method, it is possible to further circulate sand near the well zone by means of an external column.

обеспечение обсадной колонны, имеющей установленное в ней полированное приемное гнездо;providing a casing having a polished receiving socket installed therein;

установка обсадной колонны в стволе скважины таким образом, что полированное приемное гнездо располагается ниже зоны скважины;installing the casing in the wellbore so that the polished receiving socket is located below the zone of the well;

обеспечение наконечника, имеющего прикрепленные к нему защелкивающийся механизм и стреляющий перфоратор;providing a tip having a snap mechanism attached to it and a firing hammer;

подача с помощью насоса наконечника в стволе скважины до создания уплотнительным механизмом уплотнения с полированным приемным гнездом;supplying a tip in the wellbore with a pump until a sealing mechanism with a polished receiving socket is created by the sealing mechanism;

перфорация зоны скважины стреляющим перфоратором;perforation of the well zone with a perforating gun;

подача обрабатывающей текучей среды в зону скважины посредством обсадной колонны.supplying the processing fluid to the well zone through the casing.

В способе можно дополнительно осуществлять приведение в действие уплотнительного механизма наконечника с целью его расправления радиально наружу для создания уплотнения с полированным приемным гнездом.In the method, it is possible to further actuate the sealing mechanism of the tip with the aim of straightening it radially outward to create a seal with a polished receiving socket.

Уплотнительный механизм можно приводить в действие путем посылки сигнала в наконечник.The sealing mechanism can be actuated by sending a signal to the tip.

Другие альтернативные варианты осуществления настоящего изобретения станут очевидными из нижеследующего описания со ссылками на чертежи, на которых показано следующее:Other alternative embodiments of the present invention will become apparent from the following description with reference to the drawings, which show the following:

фиг.1 иллюстрирует вид сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, имеющей одно или несколько полированных приемных гнезд, установленных в стволе скважины;figure 1 illustrates a side view of an embodiment of a system for completing wells having multiple zones according to the present invention, having one or more polished receiving sockets installed in the wellbore;

фиг.2 иллюстрирует вид сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, включающей одно или несколько полированных приемных гнезд, установленных в стволе скважины для изоляции перфорированных зон скважины, и подающий текучую среду инструмент, имеющий расположенный на нем узел уплотнения, для подачи текучей среды в выбранную перфорированную зону скважины;FIG. 2 illustrates a side view of an embodiment of a well completion system having several zones according to the present invention, including one or more polished receiving sockets installed in the wellbore to isolate the perforated zones of the well, and a fluid feeding tool having a seal assembly disposed thereon , to supply fluid to a selected perforated zone of the well;

фиг.3A-3F иллюстрируют виды сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, изображающие узел стреляющего перфоратора и уплотнения, расположенный ниже подающего текучую среду инструмента, движущегося в стволе скважины, имеющем полированные приемные гнезда для изоляции нескольких зон скважины;3A-3F illustrate side views of an embodiment of a well completion system having multiple zones according to the present invention, depicting a firing drill and seal assembly located below a fluid supply tool moving in a wellbore having polished receiving slots for isolating multiple zones of the well ;

фиг.4А-4В иллюстрируют виды сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, изображающие колонну одновременно детонирующих стреляющих перфораторов, движущуюся в стволе скважины, имеющем полированные приемные гнезда для изоляции нескольких зон скважины;4A-4B illustrate side views of an embodiment of a well completion system having several zones according to the present invention, depicting a column of simultaneously detonating firing perforators moving in a wellbore having polished receiving slots for isolating several zones of the well;

фиг.5A-5D иллюстрируют виды сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, изображающие подающий текучую среду инструмент с узлами уплотнений, расположенными над и под подающим текучую среду инструментом, причем подающий текучую среду инструмент движется в стволе скважины, имеющем полированные приемные гнезда для изоляции нескольких зон скважины;5A-5D illustrate side views of an embodiment of a well completion system having several zones according to the present invention, depicting a fluid supply tool with seal assemblies located above and below the fluid supply tool, the fluid supply tool moving in the wellbore, having polished receiving sockets for isolating several zones of the well;

фиг.6 иллюстрирует вид сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, изображающий концентричные внутреннюю и внешнюю колонны, имеющие одно или несколько уплотнений, сформированных на внешней поверхности внешней колонны, для обхода конкретных зон скважины в стволе скважины, имеющем полированные приемные гнезда, и отклоняющий инструмент, подсоединенный к нижним частям концентрических колонн для направления потока между внутренней колонной, кольцевым пространством, ограниченным между внешней колонной и внутренней колонной, и кольцевым пространством скважины снаружи внешней колонны;6 illustrates a side view of an embodiment of a well completion system having several zones according to the present invention, depicting concentric inner and outer columns having one or more seals formed on the outer surface of the outer column to bypass specific zones of the well in a well bore having polished receiving sockets, and a deflecting tool connected to the lower parts of the concentric columns to direct the flow between the inner column, the annular space m limited between the outer string and the inner string, and the annular space of the well outside the outer string;

фиг.7A-7D иллюстрируют виды сбоку варианта осуществления системы для заканчивания скважин, имеющих несколько зон согласно настоящему изобретению, изображающие подвижный уплотнительный наконечник со стреляющим перфоратором, подсоединенным над наконечником, причем наконечник движется в стволе скважины, имеющем полированные приемные гнезда для изоляции нескольких зон ствола скважины.7A-7D illustrate side views of an embodiment of a well completion system having several zones according to the present invention, depicting a movable sealing tip with a firing punch connected above the tip, the tip moving in a wellbore having polished receiving slots to isolate multiple zones of the wellbore wells.

Следует отметить, однако, что прилагаемые чертежи иллюстрируют лишь типичные варианты осуществления этого изобретения, и поэтому их не следует рассматривать как ограничивающие его объем, так как изобретение может допускать и другие, столь же эффективные варианты осуществления.It should be noted, however, that the accompanying drawings illustrate only typical embodiments of this invention, and therefore should not be construed as limiting its scope, since the invention may allow other, equally effective embodiments.

