RU2682282C2 - Внутрискважинная система интенсификации - Google Patents
Внутрискважинная система интенсификации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2682282C2 RU2682282C2 RU2017100019A RU2017100019A RU2682282C2 RU 2682282 C2 RU2682282 C2 RU 2682282C2 RU 2017100019 A RU2017100019 A RU 2017100019A RU 2017100019 A RU2017100019 A RU 2017100019A RU 2682282 C2 RU2682282 C2 RU 2682282C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubular structure
- slot
- annular barrier
- fluid
- well
- Prior art date
Links
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title claims abstract description 37
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 87
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 11
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- 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
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- -1 cenospheres Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000008262 pumice Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052845 zircon Inorganic materials 0.000 description 1
- GFQYVLUOOAAOGM-UHFFFAOYSA-N zirconium(iv) silicate Chemical compound [Zr+4].[O-][Si]([O-])([O-])[O-] GFQYVLUOOAAOGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B33/1243—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves
- E21B33/1246—Units with longitudinally-spaced plugs for isolating the intermediate space with inflatable sleeves inflated by down-hole pumping means operated by a pipe string
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B33/127—Packers; Plugs with inflatable sleeve
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/06—Sleeve valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Abstract
Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто. При этом внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит насос, выполненный с возможностью подачи текучей среды под избыточным давлением вниз скважинной трубчатой конструкции для разрыва пласта и интенсификации скважины, причем текучей среды под избыточным давлением подается с проппантами. Причем проппанты имеют размер, который меньше размер отверстия, но больше размера прорези, и внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит вытесняющее средство для вытеснения проппантов вниз по скважине через отверстие и в разрыв. Настоящее изобретение дополнительно относится к способу внутрискважинной интенсификации для интенсификации добычи текучей среды из скважины посредством внутрискважинной системы интенсификации в соответствии с настоящим изобретением. Технический результат заключается в повышении эффективности системы внутрискважинной интенсификации. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 9 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации добычи текучей среды из скважины. Настоящее изобретение дополнительно относится к способу внутрискважинной интенсификации добычи текучей среды из скважины посредством внутрискважинной системы интенсификации согласно настоящему изобретению.
Уровень техники
Одним из последних этапов заканчивания скважины и введения ее в эксплуатацию является разжимание разжимных муфт затрубных барьеров для изоляции продуктивной зоны, после чего осуществляют гидравлический разрыв пласта в продуктивной зоне для увеличения контакта с пластовой породой. Гидравлический разрыв осуществляют посредством открытия фрак-портов и выпускания из них текучей среды. Однако при этом существует опасность повышения давления в продуктивной зоне выше давления внутри затрубных барьеров, что может вызвать смятие затрубных барьеров в случае слишком большого перепада давления.
Раскрытие сущности изобретения
Задача настоящего изобретения заключается в полном или частичном устранении вышеуказанных недостатков предшествующего уровня техники. Конкретнее, задача состоит в раскрытии улучшенной внутрискважинной системы интенсификации, обеспечивающей снижение риска смятия затрубных барьеров во время интенсификации скважины.
Вышеупомянутые задачи вместе с различными другими задачами, преимуществами и свойствами, очевидными из нижеследующего описания, могут быть решены и достигнуты посредством технического решения согласно настоящему изобретению, в частности, посредством внутрискважинной системы интенсификации, предназначенной для интенсификации добычи текучей среды из скважины с устьем, содержащей:
- скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр,
- первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит:
- трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность,
- разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющая внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, и наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью, и
- затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью, и
- прорезь, расположенную в трубчатой металлической части и выполненную с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство, причем прорезь имеет заданный размер прорези,
- скользящая муфта, имеющая по меньшей мере один профиль,
расположенная между двумя затрубными барьерами, а также имеющая закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, при этом отверстие имеет заданный размер отверстия,
- внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий:
- корпус инструмента, и
- надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и
- по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением, обеспечивается то, что упомянутый инструмент перемещается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается по текучей среде с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто,
причем внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит насос, выполненный с возможностью подачи текучей среды под давлением вниз скважинной трубчатой конструкции для гидравлического разрыва пласта и интенсификации скважины, причем находящаяся под избыточным давлением текучая среда подается с проппантами, размер которых меньше размера отверстия, но больше размера прорези, и
при этом внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит вытесняющее средство для вытеснения проппантов вниз по скважине через упомянутое отверстие в разрыв.
Проппанты могут быть выполнены из материала, имеющего положительную плавучесть в текучей среде.
Кроме того, вытесняющее средство может представлять собой элемент, имеющий наружный диаметр, по существу, равный внутреннему диаметру скважинной трубчатой конструкции.
Указанное вытесняющее средство может представлять собой текучую среду, например, воду.
Также разжимная муфта может представлять собой металлическую муфту.
Внутрискважинная система интенсификации, как изложено выше, может дополнительно содержать третий затрубный барьер, расположенный ближе к устью, чем первый затрубный барьер, и четвертый затрубный барьер, расположенный дальше от устья, чем второй затрубный барьер, при этом надувание надувного устройства осуществляется между вторым затрубным барьером и четвертым затрубным барьером.
Кроме того, упомянутый инструмент может содержать несколько ключей, расположенных на некотором расстоянии друг от друга.
Кроме того, упомянутый профиль может представлять собой периферическую канавку.
Кроме того, скользящая муфта может представлять собой самозакрывающуюся муфту.
Кроме того, скользящая муфта может содержать пружину для закрытия упомянутой муфты.