В нижеследующем описании изложены подробности, позволяющие понять настоящее изобретение. Вместе с тем специалисты в данной области техники поймут, что настоящее изобретение можно осуществить и без этих подробностей и что возможны многочисленные изменения и модификации по сравнению с описанными вариантами осуществления.The following description sets forth the details to understand the present invention. However, those skilled in the art will understand that the present invention can be practiced without these details and that numerous changes and modifications are possible compared to the described embodiments.

В описании и прилагаемой формуле изобретения термины «подсоединяют», «подсоединение», «подсоединенные», «подсоединенные к» и «подсоединяющие» употребляются в значении «подсоединенные непосредственно к» или «подсоединенные посредством еще одного элемента», а термин «установленный» употребляется, если речь идет об «одном элементе» или «более чем одном элементе». В том смысле, в каком они употребляются в заявке, термины «вверх» и «вниз», «верхний» и «нижний», «кверху» и «книзу», «выше по течению» и «ниже по течению», «над» («выше») и «под» («ниже»), а также другие аналогичные термины, указывающие относительные положения выше и ниже некоторой заданной точки или некоторого заданного элемента, употребляются в этом описании для более ясного освещения некоторых конкретных вариантов осуществления изобретения. Кроме того, термин «уплотнительный механизм» включает уплотнительное кольцо круглого поперечного сечения, шевронное уплотнение, V-образное гидравлическое уплотнение, нетканое эластомерное уплотнение, сжимающий уплотнительный элемент, надувной уплотнительный элемент, торцевое уплотнение, а также средства, отражающие применение любых других способов и устройств для контакта с полированным приемным гнездом и временной блокировки течения текучих сред по стволу скважины. Помимо этого, термин «обрабатывающая текучая среда» включает любую текучую среду, подаваемую в пласт для стимулирования добычи, включая - но не в ограничительном смысле - жидкость разрыва, кислоту, гель, пену или другую стимулирующую текучую среду. Следует также отметить, что термины «трубчатый элемент», «обсадная колонна» и «нижняя труба обсадной колонны» могут употребляться взаимозаменяемо (например, любой вариант осуществления, описываемый здесь как используемый с обсадной колонной, также можно использовать с нижней трубой обсадной колонны или другим трубчатым элементом). В качестве еще одного момента отметим, что термин «полированное приемное гнездо» или «ППГ» включает гладкое, полированное или хонингованное, расточенное отверстие, выполненное во внутренней поверхности трубчатого элемента (например, обсадной колонны или нижней трубы обсадной колонны), имеющее заранее определенный внутренний диаметр для уплотнения или сопряжения с уплотнительным механизмом.In the description and the attached claims, the terms “connect”, “connect”, “connected”, “connected to” and “connecting” are used to mean “connected directly to” or “connected through yet another element”, and the term “installed” is used when it comes to “one item” or “more than one item”. In the sense in which they are used in the application, the terms “up” and “down”, “upper” and “lower”, “up” and “down”, “upstream” and “downstream”, “over ”(“ Above ”) and“ under ”(“ below ”), as well as other similar terms indicating relative positions above and below a given point or some given element, are used in this description to more clearly illuminate some specific embodiments of the invention. In addition, the term “sealing mechanism” includes an O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element, an end seal, and also means reflecting the use of any other methods and devices for contact with a polished receiving socket and temporarily blocking the flow of fluids along the wellbore. In addition, the term “processing fluid” includes any fluid delivered to a formation to stimulate production, including, but not limited to, a fracturing fluid, acid, gel, foam, or other stimulating fluid. It should also be noted that the terms “tubular member”, “casing string” and “lower casing string” may be used interchangeably (for example, any embodiment described herein as used with a casing string, can also be used with a lower casing string or other tubular element). As another point, we note that the term “polished receiving socket” or “BCP” includes a smooth, polished or honed, bored hole made in the inner surface of a tubular element (for example, a casing or lower casing pipe) having a predetermined internal diameter for sealing or mating with the sealing mechanism.

Вообще говоря, настоящее изобретение относится к системе и способу заканчивания скважин с несколькими продуктивными зонами путем подачи обрабатывающей текучей среды с целью достижения, облегчения достижения и/или повышения производительности. Как правило, такие скважины заканчивают поэтапно, что приводит к очень длительным временам заканчивания (составляющим, например, порядка четырех - шести недель). Настоящее изобретение может обеспечить уменьшение такого времени заканчивания (например, до нескольких суток) путем облегчения нескольких операций, ранее осуществлявшихся по одной в течение одного рейса, за один-единственный рейс. Более того, в некоторых вариантах осуществления этого изобретения предложены система и способ заканчивания скважин без использования надувных пакеров, установка и сброс которых могут понадобиться для облегчения создания нескольких зональных изоляций в течение одного рейса.Generally speaking, the present invention relates to a system and method for completing wells with multiple production zones by supplying a processing fluid in order to achieve, facilitate the achievement and / or increase productivity. As a rule, such wells are completed in stages, which leads to very long completion times (for example, of the order of four to six weeks). The present invention can provide a reduction in such completion time (for example, up to several days) by facilitating several operations previously carried out one by one during one flight, for one single flight. Moreover, in some embodiments of this invention, there is provided a system and method for completing wells without the use of inflatable packers, the installation and discharge of which may be necessary to facilitate the creation of several zone isolations during one trip.