Также, в прорези по меньшей мере одного из затрубных барьеров может быть расположен клапан.
Упомянутый клапан может представлять собой клапан одностороннего действия.
Диаметр основной части упомянутого инструмента может быть меньше внутреннего диаметра скважинной трубчатой конструкции, что обеспечивает образование прохода для текучей среды между инструментом и скважинной трубчатой конструкцией.
Кроме того, упомянутый инструмент может содержать надувающий насос для надувания надувного устройства.
Кроме того, упомянутый инструмент может содержать двигатель для приведения в действие надувающего насоса.
Кроме того, разжимная муфта может содержать устройство гидравлического разрыва, расположенное на наружной поверхности разжимной муфты, для гидравлического разрыва пласта при прижимании упомянутой наружной поверхности к стенке ствола скважины.
Также, скользящая муфта и/или прорезь может содержать идентификационную метку.
Кроме того, инструмент может содержать модуль обнаружения для обнаружения скользящей муфты и/или прорези.
Упомянутый модуль обнаружения может содержать средство для обнаружения метки для обнаружения скользящей муфты и/или прорези.
Кроме того, скользящая муфта или затрубный барьер может содержать идентификационную метку.
Кроме того, модуль обнаружения может быть выполнен с возможностью обнаружения профиля скользящей муфты и прорези затрубного барьера для обнаружения первого расстоянии между профилем и прорезью.
Кроме того, инструмент может содержать активирующее средство для активирования надувающего насоса для надувания надувного устройства, а также для остановки надувающего насоса для спускания надувного устройства.
Ключ упомянутого инструмента может быть расположен на втором расстоянии от надувного устройства инструмента, причем второе расстояние равно первому расстоянию или превышает его.
Также, указанное расстояние может быть регулируемым.
Кроме того, корпус упомянутого инструмента может содержать телескопический корпус, расположенный между ключом и надувным устройством, причем телескопический корпус выполнен с возможностью регулировки второго расстояния в зависимости от обнаруженного первого расстояния.
Внутрискважинная система интенсификации, как изложено выше, может дополнительно содержать датчик активации, обеспечивающий возможностью спускания надувного устройства при изменении условий в скважине.
Кроме того, упомянутый инструмент может дополнительно содержать датчик обнаружения для обнаружения состояния скважины и/или муфты.
Кроме того, упомянутый инструмент может содержать модуль связи для приема информации от пластового датчика.
Также, упомянутый инструмент может дополнительно содержать самодвижущее средство, например турбину или винт.
Скважинная трубчатая конструкция содержит множество скользящих муфт, причем каждая скользящая муфта имеет идентификационную метку.
Кроме того, по меньшей мере один из затрубных барьеров может содержать по меньшей мере одну промежуточную муфту, расположенную между разжимной муфтой и трубчатой частью.
Кроме того, в разжимной муфте может быть выполнено отверстие.
Кроме того, упомянутый инструмент может быть беспроводным и может содержать блок питания.
Кроме того, упомянутый инструмент может быть присоединен к кабелю и получать по нему электропитание.
Настоящее изобретение также относится к способу внутрискважинной интенсификации добычи текучей среды из скважины посредством внутрискважинной системы интенсификации в соответствии с любым из вышеописанных вариантов осуществления, включающему в себя этапы, на которых:
- обнаруживают скользящую муфту;
- выдвигают ключи инструмента;
- зацепляют профиль скользящей муфты;
- надувают надувное устройство;
- создают избыточное давление во внутренней части скважинной трубчатой конструкции;
- перемещают упомянутый инструмент в направлении от устья скважины и обеспечивают скольжение муфты из закрытого положения в открытое положение;
- впускают находящуюся под избыточным давлением текучую среду из внутренней части скважинной трубчатой конструкции через прорезь второго затрубного барьера для выравнивания давлений продуктивной зоны и затрубного пространства второго затрубного барьера;
- выпускают текучую среду через упомянутое отверстие для разрыва пласта;
- подают в находящуюся под избыточным давлением текучую среду проппанты с размером меньше размера отверстия, но больше размера прорези;
- вытесняют проппанты из отверстия к разрыву, при этом выравнивают давление между продуктивной зоной и затрубным пространством второго затрубного барьера, и при этом предотвращают поступление проппантов в прорезь затрубного барьера.
Способ внутрискважинной интенсификации, как изложено выше, может дополнительно включать этап, на котором спускают надувное устройство при достижении заданного давления или последовательности давлений.
Кроме того, способ внутрискважинной интенсификации, как изложено выше, может дополнительно включать этапы, на которых:
- расцепляют профиль так, что скользящая муфта перемещается в закрытое положение;
- обнаруживают вторую скользящую муфту;
- выдвигают ключи инструмента;
- зацепляют профиль второй скользящей муфты;
- надувают надувное устройство;
- создают избыточное давление во внутренней части скважинной трубчатой конструкции;
- перемещают упомянутый инструмент в направлении от устья скважины, скольжения и обеспечивают скольжение второй скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение; и
- впускают находящуюся под избыточным давлением текучую среду из внутренней части скважинной трубчатой конструкции через прорезь четвертого затрубного барьера для выравнивания давлений продуктивной зоны и затрубного пространства четвертого затрубного барьера.