Фиг.1 и 2 иллюстрируют вариант осуществления системы заканчивания скважин согласно настоящему изобретению, предназначенной для использования в стволе 10 скважины. Ствол 10 скважины может включать множество зон 12А, 12В скважины (например, зоны или интервалы пласта, добычи, нагнетания, углеводородов, нефти, газа или воды). Ствол 10 скважины включает трубчатый элемент 15, такой как обсадная колонна, нижняя труба обсадной колонны, эксплуатационная колонна и т.д., ограничивающий сквозное осевое отверстие с выбранным диаметром D1. В трубчатом элементе 15 установлено, по меньшей мере, одно полированное приемное гнездо (ППГ) 20А, 20В, 22А, 22В для облегчения изоляции зоны 12А, 12В скважины. ППГ 20А, 20В, 22А, 22В может быть трубчатым элементом, сформированным или установленным вдоль внутренней стенки трубчатого элемента 15 и имеющим осевое расточенное отверстие с диаметром D2, меньшим, чем диаметр D1 расточенного отверстия трубчатого элемента. Кроме того, каждое ППГ 20А, 20В, 22А, 22В может включать гладкую и/или хонингованную внутреннюю поверхность для создания уплотняющей поверхности для уплотнительного механизма 30, обеспечивающего контакт и уплотнение с целью ограничения доступа в осевое расточенное отверстие трубного элемента 15 ниже ППГ.1 and 2 illustrate an embodiment of a well completion system according to the present invention for use in a wellbore 10. The wellbore 10 may include multiple zones 12A, 12B of the well (for example, zones or intervals of the formation, production, injection, hydrocarbons, oil, gas or water). The wellbore 10 includes a tubular element 15, such as a casing string, a lower casing string, a production string, etc. defining a through axial bore with a selected diameter D1. At least one polished receiving receptacle (BCP) 20A, 20B, 22A, 22B is installed in the tubular member 15 to facilitate isolation of the well zone 12A, 12B. BCP 20A, 20B, 22A, 22B may be a tubular element formed or mounted along the inner wall of the tubular element 15 and having an axial bore hole with a diameter D2 smaller than the diameter D1 of the bore hole of the tubular element. In addition, each BCP 20A, 20B, 22A, 22B may include a smooth and / or honed inner surface to create a sealing surface for the sealing mechanism 30, providing contact and sealing to restrict access to the axial bore of the pipe element 15 below the BCP.

В одном варианте осуществления ППГ 20А, 20В устанавливают только ниже зон 12А, 12В соответственно. В этом варианте осуществления первой перфорируют нижнюю зону 12В скважины. Затем используют уплотнительный механизм 30 для уплотнения трубчатого элемента 15 в ППГ 20В. Затем обрабатывают зону 12В скважины посредством подающего текучую среду устройства 40, установленного на колонне 50 насосно-компрессорных труб. Затем перфорируют верхнюю зону 12А скважины. Уплотнительный механизм 30 используют для уплотнения трубного элемента 15 в ППГ 20А и изоляции зоны 12А скважины от зоны 12В скважины. Затем обрабатывают зону 12А скважины посредством подающего текучую среду устройства 40.In one embodiment, BCPs 20A, 20B are set only below zones 12A, 12B, respectively. In this embodiment, the lower well zone 12B is first perforated. Then use the sealing mechanism 30 to seal the tubular element 15 in the BCP 20B. Then, the well zone 12B is treated by means of a fluid supply device 40 mounted on a tubing string 50. Then, the upper zone 12A of the well is perforated. The sealing mechanism 30 is used to seal the tube element 15 in the BCP 20A and isolate the well zone 12A from the well zone 12B. Then, the well zone 12A is processed by the fluid supply device 40.

В еще одном варианте осуществления ППГ 20А, 20В устанавливают ниже зон 12А, 12В соответственно, а ППГ 22А, 22В устанавливают выше зон 12А, 12В соответственно. В этом варианте осуществления можно перфорировать обе зоны 12А, 12В скважины перед обработкой любой из зон 12А, 12В скважины. Сразу же после перфорирования зон 12А, 12В можно использовать сдвоенный уплотнительный механизм (такой как показанный на фиг.5А) для изоляции конкретной зоны скважины и обработки этой зоны скважины посредством подающего текучую среду устройства. Например, сдвоенный уплотнительный механизм может включать уплотнения для обеспечения контакта с ППГ 20В и 22В и изоляции зоны 12В скважины. Затем используют подающее текучую среду устройство, располагающееся между уплотнениями для обработки перфорированной зоны 12В скважины посредством колонны 50 насосно-компрессорных труб.In yet another embodiment, BCPs 20A, 20B are installed below zones 12A, 12B, respectively, and BCPs 22A, 22B are installed above zones 12A, 12B, respectively. In this embodiment, it is possible to perforate both zones 12A, 12B of the well before processing any of the zones 12A, 12B of the well. Immediately after perforating the zones 12A, 12B, a dual sealing mechanism (such as that shown in FIG. 5A) can be used to isolate a specific zone of the well and treat this zone of the well with a fluid-feeding device. For example, a dual sealing mechanism may include seals to provide contact with the BCPs 20B and 22B and isolate the well zone 12B. Then use a fluid supply device located between the seals for processing the perforated zone 12B of the well by means of a tubing string 50.

Фиг.3A-3F иллюстрируют еще один вариант осуществления настоящего изобретения для изоляции и обработки зоны скважины. В этом варианте осуществления бурят ствол 100 скважины, имеющий зоны 120, 130, и крепят в стволе трубчатый элемент 101 с помощью цемента 102. Между зонами 120, 130 скважины устанавливают ППГ 110. Перфорируют и обрабатывают нижнюю зону 120 скважины таким образом, что эту зону скважины можно назвать «готовой зоной скважины». Обеспечивают инструмент 140 для заканчивания, который имеет стреляющий перфоратор 142, уплотнительный механизм 144 и подающее текучую среду устройство 146. В одном варианте осуществления уплотнительный механизм 144 может располагаться выше стреляющего перфоратором 142 и ниже устройства 146. Инструмент 140 для заканчивания может быть подвешен в трубчатом элементе 101 на колонне 150 насосно-компрессорных труб, имеющей сквозное осевое расточенное отверстие. Устройство 146 может иметь, по меньшей мере, одно отверстие 148 для установления сообщения между осевым расточенным отверстием колонны 150 насосно-компрессорных труб и кольцевым пространством внутри трубчатого элемента 101.3A-3F illustrate yet another embodiment of the present invention for isolating and treating a well zone. In this embodiment, a well bore 100 having zones 120, 130 is drilled and a tubular member 101 is mounted in the bore using cement 102. BCPs 110 are installed between the well zones 120, 130. The lower zone 120 of the well is perforated and machined so that this zone wells can be called a "finished well zone". A completion tool 140 is provided that has a firing punch 142, a sealing mechanism 144 and a fluid supply device 146. In one embodiment, the sealing mechanism 144 may be located above the firing punch 142 and below the device 146. The finishing tool 140 may be suspended in a tubular member 101 on a tubing string 150 having a through axial bore hole. The device 146 may have at least one hole 148 for establishing communication between the axial bored hole of the tubing string 150 and the annular space inside the tubular member 101.