Краткое описание чертежей
Ниже приведено более подробное описание настоящего изобретения и множества его преимуществ со ссылкой на приложенные схематические чертежи, на которых с иллюстративной целью показаны некоторые неограничивающие варианты осуществления, и на которых:
на фиг. 1 показана часть поперечного сечения внутрискважинной системы интенсификации добычи из скважины углеводородсодержащей текучей среды,
на фиг. 2 показана часть поперечного сечения другой внутрискважинной системы интенсификации,
на фиг. 3 показан инструмент для управления скользящей муфтой,
на фиг. 4 показано поперечное сечение другой скользящей муфты,
на фиг. 5 показана часть поперченного сечения другой внутрискважинной системы интенсификации притока,
на фиг. 6 показан другой инструмент для управления скользящей муфтой,
на фиг. 7 показана часть поперечного сечения показанной на фиг. 2
внутрискважинной системы интенсификации, в которой проппанты вытесняются посредством поршневого элемента,
на фиг. 8 показана часть поперечного сечения показанной на фиг. 2 внутрискважинной системы интенсификации, в которой проппанты вытесняются посредством текучей среды, и
на фиг. 9 показана часть поперченного сечения показанной на фиг. 2 внутрискважинной системы интенсификации, содержащей проппанты, имеющие, по существу, нейтральную плавучесть.
Все чертежи являются весьма схематическими и не обязательно выполнены с соблюдением масштаба, при этом на них показаны только те части, которые необходимы для раскрытия настоящего изобретения, прочие части опущены или представлены без объяснения.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показана внутрискважинная система 1 интенсификации добычи из скважины 2 углеводородсодержащей текучей среды. Внутрискважинная система 1 интенсификации содержит скважинную трубчатую конструкцию 4, первый затрубный барьер 6, 6А и второй затрубный барьер 6, 6B для изоляции продуктивной зоны 101. Первый затрубный барьер 6, 6А расположен наиболее близко к устью скважины 2. Каждый затрубный барьер 6, 6А, 6B содержит трубчатую металлическую часть 7, установленную в качестве части скважинной трубчатой конструкции 4, и разжимную муфту 9, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность 10, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность 11, обращенную к стенке ствола скважины. Каждый конец 12, 13 разжимной муфты 9 соединен с трубчатой металлической частью 7 с образованием затрубного пространства 14 между внутренней поверхностью 10 разжимной муфты и трубчатой металлической частью. Затрубный барьер дополнительно содержит прорезь 15, расположенную в трубчатой металлической части 7 и выполненную с возможностью впускать текучую среду в затрубное пространство 14.
Внутрискважинная система 1 интенсификации содержит насос 16, выполненный с возможностью подачи текучей среды под избыточным давлением вниз скважинной трубчатой конструкции 4 для интенсификации скважины 2, при этом насос также может быть использован для разжимания разжимных муфт 9 затрубных барьеров 6, 6А, 6B посредством впускания находящейся под избыточным давлением текучей среды через прорезь 15. Внутрискважинная система 1 интенсификации дополнительно содержит скользящую муфту 17, имеющую по меньшей мере один профиль 18, при этом скользящая муфта 17 расположена между двумя затрубными барьерами 6, 6А, 6B и имеет закрытое положение и открытое положение. В открытом положении скользящая муфта 17 обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции 4 и продуктивной зоной 101 через отверстие 19 в скважинной трубчатой конструкции 4. Профиль 18 скользящей муфты 17 расположен от прорези 15 затрубного пространства 14 на первом расстоянии Ха.
Кроме того, внутрискважинная система 1 интенсификации содержит внутрискважинный инструмент 20 для перевода скользящей муфты 17 из закрытого положения в открытое положение. Внутрискважинный инструмент 20 содержит корпус 21 инструмента и надувное устройство 22, выполненное с возможностью надуваться во внутренней части скважинной трубчатой конструкции 4 для разделения внутренней части 5 скважинной трубчатой конструкции 4 на первую часть 5А и вторую часть 5B. Внутрискважинный инструмент 20 дополнительно содержит меньшей мере один ключ 23, выполненный с возможностью зацепления профиля 18 скользящей муфты 17 так, что когда надувное устройство 22 надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции 4 находится под избыточным давлением, внутрискважинный инструмент может быть перемещен вниз по потоку, и ключи 23 внутрискважинного инструмента при этом вовлекают в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты 17 из закрытого положения в открытое положение. Надувное устройство 22 расположено ниже по потоку от прорези 15 второго затрубного барьера 6, 6B так, что затрубное пространство 14 второго затрубного барьера сообщено по текучей среде с первой частью 5А скважинной трубчатой конструкции 4, когда надувное устройство надуто. Таким образом, находящаяся под избыточным давлением текучая среда, выпускаемая через отверстие 19 в скважинную трубчатую конструкцию 4, также обеспечена возможностью вытекать из внутренней части 5 скважинной трубчатой конструкции через отверстие 15 второго затрубного барьера 6, 6B в затрубное пространство 14 для выравнивания давлений продуктивной зоны 101 и затрубного пространства второго затрубного барьера 6, 6B. При гидравлическом разрыве пласта для увеличения контакта с пластовой породой текучую среду под избыточным давлением вбрасывают через отверстие 19 в скважинную трубчатую конструкцию 4. Тем не менее, такое повышение давления в продуктивной зоне 101 может ухудшить изоляционные свойства второго затрубного барьера 6, 6B в случае, если надувное устройство 22 не расположено ниже по потоку от прорези 15 и, соответственно, дальше от устья скважины 2, чем прорезь.
Для интенсификации скважины 2 обнаруживают скользящую муфту 17, через которую осуществляется гидравлический разрыв, и затем выдвигают ключи 23 упомянутого инструмента 20 для зацепления с профилем 18 скользящей муфты 17. Вскоре после этого или одновременно с этим надувают надувное устройство 22, затем создают избыточное давление во внутренней части 5 скважинной трубчатой конструкции 4, что обеспечивает то, что находящаяся под избыточным давлением текучая среда в скважинной трубчатой конструкции оказывает давление на надувное устройство 22, перемещают надувное устройство 22 от устья скважины 2, обеспечивают скольжение муфты 17 из закрытого положения в открытое положение и впускают находящуюся под избыточным давлением текучую среду из внутренней части 5 скважинной трубчатой конструкции 4 через прорезь 15 второго затрубного барьера 6, 6 В для выравнивания давления между продуктивной зоной 101 и затрубным пространством 14 второго затрубного барьера. Затем, при достижении заданного давления или последовательности давлений надувное устройство 22 спускают.
Профиль 18 скользящей муфты 17 имеет периферические канавки, соответствующие профилям ключей 23 так, что ключи могут обеспечивать прочный захват скользящей муфты. Как показано на фиг. 1, инструмент 20 имеет корпус 21 с диаметром Dt, который меньше внутреннего диаметра Di скважинной трубчатой конструкции 4, что обеспечивает образование прохода для текучей среды между внутрискважинным инструментом 20 и скважинной трубчатой конструкцией. Разжимная муфта 9 представляет собой металлическую муфту и может быть разжата посредством впускания находящейся под избыточным давлением текучей среды через прорезь 15 затрубного барьера 6.
Когда скользящую муфту 17 перемещают для открытия отверстия 19 в скважинной трубчатой конструкции 4, находящуюся под избыточным давлением текучую среду, содержащую проппанты 25, закачивают вниз скважинной трубчатой конструкции для гидравлического разрыва пласта и интенсификации скважины, как показано на фиг. 2. Находящуюся под избыточным давлением текучую среду подают вместе с проппантами 25, размер которых меньше размера отверстия 19, но больше размера прорези 15, что предотвращает поступление проппантов 25 в затрубное пространство 14 затрубного барьера 6.
Кроме того, проппанты 25 выполнены из материала, имеющего положительную плавучесть в текучей среде. Таким образом, проппанты 25 остаются у устья скважины так, что для гидравлического разрыва пласта через отверстие 19 выпускают только находящуюся под избыточным давлением текучую среду, как показано на фиг. 2. Затем в скважине размещают вытесняющее средство для вытеснения проппантов 25 вниз по скважине через отверстие 19 и в разрыв, как показано на фиг. 2. Вследствие того, что размер прорези 15 меньше размера проппантов 25, проппанты не могут попадать внутрь затрубного барьера 6, а лишь выходят через предназначенное для этого отверстие 19 в скважинной трубчатой конструкции 4 и в разрывы для поддержания разрывов в открытом состоянии при последующей эксплуатации. Положительная плавучесть проппантов 25 обеспечивает то, что они не накапливаются в области внутрискважинного инструмента 20, что может нарушить работу инструмента, из-за чего может быть утрачена возможность герметизации инструмента и даже его извлечения после осуществления гидравлического разрыва.
Вытесняющее средство, показанное на фиг. 7, представляет собой элемент 26а, например, поршневой элемент, имеющий наружный диаметр, который по существу равен внутреннему диаметру скважинной трубчатой конструкции 4. Элемент 26а толкают вниз в направлении скользящей муфты 17 посредством находящейся под избыточным давлением текучей среды, подаваемой с поверхности, или из устья скважины, или из противовыбросового превентора в устье скважины так, что текучая среда, оказывая давление на элемент, перемещает элемент, который действует как поршень.
Вытесняющее средство, показанное на фиг. 8, представляет собой текучую среду 26b с плотностью, отличающейся от плотности текучей среды для гидравлического разрыва, и образующую фронт текучей среды, оказывающий давление на проппанты 25, перемещая тем самым проппанты в направлении отверстия и из него в только что образованные разрывы.
Проппанты 25, показанные на фиг. 9, имеют по существу нейтральную и немного положительную плавучесть, позволяющую им легко проходить вместе с разрывающей текучей средой в разрывы без накопления в скважинной трубчатой конструкции 4 в верхней части внутрискважинного инструмента 20, что может снизить воздействие разрывающей текучей среды или даже блокирование прохода разрывающей текучей среды через отверстие 19. Кроме того, проппанты 25 не будут препятствовать работе внутрискважинного инструмента 20, накапливаясь вокруг него.
В прорези 15 затрубного барьера 6 может быть расположен клапан 28, как показано на фиг. 1, при этом клапан может представлять собой клапан одностороннего действия для того, чтобы текучая среда могла входить в затрубное пространство 14, но не могла выходить из него. При наличии в прорези 15 клапана 28 разжимная муфта 9 может быть разжата посредством химического соединения, расположенного в затрубном пространстве 14 и способного к разложению под воздействием тепловыделяющего газа, что обеспечивает разжимание муфты 9.
Как показано на фиг. 2, внутрискважинная система 1 интенсификации дополнительно содержит третий затрубный барьер 6, 6С, расположенный к устью ближе, чем первый затрубный барьер 6, 6А, и четвертый затрубный барьер 6D, расположенный от устья дальше, чем второй затрубный барьер 6, 6B, при этом надувание надувного устройства 22 осуществляется между вторым затрубным барьером 6, 6 В и четвертым затрубным барьером 6D. Наличие двух затрубных барьеров, расположенных с каждой стороны продуктивной зоны, обеспечивает образование двойного барьера так, что при выходе из строя одного барьера другой барьер еще обеспечивает герметизацию.