Как показано на фиг.3A-3F, в процессе эксплуатации, сразу же после перфорирования и обработки зоны 120 скважины, инструмент 140 для заканчивания тянут кверху посредством колонны 150 насосно-компрессорных труб (фиг.3А). Стреляющий перфоратор 142 оказывается выровненным вблизи следующей зоны 130 скважины, и этот перфоратор детонирует, тем самым осуществляя перфорацию зоны 130 скважины (фиг.3В). Затем инструмент 140 для заканчивания опускают до тех пор, пока уплотнительный механизм 144 не войдет в контакт с ППГ 110 и не осуществит уплотнение (фиг.3С). При таком расположении уплотнительный механизм изолирует зону 130 скважины от готовой зоны 120 скважины, а устройство 146 оказывается вблизи новой целевой зоны 130, так что обрабатывающую текучую среду можно подавать в эту целевую зону 130 через упомянутое, по меньшей мере, одно отверстие 148 устройства 146 (фиг.3D). Если необходима циркуляция (например, для отвода песка посредством циркуляции), то давление текучей среды можно увеличить, чтобы текучая среда могла циркулировать кверху через, по меньшей мере, одно отверстие 148 устройства 146 (фиг.3Е). Сразу же после того, как зона 130 скважины оказывается готовой, можно снова перемещать инструмент 140 для заканчивания кверху - к следующей целевой зоне скважины (фиг.3F).As shown in FIGS. 3A-3F, during operation, immediately after punching and processing of the well zone 120, the completion tool 140 is pulled upward by the tubing string 150 (FIG. 3A). The firing punch 142 is aligned near the next well zone 130, and this punch detonates, thereby punching the well zone 130 (FIG. 3B). Then, the completion tool 140 is lowered until the sealing mechanism 144 comes into contact with the BCP 110 and is sealed (FIG. 3C). With this arrangement, the sealing mechanism isolates the well region 130 from the finished well zone 120, and the device 146 is close to the new target zone 130, so that the processing fluid can be supplied to this target zone 130 through the at least one opening 148 of the device 146 ( 3D). If circulation is necessary (for example, to remove sand by circulation), the fluid pressure can be increased so that the fluid can circulate upward through at least one opening 148 of the device 146 (FIG. 3E). Immediately after the well region 130 is ready, the upward end tool 140 can again be moved up to the next target well zone (FIG. 3F).

В других вариантах осуществления настоящего изобретения вместо перфорирования и обработки одной зоны скважины за один раз можно перфорировать все зоны скважины перед обработкой любой зоны скважины. В связи с фиг.4А-4В отмечаем, что каждую зону 202, 204 скважины можно перфорировать стреляющим перфоратором 210 на средстве подвески 220 (например, на плетеном проволочном канате, гладком тросе или колонне насосно-компрессорных труб) по одной зоне за один раз (как показано на фиг.4А) либо каждую зону 202, 204 скважины можно перфорировать одновременно посредством колонны 212 стреляющих перфораторов, подвешенной на средстве подвески 220 (как показано на фиг.4В). В любом случае множество ППГ 231, 232, 233 устанавливают в обсадной колонне 205 ствола 200 скважины или формируют на этой колонне таким образом, что выше и ниже каждой соответствующей зоны 202, 204 скважины располагается по одному ППГ.In other embodiments of the present invention, instead of perforating and processing one zone of the well at a time, it is possible to perforate all zones of the well before processing any zone of the well. In connection with FIGS. 4A-4B, we note that each zone 202, 204 of the well can be perforated with a firing punch 210 on a suspension tool 220 (for example, on a braided wire rope, smooth cable or string of tubing) one zone at a time ( as shown in FIG. 4A) or each well zone 202, 204 can be perforated simultaneously by a shotgun string 212 suspended from a suspension means 220 (as shown in FIG. 4B). In any case, many BCPs 231, 232, 233 are installed in the casing 205 of the well bore 200 or are formed on this string in such a way that one BCP is located above and below each respective well zone 202, 204.

В одном варианте осуществления, сразу же после перфорирования зон скважины, подают инструмент для заканчивания скважины с целью изоляции и подачи обрабатывающей текучей среды в каждую зону скважины. Показанный на фиг.5A-5D вариант осуществления инструмента 250 для заканчивания скважины включает подающее текучую среду устройство 252 и уплотнительные механизмы 254, 255, расположенные над и под устройством 252 или «накрывающие» это устройство. Инструмент 250 для заканчивания скважины подвешен в стволе 200 скважины на колонне 260 насосно-компрессорных труб и ограничивает сквозное осевое расточенное отверстие для сообщения с колонной насосно-компрессорных труб. Устройство 252 имеет, по меньшей мере, одно отверстие 253 для установления гидравлического сообщения между перфорированными зонами 202, 204 скважины и колонной 260 бурильных труб.In one embodiment, immediately after perforating the zones of the well, a completion tool is provided to isolate and supply processing fluid to each zone of the well. 5A-5D, an embodiment of a well completion tool 250 includes a fluid supply device 252 and sealing mechanisms 254, 255 located above and below the device 252 or “covering” the device. The completion tool 250 is suspended in the well bore 200 from the tubing string 260 and delimits a through axial bore hole for communicating with the tubing string. The device 252 has at least one hole 253 for establishing hydraulic communication between the perforated zones 202, 204 of the well and the drill pipe string 260.