Внутрискважинный инструмент 20, показанный на фиг.3, содержит надувающий насос 29 для надувания надувного устройства 22. Инструмент 20 дополнительно содержит двигатель 31, обеспечивающий приведение в действие надувающего насоса 29. Внутрискважинный инструмент, показанный на фиг. 3, является беспроводным и получает питание от блока 58 питания, такого как аккумуляторная батарея. Ключи 23 инструмента 20 расположены от надувного устройства 22 инструмента 20 на втором расстоянии Xt, и, как показано на фиг. 3, второе расстояние Xt больше упомянутого первого расстояния. Второе расстояние Xt в другом варианте осуществления может быть равно первому расстоянию. Ключи представляют собой выдвижные ключи 23, образующие поршневую часть 32, которая подвижно расположена в полости 33 и выдвигается посредством гидравлической текучей среды, поступающей из насоса 29 через каналы 34, сжимая пружину 43, обеспечивающую возврат ключей в их втянутое положение, когда в них уже больше нет необходимости или при отключении питания. Ключи 23 имеют профиль 42, сопрягающийся с профилем скользящей муфты. Насос также выполнен с возможностью надувать надувное устройство 22 через каналы 35. При спускании надувного устройства 22 текучая среда выходит из него через другие каналы 36.
Внутрискважинный инструмент 20 дополнительно содержит модуль 37 обнаружения, предназначенный для обнаружения скользящей муфты, модуль 37 обнаружения содержит средство 38 идентификации метки для обнаружения скользящей муфты. Инструмент 20 дополнительно содержит активирующее средство 39 для активирования надувного устройства 22 как для надувания, так для спускания, например, когда завершен процесс гидравлического разрыва. Активирующее средство 39 содержит активирующий датчик 40, обеспечивающий спускание надувного устройства 22 при изменении состояния скважины, например, при достижении заданного давления.
Внутрискважинный инструмент 20 дополнительно содержит датчик 27 обнаружения, предназначенный для обнаружения состояния скважины и/или скользящей муфты, причем при слишком сильном изменении состояния скважины относительно ожидаемого работа прекращается. Упомянутый инструмент также содержит модуль 47 связи для приема, при необходимости, информации от пластового датчика.
Внутрискважинный инструмент 20 содержит самодвижущее средство 48, такое как турбина или винт для обеспечения возможности самостоятельного перемещения вверх. Так, при спуске инструмента батарею в нем заряжают в устье скважины для ее готовности к использованию, когда инструмент снова оказывается в устье скважины. Инструмент дополнительно содержит ловильную шейку 49, облегчающую извлечение инструмента из скважины.
Скользящая муфта 17, показанная на фиг. 4, представляет собой самозакрывающуюся муфту, содержащую пружину 51 для закрытия муфты. Когда внутрискважинный инструмент перемещает скользящую муфту 17 из закрытого положения в открытое положение, поршень 53 обеспечивает сжатие пружины в цилиндрическом корпусе 52. Скользящая муфта 17 дополнительно содержит идентификационную метку 54, таким образом, одну скользящую муфту можно отличить от другой. Соответственно, скважинная трубчатая конструкция может содержать множество скользящих муфт 17, каждая из которых содержит идентификационную метку 54.
Некоторые из затрубных барьеров 6 могут содержать по меньшей мере одну промежуточную муфту 55 между разжимной муфтой 9 и трубчатой металлической частью 7, как показано на фиг. 5. При наличии промежуточной муфты 55 разжимная муфта 9 содержит отверстие для выравнивания давления между продуктивным пластом и внутренней частью затрубного барьера 6, в котором промежуточная муфта обеспечивает уплотнение между продуктивным пластом и внутренней частью 5 скважинной трубчатой конструкции 4.
Как показано на фиг. 5, насос, создающий избыточное давление текучей среды, например, для гидравлического разрыва, погружен в скважинную трубчатую конструкцию 4 и получает питание посредством проводной линии 56 так, что лишь часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением. Внутрискважинный инструмент 20 может быть беспроводным, как показано на фиг. 1-3, или получать питание посредством проводной линии 56, как показано на фиг. 5.
Внутрискважинный инструмент 20, показанный на фиг. 6, содержит модуль 37 обнаружения для обнаружения скользящей муфты и прорези для определения первого расстояния Ха (показано на фиг. 1). Таким образом, модуль 37 обнаружения содержит средство 38 идентификации метки для обнаружения профиля скользящей муфты и прорези затрубного барьера и, соответственно, для обнаружения первого расстояния Ха между профилем и прорезью. Ключи 23 инструмента 20 расположены на втором расстоянии xt от надувного устройства 22 внутрискважинного инструмента, при этом второе расстояние является регулируемым, поскольку корпус инструмента содержит регулируемую по длине секцию 61, расположенную между ключом 23 и надувным устройством 22. Регулируемая секция 61 выполнена с возможностью регулировки второго расстояния в зависимости от обнаруженного первого расстояния, причем регулируемая по длине секция, показанная на фиг. 6, представляет собой телескопическую секцию. Если первое расстояние между профилем скользящей муфты и прорезью известно до вхождения в скважину, то необходимость в регулировке длины инструмента отсутствует, при этом можно обойтись без регулируемой по длине секции 61. Однако если перед вхождением в скважину первое расстояние между профилем скользящей муфты 17 и прорезью неизвестно, или первое расстояние отличается от того, которое обнаруживается на диаграмме завершения скважины, то длину инструмента, и, соответственно, второе расстояние регулируют, чтобы подогнать соответствующую скользящую муфту.