Во время работы инструмент для заканчивания скважины движется в обсадной колонне 205 ствола 200 скважины в целевую зону 204 скважины (фиг.5А). В этом положении подающее текучую среду устройство оказывается вблизи целевой зоны 204 скважины, а уплотнительные механизмы 254, 255 вступают в контакт с ППГ 231, 230 соответственно и уплотняют их, изолируя целевую зону скважины. Сразу же после изоляции зоны 204 скважины вниз по колонне 260 насосно-компрессорных труб и далее в пласт целевой зоны 204 скважины можно закачивать или иным образом подавать обрабатывающую текучую среду через отверстие 253 устройства 252 (фиг.5В). После обработки зоны 204 скважины инструмент 250 для заканчивания скважины можно поднять кверху, чтобы нарушить уплотнения между уплотнительными механизмами 254, 255 и ППГ 231, 230 соответственно. После этого можно увеличить гидравлическое давление в устройстве 250 для заканчивания скважины, чтобы посредством циркуляции отвести любой песок из кольцевого пространства между инструментом и обсадной колонной 205 (фиг.5С). Затем можно поднять инструмент 250 дальше кверху, в следующую целевую зону 202 скважины, где уплотнительные механизмы 254, 255 вступают в контакт с ППГ 232, 231 соответственно и уплотняют их, изолируя зону 202 скважины для обработки.During operation, the completion tool moves in the casing 205 of the wellbore 200 to the well target zone 204 (FIG. 5A). In this position, the fluid supplying device is near the target zone 204 of the well, and the sealing mechanisms 254, 255 come into contact with the BCP 231, 230, respectively, and seal them, isolating the target zone of the well. Immediately after isolation of the well zone 204 down the tubing string 260 and further into the formation of the target well zone 204, the treatment fluid may be pumped or otherwise supplied through the opening 253 of the device 252 (Fig. 5B). After treatment of the well zone 204, the completion tool 250 can be raised up to break the seals between the sealing mechanisms 254, 255 and the BCP 231, 230, respectively. After that, it is possible to increase the hydraulic pressure in the device 250 for well completion, so that through the circulation to remove any sand from the annular space between the tool and the casing 205 (figs). Then you can raise the tool 250 further up to the next target zone 202 of the well, where the sealing mechanisms 254, 255 come into contact with the BCP 232, 231, respectively, and seal them, isolating the zone 202 of the well for processing.

В альтернативном варианте осуществления настоящего изобретения предусматривается инструмент для завершения скважины, подающий обрабатывающую текучую среду в изолированные зоны скважины, каждая из которых перфорирована так, как показано на фиг.4А, 4В. В этом варианте осуществления инструмент 270 для заканчивания скважины имеет внутреннюю колонну 272 и внешнюю колонну 274, расположенные концентрично, ограничивая первое кольцевое пространство внутри внутренней колонны 272, второе кольцевое пространство внутри внешней колонны 274, но снаружи внутренней колонны 272, и третье кольцевое пространство внутри обсадной колонны 205 и снаружи внешней колонны 274, отклоняющий инструмент 280, подсоединенный к нижнему концу внутренней колонны 272 и имеющий, по меньшей мере, одно отверстие 282 для установления гидравлического сообщения между осевым расточенным отверстием внутренней колонны 272 и кольцевым пространством внутри обсадной колонны 205 и уплотнительный механизм 276, сформированный на внешней поверхности отклоняющего инструмента 280 и имеющий множество уплотнительных механизмов 277, 278, сформированных на внешней поверхности внешней колонны 274 для вступления в контакт с ППГ 230, 231, 232 в обсадной колонне 205 и создания уплотнения вместе с ними. Нижний конец внешней колонны 274 открыт в кольцевое пространство внутри обсадной колонны 205. Этот вариант осуществления обеспечивает циркуляцию к целевой зоне 204 скважины как через кольцевое пространство между внутренней колонной 272 и внешней колонной 274, так и через кольцевое пространство внутри внутренней колонны 272, без протекания мимо открытых пластов зоны 202 скважины (или любой другой зоны скважины выше или ниже, в данном случае целевой зоны 204 скважины).In an alternative embodiment of the present invention, there is provided a tool for completing a well that feeds processing fluid to isolated zones of the well, each of which is perforated as shown in FIGS. 4A, 4B. In this embodiment, the completion tool 270 has an inner string 272 and an outer string 274 concentrically defining a first annular space inside the inner string 272, a second annular space inside the outer string 274 but outside the inner string 272, and a third annular space inside the casing columns 205 and outside the outer column 274, a deflecting tool 280 connected to the lower end of the inner column 272 and having at least one opening 282 for establishing a guide the communication between the axial bore of the inner string 272 and the annular space inside the casing 205 and the sealing mechanism 276 formed on the outer surface of the deflecting tool 280 and having a plurality of sealing mechanisms 277, 278 formed on the outer surface of the outer string 274 for contacting the BCP 230, 231, 232 in the casing 205 and create a seal with them. The lower end of the outer string 274 is open into the annular space inside the casing string 205. This embodiment circulates to the target zone 204 of the well both through the annular space between the inner string 272 and the outer string 274, and through the annular space inside the inner string 272, without flowing past open formations of well zone 202 (or any other well zone above or below, in this case, well target zone 204).

Как показано на фиг.6, во время работы инструмент 270 для заканчивания скважины движется в обсадной колонне 205 ствола 200 скважины к целевому пласту 204. В этом положении подающее текучую среду устройство 280 оказывается вблизи целевой зоны 204 скважины, а уплотнительные механизмы 276, 277, 278 вступают в контакт с ППГ 230, 231, 232 и создают с ними уплотнения, изолируя таким образом целевую зону 204 скважины от других зон. После этого можно подавать обрабатывающую текучую среду по внутренней колонне 272 в пласт целевой зоны 204 скважины через отверстие 282 отклоняющего инструмента 280. В альтернативном варианте обрабатывающую текучую среду можно подавать только по внешней колонне 274 либо одновременно и по внутренней колонне 272, и по внешней колонне 274. Кроме того, внешнюю колонну 274 можно использовать для отвода избытка песка посредством циркуляции сразу же после вывода инструмента 270 из контакта с ППГ 276, 277, 278 и перемещения его к другой целевой зоне. В альтернативном варианте циркуляцию можно осуществлять только через внутреннюю колонну 272 либо одновременно и через внутреннюю колонну 272, и через внешнюю колонну 274.As shown in FIG. 6, during operation, the completion tool 270 moves in the casing 205 of the wellbore 200 to the target formation 204. In this position, the fluid supply device 280 is near the target zone 204 of the well, and the sealing mechanisms 276, 277, 278 come into contact with BCPs 230, 231, 232 and create seals with them, thus isolating the target zone 204 of the well from other zones. After that, the processing fluid can be supplied through the inner string 272 to the reservoir of the target well zone 204 through the hole 282 of the deflecting tool 280. Alternatively, the processing fluid can be supplied only through the outer string 274 or simultaneously through the inner string 272 and the outer string 274 In addition, the outer column 274 can be used to remove excess sand by circulation immediately after the withdrawal of the tool 270 from contact with the BCP 276, 277, 278 and moving it to another target area. Alternatively, the circulation can only be carried out through the inner column 272 or simultaneously through the inner column 272 and through the outer column 274.