При завершении операции интенсификации посредством одной скользящую муфту, внутрискважинный инструмент выходит из зацепления с профилем, обеспечивая перемещение скользящей муфты в закрытое положение; при этом инструмент перемещается дальше от устья скважины. Затем обнаруживают вторую скользящую муфту, выдвигают ключи 23 инструмента для зацепления профиля второй скользящей муфты и надувают надувное устройство. Затем во внутренней части скважинной трубчатой конструкции создают избыточное давление, перемещая тем самым инструмент от устья скважины и перемещая вторую скользящую муфты из закрытого положения в открытое положение, и впускают находящуюся под избыточным давлением текучую среду из внутренней части скважинной трубчатой конструкции через прорезь соседнего затрубного барьера, например, четвертого затрубного барьера, выравнивая давление между продуктивной зоной и затрубным пространством четвертого затрубного барьера.
Проппанты могут содержать пустотелые стеклянные шарики, ценосферы, микросферы и/или другие подобные материалы, структура которых отвечает требованиям к функциям проппантов при одновременном сохранении, в целом, плавучести в текучей среде для гидравлического разрыва. Проппант может содержать композиционный материал, например, пенопласт, пористый материал, такой как аэрогель, аэрогель с покрытием из смолы, пемза с покрытием из смолы, пенокерамика или другой тип вспененного материала, материал с кристаллической структурой, такой как циркон или другие подобные материалы с кристаллической структурой или сочетания из них. В неастоящем описании «пористый материал» может содержать частицы, имеющие цилиндрические и/или трубчатые структуры (например, имеющие осевое отверстие), через которые может проходить текучая среда. Пористые материалы могут быть проницаемыми для пластовых текучих сред, например, фильтрующий материал, обеспечивающий возможность прохождения текучей среды в проппанты и через них, в то время как структура упомянутого материала обеспечивает проппант возможностью удерживать разрыв от уменьшения. Проппанты могут дополнительно содержать снижающую трение добавку, например, в виде наружного слоя, для облегчения перемещения проппантов.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, который может присутствовать в забое нефтяных или газовых скважин, например, природный газ, нефть, буровой раствор на нефтяной основе, сырая нефть, вода и т.д. Под газом понимается любой газ, присутствующий в скважине, завершенной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефти, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и т.д. Газ, нефть и водосодержащие текучие среды могут, таким образом, содержать другие элементы или вещества, отличные от газа, нефти и/или воды соответственно.
Под скважинной трубчатой конструкцией, обсадной трубой или эксплуатационной обсадной трубой или понимается любой тип трубы, трубопровода, трубного элемента, обсадной трубы, обсадной колонны и т.д., используемый во внутрискважинном пространстве при добыче нефти или природного газа.
В случае, когда инструмент не является постоянно погруженным в обсадную трубу, возможно использование внутрискважинного тягача для постоянного продвижения инструмента на место установки в скважине. Внутрискважинный тягач может содержать выдвижные рычаги с колесами, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной трубы для продвижения вперед тягача и инструмента в обсадной трубе. Внутрискважинный тягач представляет собой движущий инструмент любого типа, способный продвигать инструменты в забой скважины или вытягивать их из забоя скважины, например, тягач Well Tractor®.
Несмотря на то, что настоящее изобретение описано выше в отношении предпочтительных вариантов осуществления настоящего изобретения, для специалиста в данной области техники является очевидным, что возможно внесение различных модификаций без отклонения от сущности настоящего изобретения, определенной в нижеследующей формуле изобретения.
Claims (38)
1. Внутрискважинная система (1) интенсификации для интенсификации добычи текучей среды из скважины (2) с устьем (3), содержащая:
- скважинную трубчатую конструкцию (4), расположенную в стволе скважины в пласте (24) и имеющую внутреннюю часть (5) и внутренний диаметр (Di),
- первый затрубный барьер (6, 6А) и второй затрубный барьер (6, 6В) для изоляции продуктивной зоны (101), причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит:
- трубчатую металлическую часть (7) для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность (8),
- разжимную муфту (9), окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность (10), обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность (11), обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец (12, 13) разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью,
- затрубное пространство (14) между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью, и
- прорезь (15), выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство, причем прорезь имеет заданный размер прорези,
- скользящую муфту (17), имеющую по меньшей мере один профиль (18) и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие (19) в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии (Хa) от прорези затрубного пространства, и упомянутое отверстие имеет заданный размер отверстия,
- внутрискважинный инструмент (20) для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий:
- корпус (21) инструмента, и
- надувное устройство (22), выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть (5А) и вторую часть (5В), и
- по меньшей мере один ключ (23), выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением, обеспечивается то, что упомянутый инструмент перемещается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается по текучей среде с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто,
причем внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит насос (16), выполненный с возможностью подачи текучей среды под избыточным давлением вниз скважинной трубчатой конструкции для разрыва пласта и интенсификации скважины, причем текучая среда под избыточным давлением подается с проппантами (25), причем проппанты имеют размер меньше размера отверстия, но больше размера прорези, и
внутрискважинная система интенсификации дополнительно содержит вытесняющее средство (26, 26а, 26b) для вытеснения проппантов вниз по скважине через отверстие и в разрыв.
2. Система по п.1, в которой проппанты выполнены из материала, имеющего положительную плавучесть в текучей среде.