На фиг.7A-7D представлен еще один вариант осуществления настоящего изобретения для избирательного перфорирования и изоляции целевой зоны скважины с целью подачи обрабатывающей текучей среды в нижележащий пласт. Фиг.7А иллюстрирует обсадную колонну 402, закрепленную в стволе 400 скважины с помощью цемента 404. Ствол 400 скважины пересекает множество зон 410, 412 скважины соответственно, а обсадная колонна 402 включает множество ППГ 420, 422, расположенных ниже зон 410, 412 соответственно. Вблизи зон 410, 412 расположены соответственно передатчики 430, 432. В одном варианте осуществления передатчики 430, 432 закреплены в ППГ 420, 422. В других вариантах осуществления передатчики 430, 432 могут быть внедрены в цемент 404 или прикреплены к обсадной колонне 402. Каждый передатчик 430, 432 создает конкретный или особый сигнал (например, радиочастотный (РЧ) сигнал, акустический сигнал, радиоактивный сигнал, магнитный сигнал или иной сигнал). Предусмотрен наконечник 440, имеющий уплотнительный механизм 442, стреляющий перфоратор 444 и приемник 446. Некоторые варианты осуществления наконечника 440 могут включать центратор 448 (например, в виде направляющих ребер) для поддержания ориентации наконечника, подаваемого с помощью насоса вниз по стволу скважины. Другие варианты осуществления наконечника 440 могут включать ловительный профиль 450, с помощью которого можно извлекать наконечник после подачи обрабатывающей жидкости и перед добычей из скважины. Уплотнительный механизм 442 наконечника выполнен с возможностью перемещения между сложенным положением, в котором наконечник 440 не контактирует с ППГ 420, 422 и не создает с ними уплотнение (как показано на фиг.7А, 7D), и расправленным положением, в котором (как показано на фиг.7В, 7С) приемник 446 управляет (например, посредством обычного контроллера, программируемого логического контроллера или иного аналогичного устройства) положением уплотнительного механизма 442 на основании обнаружения сигнала из передатчика 430, 432.FIGS. 7A-7D illustrate yet another embodiment of the present invention for selectively perforating and isolating a target zone of a well to supply processing fluid to an underlying formation. Fig. 7A illustrates a casing 402 secured to a wellbore 400 with cement 404. A wellbore 400 intersects a plurality of well zones 410, 412, respectively, and a casing 402 includes a plurality of BHAs 420, 422 located below zones 410, 412, respectively. Transmitters 430, 432, respectively, are located near zones 410, 412. In one embodiment, transmitters 430, 432 are fixed to BCPs 420, 422. In other embodiments, transmitters 430, 432 can be embedded in cement 404 or attached to casing 402. Each transmitter 430, 432 creates a particular or particular signal (e.g., a radio frequency (RF) signal, an acoustic signal, a radioactive signal, a magnetic signal, or another signal). A tip 440 is provided having a sealing mechanism 442, firing hammer drill 444 and a receiver 446. Some embodiments of the tip 440 may include a centralizer 448 (for example, in the form of guide ribs) to maintain the orientation of the tip pumped down the borehole. Other embodiments of tip 440 may include a catch profile 450, with which you can retrieve the tip after applying the treatment fluid and before production from the well. The sealing mechanism 442 of the tip is arranged to move between the folded position, in which the tip 440 does not contact the BCP 420, 422 and does not create a seal with them (as shown in FIGS. 7A, 7D), and a straightened position in which (as shown in 7B, 7C) the receiver 446 controls (for example, by means of a conventional controller, a programmable logic controller or other similar device) the position of the sealing mechanism 442 based on the detection of a signal from the transmitter 430, 432.

Как показано на фиг.7A-7D, во время работы наконечник 440 сначала движется по стволу скважины со сложенным уплотнительным механизмом 442 и запрограммирован на расправление упомянутого механизма радиально наружу при вхождении в окрестность заранее определенной целевой зоны 432 скважины. В частности, приемник 446 наконечника 440 запрограммирован на оказание воздействия после приема конкретного сигнала, испускаемого передатчиком 432. Таким образом, когда наконечник 440 проходит мимо передатчика 430, который излучает отличающийся сигнал (фиг.7А), ничего не происходит. Как только приемник 446 наконечника 440 оказывается вблизи передатчика 432, уплотнительный механизм 442 выдвигается радиально наружу в расправленное положение (фиг.7В). Затем расправленный уплотнительный механизм 442 вступает в контакт с ППГ 422 и создает с ним уплотнение. Тогда стреляющий перфоратор 444 оказывается в положении рядом с целевой зоной 412 скважины. В некоторых конкретных вариантах осуществления стреляющий перфоратор 444 устанавливают с возможностью детонации после заранее определенной задержки, реализуемой, например, с помощью счетчика или таймера, сразу же после приведения в действие уплотнительного механизма 442 с целью его расправления радиально наружу. В других вариантах осуществления стреляющий перфоратор 444 можно приводить в действие с поверхности для осуществления детонации через посредство импульсов давления, изменений давления или путем передачи других сигналов в стволе скважины. В любом случае стреляющий перфоратор 444 детонирует, обеспечивая проникновение сквозь обсадную колонну цемента в нижележащий пласт зоны 412 скважины (фиг.7С). Сразу же после перфорирования целевой зоны 412 скважины можно подавать обрабатывающую текучую среду вниз по кольцевому пространству обсадной колонны 402 к целевой зоне 412 скважины. Уплотнительный механизм 442 наконечника 440 эффективно уплотняет и изолирует целевую зону 412 скважины от любых ранее перфорированных и обработанных зон скважины, расположенных ниже. После обработки целевой зоны 412 скважины уплотнительный механизм 442 переводится обратно в сложенное положение, а наконечник 440 высвобождается из уплотнительного контакта с ППГ 422. После этого можно подавать с помощью насоса наконечник 440 к забою ствола 400 скважины (фиг.7D). Для создания уплотнения с ППГ 420, перфорирования и обработки следующей целевой зона 410 скважины можно использовать еще один наконечник (не показан), «привязанный» к частоте сигнала, испускаемого передатчиком 430. В некоторых вариантах осуществления наконечники могут включать ловительный профиль, с помощью которого можно извлекать наконечники после завершения операций (например, изоляции, перфорирования и обработки) в продуктивных зонах и перед добычей из скважины.As shown in FIGS. 7A-7D, during operation, the tip 440 first moves along the wellbore with the sealing mechanism 442 folded and is programmed to expand said mechanism radially outward when it enters the vicinity of a predetermined target zone 432 of the well. In particular, the receiver 446 of the tip 440 is programmed to influence after receiving a particular signal emitted by the transmitter 432. Thus, when the tip 440 passes by the transmitter 430 that emits a different signal (FIG. 7A), nothing happens. As soon as the receiver 446 of the tip 440 is near the transmitter 432, the sealing mechanism 442 extends radially outward into the extended position (FIG. 7B). Then the expanded sealing mechanism 442 comes into contact with the BCP 422 and creates a seal with it. Then the firing punch 444 is in a position near the target zone 412 of the well. In some specific embodiments, the firing punch 444 is detonated after a predetermined delay, such as by a counter or timer, immediately after the sealing mechanism 442 has been actuated to radially extend outwardly. In other embodiments, the firing hammer drill 444 may be driven from the surface to detonate through pressure pulses, pressure changes, or by transmitting other signals in the wellbore. In any case, the firing punch 444 detonates, allowing penetration through the casing of cement into the underlying formation of zone 412 of the well (FIG. 7C). Immediately after perforating the target well zone 412, the treatment fluid can be fed down the annular space of the casing 402 to the target well zone 412. The sealing mechanism 442 of the tip 440 effectively seals and isolates the target zone 412 of the well from any previously perforated and machined zones of the well below. After processing of the target zone 412 of the well, the sealing mechanism 442 is moved back to the folded position, and the tip 440 is released from the sealing contact with the BCP 422. After that, the tip 440 can be pumped to the bottom of the well 400 of the well (Fig. 7D). Another tip (not shown) that is “tied” to the frequency of the signal emitted by transmitter 430 can be used to create a seal with BCP 420, perforate, and process the next target well zone 410. In some embodiments, the tips may include a trapping profile that can be used to remove tips after completion of operations (for example, isolation, punching and processing) in productive zones and before production from the well.

В некоторых альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения с использованием ППГ для достижения зональной изоляции в стволе скважины можно установить устройство для анкерного крепления вблизи каждого ППГ с целью обеспечения точного места для контроля глубины. Устройство для анкерного крепления может также выдерживать вес любого наконечника или подающих текучую среду устройств или прикладываемые силы, возникающие из-за перепада давлений на уплотнениях ППГ и уплотнительных механизмов.In some alternative embodiments of the present invention, using BCPs to achieve zonal isolation in the wellbore, it is possible to install an anchor device near each BCP to provide an accurate depth control location. The device for anchoring can also withstand the weight of any tip or fluid-supplying devices or the applied forces arising from the pressure differential across the BCP seals and sealing mechanisms.

Хотя выше подробно описаны лишь несколько возможных вариантов осуществления этого изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, в возможные варианты осуществления можно внести многочисленные изменения без существенных отступлений от новых признаков и преимуществ этого изобретения. Соответственно все такие изменения следует считать находящимися в рамках объема притязаний этого изобретения, охарактеризованных в нижеследующей формуле изобретения. Употребляемые в формуле изобретения выражения, построенные по принципу «средство плюс функция», следует считать охватывающими описанные здесь конструкции как выполняющие упомянутую функцию, и не только конструктивные эквиваленты, но и эквивалентные конструкции. Так, хотя гвоздь и шуруп не являются конструктивными эквивалентами, потому что гвоздь имеет цилиндрическую поверхность для скрепления деревянных деталей друг с другом, а шуруп имеет спиральную поверхность, в области скрепления деревянных деталей гвоздь и шуруп могут быть эквивалентными конструкциями.Although only a few possible embodiments of this invention are described in detail above, those skilled in the art will easily understand that numerous changes can be made to possible embodiments without significant departure from the new features and advantages of this invention. Accordingly, all such changes should be deemed to be within the scope of the claims of this invention described in the following claims. The expressions used in the claims constructed on the principle of “means plus function” should be considered to cover the constructions described here as fulfilling the function, and not only constructive equivalents, but also equivalent constructions. So, although the nail and the screw are not structural equivalents, because the nail has a cylindrical surface for fastening the wooden parts to each other, and the screw has a spiral surface, in the area of fastening of the wooden parts, the nail and the screw can be equivalent structures.

Claims

1. System for completing a well intersecting a well zone, comprising a tubular element fixed in the well, a first polished receiving socket located in the tubular element below the well zone, a second polished receiving socket located in the tubular element above the well zone, and a tubing string for deployment in a well, a fluid supplying unit connected to a tubing string and having at least one opening for establishing hydraulic communication between a tubing string and a borehole, and a sealing mechanism connected below the fluid supply unit and configured to selectively seal with a first polished receptacle below the well zone or a second polished receptacle above the well zone to provide fluid to the following locations in the wellbore.

2. The system of claim 1, further comprising a firing punch connected below the sealing mechanism.

3. The system of claim 1, further comprising suspension means for deployment in the wellbore and a firing punch connected to the suspension means.