3. Система по п.1 или 2, в которой вытесняющее средство представляет собой элемент (26а), имеющий наружный диаметр, который, по существу, равен внутреннему диаметру скважинной трубчатой конструкции.
4. Система по любому из пп.1-3, дополнительно содержащая третий затрубный барьер (6С), расположенный к устью ближе, чем первый затрубный барьер, и четвертый затрубный барьер (6D), расположенный от устья дальше, чем второй затрубный барьер, при этом надувание надувного устройства осуществляется между вторым затрубным барьером и четвертым затрубным барьером.
5. Система по любому из пп.1-4, в которой скользящая муфта представляет собой самозакрывающуюся муфту.
6. Система по п.5, в которой скользящая муфта содержит пружину для закрытия муфты.
7. Система по любому из пп.1-6, в которой в прорези по меньшей мере одного из затрубных барьеров расположен клапан.
8. Система по любому из пп.1-7, в которой диаметр основной части инструмента меньше внутреннего диаметра скважинной трубчатой конструкции, что обеспечивает образование канала для текучей среды между упомянутым инструментом и скважинной трубчатой конструкцией.
9. Система по любому из пп.1-8, в которой упомянутый инструмент содержит надувающий насос для надувания надувного устройства.
10. Система по п.9, в которой упомянутый инструмент содержит двигатель для приведения в действие надувающего насоса.
11. Система по любому из пп.1-10, в которой скользящая муфта и/или прорезь содержит идентификационную метку (54).
12. Система по любому из пп.1-11, в которой упомянутый инструмент содержит модуль (37) обнаружения для обнаружения скользящей муфты и/или прорези.
13. Система по п.12, в которой модуль обнаружения содержит средство (38) обнаружения метки для обнаружения скользящей муфты и/или прорези.
14. Система по любому из пп.1-13, в которой по меньшей мере один из затрубных барьеров содержит между разжимной муфтой и трубчатой частью по меньшей мере одну промежуточную муфту (55).
15. Способ внутрискважинной интенсификации для интенсификации добычи текучей среды из скважины посредством внутрискважинной системы интенсификации по любому из пп.1-14, включающий в себя этапы, на которых:
- обнаруживают скользящую муфту;
- выдвигают ключи инструмента;
- зацепляют профиль скользящей муфты;
- надувают надувное устройство;
- создают избыточное давление во внутренней части скважинной трубчатой конструкции;
- перемещают упомянутый инструмент в направлении от устья скважины, обеспечивая скольжение муфты из закрытого положения в открытое положение;
- впускают находящуюся под давлением текучую среду из внутренней части скважинной трубчатой конструкции через прорезь второго затрубного барьера для выравнивания давления между продуктивной зоной и затрубным пространством второго затрубного барьера;
- выпускают текучую среду через упомянутое отверстие для разрыва пласта;
- подают в находящуюся под избыточным давлением текучую среду проппанты, имеющие размер, который меньше размера упомянутого отверстия, но больше размера прорези;
- вытесняют проппанты из упомянутого отверстия к разрыву, при этом выравнивают давление между продуктивной зоной и затрубным пространством второго затрубного барьера, и при этом предотвращают поступление проппантов в прорезь затрубного барьера.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14173461.6 | 2014-06-23 | ||
| EP14173461.6A EP2960427A1 (en) | 2014-06-23 | 2014-06-23 | Downhole stimulation system |
| EP15160034.3 | 2015-03-20 | ||
| EP15160034 | 2015-03-20 | ||
| PCT/EP2015/063940 WO2015197532A1 (en) | 2014-06-23 | 2015-06-22 | Downhole stimulation system |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017100019A RU2017100019A (ru) | 2018-07-23 |
| RU2017100019A3 RU2017100019A3 (ru) | 2019-01-14 |
| RU2682282C2 true RU2682282C2 (ru) | 2019-03-18 |
Family
ID=53483814
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100019A RU2682282C2 (ru) | 2014-06-23 | 2015-06-22 | Внутрискважинная система интенсификации |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10458219B2 (ru) |
| EP (1) | EP3158162B1 (ru) |
| CN (1) | CN106460477B (ru) |
| AU (1) | AU2015279426B2 (ru) |
| CA (1) | CA2951976A1 (ru) |
| DK (1) | DK3158162T3 (ru) |
| MX (1) | MX2016016292A (ru) |
| RU (1) | RU2682282C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015197532A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2983787A1 (en) | 2015-05-01 | 2016-11-10 | Churchill Drilling Tools Limited | Downhole sealing |
| EP3205812A1 (en) * | 2016-02-10 | 2017-08-16 | Welltec A/S | Downhole device and downhole system |
| EP3258057A1 (en) | 2016-06-17 | 2017-12-20 | Welltec A/S | Fracturing method using in situ fluid |
| GB2559555B (en) * | 2017-02-08 | 2019-11-27 | Total E&P Danmark As | Downhole operations |
| CA3069306A1 (en) * | 2017-09-29 | 2019-04-04 | Comitt Well Solutions Us Holding Inc. | Methods and systems for moving a sliding sleeve based on internal pressure |
| CN110331969B (zh) * | 2019-06-14 | 2021-04-20 | 弗润联科(北京)石油科技有限公司 | 跨隔式试油测试及重复压裂工具系统 |
| US20230167722A1 (en) * | 2021-11-29 | 2023-06-01 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole perforating tool systems and methods |