4. The system according to claim 1, in which the sealing mechanism is selected from the group consisting of a circular O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element and a mechanical seal.

5. A system for completing a well crossing a well zone, comprising a tubular element fixed in the well, a first polished receiving socket located in the tubular element above the well zone, a second polished receiving socket located in the tubular element below the well zone, and an external tubing string pipes having an upper end, a lower end and a through axial channel, and the lower end of the outer tubing string is open to establish communication between the axial channel of the tubing the tubing and the borehole, the inner tubing string located in the axial channel of the outer tubing string and having an upper end, a lower end and a through axial channel deflecting a tool connected to the lower end of the tubing inner string and having an opening for establishing hydraulic communication between the axial channel of the inner string of tubing and the wellbore, a first sealing mechanism located on the outer stem no tubing and adapted for sealing with a polished first receptacle and a second sealing mechanism disposed below the opening of the deflecting tool and adapted to provide a seal with the second receptacle polished to provide a well treatment zone between the first and second sealing mechanisms.

6. The system according to claim 5, in which each sealing mechanism is selected from the group consisting of a circular O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element and a mechanical seal.

7. A system for completing a well that crosses a well zone, comprising a tubular element mounted in the well, a polished receiving socket located in the tubular element below the well zone, a tip for moving by means of a pump down the wellbore and comprising a sealing mechanism configured to create seals with a polished receiving socket, and a firing punch connected above the tip.

8. The system according to claim 7, additionally containing a transmitter located near the polished receiving socket and designed to create a specific signal, and a receiver connected to the tip and designed to detect the signal from the transmitter, while the sealing mechanism is configured to transfer from the folded state to radially straightened state when a signal is detected by the receiver.

9. The system of claim 8, in which the firing punch is adapted to fire after a predetermined delay when a signal is detected by the receiver.

10. The system of claim 7, wherein the sealing mechanism is selected from the group consisting of an O-ring, a chevron seal, a V-shaped hydraulic seal, a non-woven elastomeric seal, a compressive sealing element, an inflatable sealing element, and a mechanical seal.

11. The system of claim 8, in which the signal is selected from the group consisting of a radio frequency signal, an acoustic signal, a radioactive signal and a magnetic signal.

12. The system according to claim 7, in which the tip further comprises a catching profile formed on the tip and designed to facilitate the extraction of the tip by means of a fishing tool.

13. The system according to claim 7, in which the tip further comprises a centralizer to maintain the orientation of the tip.

14. A method for completing a well crossing a well zone, comprising the steps of: providing a casing having first and second polished receiving sockets installed therein; installing the casing in the wellbore so that the first polished receiving socket is located below the zone of the well and the second polished receiving socket is located above the zone of the well; providing a fluid supplying tool with a sealing mechanism connected beneath it adapted to create a seal with a first polished receiving socket or a second polished receiving socket; moving the fluid supplying tool in the wellbore on the tubing string until a seal is created by a sealing mechanism with a first polished receiving socket; supplying the processing fluid to the well zone by means of a fluid feeding tool; moving the sealing mechanism to the second polished socket.

15. The method according to 14, in which additionally connect the firing punch below the sealing mechanism and perforate the zone of the well before applying the processing fluid.

16. The method according to 14, in which additionally carry out the circulation of sand near the zone of the well by means of a fluid-feeding tool.

17. A method for completing a well crossing a well zone comprising the following steps: providing a casing having a plurality of polished receiving sockets installed therein; installing the casing in the wellbore so that at least one polished receiving socket is located above said well zone and at least one polished receiving socket is located below said well zone; providing a fluid feeding tool with a first sealing mechanism connected above the tool and a second sealing mechanism connected below the tool; moving the fluid supplying tool in the wellbore on the tubing string until the seal is formed by the first sealing mechanism with one polished receiving socket above the well zone and the second sealing mechanism with another polished receiving socket below the well zone; supplying the processing fluid to the well zone by means of a fluid feeding tool; successive movement of the fluid supplying tool in the wellbore to another zone of the well.

18. The method according to 17, in which additionally carry out the perforation of the well zone before applying the processing fluid.

19. The method according to 17, in which additionally circulate sand near the zone of the well by means of a fluid-feeding tool.

20. A method for completing a well intersecting a well zone, comprising the steps of: providing a casing having at least two polished receiving sockets installed therein; installing the casing in the wellbore so that the first polished receiving socket is located above the well zone and the second polished receiving socket is located below the well zone; providing a concentric column comprising an inner column, an outer column and a first sealing mechanism located on the outer column; connecting a fluid-feeding tool to an inner column with a second sealing mechanism located below said tool; moving the concentric column and the fluid supplying tool in the wellbore until a seal is formed by the first sealing mechanism with a first polished receiving socket above the well zone and a second sealing mechanism with a second polished receiving socket below the well zone; supplying the processing fluid to the well zone by means of a fluid feeding tool; successive movement of the fluid supplying tool in the wellbore to another zone of the well.

21. The method according to claim 20, in which additionally supplying the processing fluid to the well zone by means of an external column.

22. The method according to claim 20, wherein the sand is further circulated near the well zone by means of a fluid feeding tool.

23. The method according to claim 20, in which additionally circulate sand near the said zone of the well through an external column.

24. A method of completing a well intersecting a well zone, comprising the steps of: providing a casing having a polished receiving socket installed therein; installing the casing in the wellbore so that the polished receiving socket is located below the zone of the well; providing a tip having a snap mechanism attached to it and a firing hammer; supplying a tip in the wellbore with a pump until a sealing mechanism with a polished receiving socket is created by the sealing mechanism; perforation of the well zone with a perforating gun; supplying the processing fluid to the well zone through the casing.

25. The method according to paragraph 24, in which additionally carry out the actuation of the sealing mechanism of the tip in order to straighten it radially outward to create a seal with a polished receiving socket.

26. The method according to paragraph 24, in which additionally carry out the actuation of the sealing mechanism of the tip for its addition to bring out of contact with a polished receiving socket.

27. The method according A.25 or 26, in which the sealing mechanism is actuated by sending a signal to the tip.