| US11851974B1 (en) * | 2022-08-26 | 2023-12-26 | Saudi Arabian Oil Company | Resettable packer system for pumping operations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011146210A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
| RU2473790C1 (ru) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом |
| RU2495994C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2013-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Втулка пошагового перемещения для многоступенчатого гидроразрыва за одну спускоподъемную операцию |
| EP2728108A1 (en) * | 2012-10-31 | 2014-05-07 | Welltec A/S | A downhole stimulation system and a drop device |
| US8720561B2 (en) * | 2011-04-12 | 2014-05-13 | Saudi Arabian Oil Company | Sliding stage cementing tool and method |
| RU2515651C1 (ru) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4421167A (en) * | 1980-11-05 | 1983-12-20 | Exxon Production Research Co. | Method of controlling displacement of propping agent in fracturing treatments |
| US4886117A (en) * | 1986-10-24 | 1989-12-12 | Schlumberger Technology Corporation | Inflatable well packers |
| US5417285A (en) * | 1992-08-07 | 1995-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing and transferring force in a wellbore |
| CN100347404C (zh) * | 2003-01-13 | 2007-11-07 | 施蓝姆伯格技术公司 | 用于处理地层的方法和设备 |
| US6998557B2 (en) | 2003-08-29 | 2006-02-14 | Premark Feg L.L.C. | Power driven food machine and related multi-action switch assembly |
| EP2619154A4 (en) * | 2010-09-21 | 2015-11-25 | Oxane Materials Inc | LIGHT SUPPORT OF IMPROVED STRENGTH AND METHOD FOR THE PRODUCTION THEREOF |
| CN102071900B (zh) * | 2010-11-23 | 2013-04-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | 自定压扩张式裸眼封隔器 |
| EP2708694A1 (en) * | 2012-09-14 | 2014-03-19 | Welltec A/S | Drop device |
| CN103277079B (zh) * | 2013-06-04 | 2015-12-09 | 中国海洋石油总公司 | 一种水平井压裂完井的管柱及其压裂施工方法 |
| US20150021021A1 (en) * | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple-Interval Wellbore Stimulation System and Method |
-
2015
- 2015-06-22 AU AU2015279426A patent/AU2015279426B2/en not_active Ceased
- 2015-06-22 US US15/321,382 patent/US10458219B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-06-22 CN CN201580030580.1A patent/CN106460477B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-06-22 RU RU2017100019A patent/RU2682282C2/ru active
- 2015-06-22 CA CA2951976A patent/CA2951976A1/en not_active Abandoned
- 2015-06-22 MX MX2016016292A patent/MX2016016292A/es unknown
- 2015-06-22 WO PCT/EP2015/063940 patent/WO2015197532A1/en active Application Filing
- 2015-06-22 EP EP15731038.4A patent/EP3158162B1/en active Active
- 2015-06-22 DK DK15731038.4T patent/DK3158162T3/da active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011146210A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Services Petroliers Schlumberger | Mechanism for activating a plurality of downhole devices |
| RU2495994C1 (ru) * | 2011-02-07 | 2013-10-20 | Везерфорд/Лэм, Инк. | Втулка пошагового перемещения для многоступенчатого гидроразрыва за одну спускоподъемную операцию |
| US8720561B2 (en) * | 2011-04-12 | 2014-05-13 | Saudi Arabian Oil Company | Sliding stage cementing tool and method |
| RU2473790C1 (ru) * | 2011-08-22 | 2013-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом |
| EP2728108A1 (en) * | 2012-10-31 | 2014-05-07 | Welltec A/S | A downhole stimulation system and a drop device |
| RU2515651C1 (ru) * | 2013-05-20 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DK3158162T3 (da) | 2020-11-30 |
| RU2017100019A (ru) | 2018-07-23 |
| EP3158162B1 (en) | 2020-08-26 |
| CN106460477A (zh) | 2017-02-22 |
| AU2015279426B2 (en) | 2017-09-14 |
| RU2017100019A3 (ru) | 2019-01-14 |
| AU2015279426A1 (en) | 2017-02-02 |
| US10458219B2 (en) | 2019-10-29 |
| US20170145801A1 (en) | 2017-05-25 |
| EP3158162A1 (en) | 2017-04-26 |
| WO2015197532A1 (en) | 2015-12-30 |
| CA2951976A1 (en) | 2015-12-30 |
| MX2016016292A (es) | 2017-03-31 |
| CN106460477B (zh) | 2020-12-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2682282C2 (ru) | Внутрискважинная система интенсификации | |
| EP3415711A1 (en) | Downhole patch setting tool | |
| US7510018B2 (en) | Convertible seal | |
| AU2012377369B2 (en) | Completing long, deviated wells | |
| US20150247375A1 (en) | Frac Plug | |
| WO2012174663A1 (en) | Fracturing port locator and isolation tool | |
| US10472920B2 (en) | Packing element with timed setting sequence | |
| US20100200218A1 (en) | Apparatus and method for treating zones in a wellbore | |
| EP2947259A1 (en) | Downhole string for drilling through a low pressure zone | |
| US10961803B2 (en) | Multi-function dart | |
| US20200131880A1 (en) | Downhole packer tool engaging and opening port sleeve utilizing hydraulic force of fracturing fluid | |
| US20190071955A1 (en) | Extendable Perforation in Cased Hole Completion | |
| US20190063185A1 (en) | Shifting tool and associated methods for operating downhole valves | |
| EP2960427A1 (en) | Downhole stimulation system | |
| US9228407B2 (en) | Apparatus and method for completing a wellbore | |
| US20160369603A1 (en) | Redressing method and redressed completion system | |
| EP3106605A1 (en) | Redressing method and redressed completion system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| PD4A | Correction of name of patent owner |