RU2798911C1

RU2798911C1 - Compatible filter housing to limit expansion

Info

Publication number: RU2798911C1
Application number: RU2022111380A
Authority: RU
Inventors: Стивен Майкл ГРЕСИ; Майкл Линли ФРИПП; Дэвид Грант
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2020-01-31
Filing date: 2020-01-31
Publication date: 2023-06-28

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: group of inventions is related to completion systems for use in an
underground wellbore. The method for deploying a wellbore filter includes determining a target displacement for expanding the filter in the wellbore, selecting a wellbore filter that contains an outer casing having a plurality of perforations defined therein, running the filter into the wellbore on a tubing string, applying an expansion force to outer casing to expanding it to the target displacement. The holes are arranged in a pattern that will cause the outer casing to expand to the target displacement in response to an expansion force applied thereto. The target displacement occurs at the level of limit at which further expansion of the outer casing requires an increase in the expansion force for further expansion, and the specified limit is determined by accelerating the growth of the expansion force necessary for further radial displacement of the outer casing.

EFFECT: ensuring the structural integrity of the filter when used downhole by preventing excessive expansion.

14 cl, 8 dwg

Description

Уровень техникиState of the art

Настоящее изобретение относится в целом к системам заканчивания для использования в подземном стволе скважины. Приведенные в качестве примера варианты реализации, описанные в данном документе, включают в себя песчаные фильтры или другое трубчатое оборудование, которое может быть расширено до заданного диаметра внутри ствола скважины.The present invention relates generally to completion systems for use in an underground wellbore. The exemplary embodiments described herein include sand screens or other tubular equipment that can be expanded to a predetermined diameter within a wellbore.

В операциях по добыче углеводородов может оказаться полезным перемещать преимущественно трубчатое оборудование в подземный ствол скважины в заданное местоположение в убранном в радиальном направлении состоянии, а затем расширять оборудование наружу в стволе скважины. Эта процедура может облегчить прохождение оборудования мимо препятствия в стволе скважины и/или поддержать неуплотненную стенку ствола скважины в заданном местоположении. Расширяемые фильтры ствола скважины, которые используются, обеспечивают поддержку стенки ствола скважины при фильтрации геологических флюидов во время операций по добыче. В некоторых случаях эти фильтры ствола скважины могут быть расширены путем пропускания через них расширительного инструмента или путем приложения к фильтрам гидравлического давления. В некоторых случаях может быть желательно ограничить расширение фильтра, чтобы сохранить структурную целостность фильтра. Однако при использовании некоторых способов расширения фильтров может быть трудно поддерживать точный диаметр фильтра без дальнейшего расширения фильтра.In hydrocarbon production operations, it may be useful to move predominantly tubular equipment into a subterranean wellbore to a predetermined location in a radially retracted state and then expand the equipment outwardly in the wellbore. This procedure may facilitate the passage of equipment past an obstruction in the wellbore and/or maintain an uncompacted wellbore wall in a predetermined location. The expandable wellbore screens that are used provide support to the wellbore wall while filtering geological fluids during production operations. In some cases, these wellbore screens can be expanded by passing an expansion tool through them or by applying hydraulic pressure to the screens. In some cases, it may be desirable to limit the expansion of a filter in order to preserve the structural integrity of the filter. However, with some filter expansion methods, it can be difficult to maintain an accurate filter diameter without further expansion of the filter.

Из публикации US 2015/0204168 известен расширяемый фильтр, который можно развертывать в стволе скважины, а также способ установки этого фильтра. Однако данный известный фильтр не защищен от чрезмерного расширения, в силу чего он может терять структурную целостность во время использования в скважине.From publication US 2015/0204168 an expandable filter is known that can be deployed in a wellbore, as well as a method for installing this filter. However, this known filter is not protected from excessive expansion, whereby it may lose structural integrity during use in the well.

Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials

Далее изобретение подробно описано только в качестве примера на основании примеров, представленных на прилагаемых фигурах, в которых:The invention is further described in detail by way of example only, based on the examples presented in the accompanying figures, in which:

на фиг. 1 представлен частичный вид сбоку в поперечном разрезе системы ствола скважины, содержащей песчаные фильтры как в убранной в радиальном направлении, так и в расширенной в радиальном направлении конфигурациях в соответствии с аспектами настоящего изобретения;in fig. 1 is a partial cross-sectional side view of a wellbore system containing sand screens in both radially retracted and radially expanded configurations in accordance with aspects of the present invention;

на фиг. 2 представлен вид в перспективе одного из песчаных фильтров, показанных на фиг. 1, в расширенной в радиальном направлении конфигурации, и проиллюстрированных в раскрытом виде, чтобы показать расширяемые камеры, расположенные под наружным кожухом песчаного фильтра, выполненного с возможностью ограничения расширения песчаного фильтра;in fig. 2 is a perspective view of one of the sand filters shown in FIG. 1 in a radially expanded configuration, and illustrated in expanded form to show expandable chambers located under an outer sand filter housing configured to limit sand filter expansion;

на фиг. 3 представлен частичный вид в перспективе в поперечном разрезе расширяемых камер и наружного кожуха, показанных на фиг. 2, на основной трубе;in fig. 3 is a partial, cross-sectional perspective view of the expandable chambers and outer casing shown in FIG. 2, on the main pipe;

на фиг. 4 представлено графическое изображение смещения наружного кожуха, показанного на фиг. 3, вызванного переменной силой расширения, обеспечиваемой расширяемыми камерами;in fig. 4 is a graphical representation of the displacement of the outer casing shown in FIG. 3 caused by the variable expansion force provided by the expandable chambers;

на фиг. 5А и 5В представлены виды в перспективе альтернативного варианта реализации слоя наружного кожуха соответственно в убранной и расширенной в радиальном направлении конфигурациях, причем наружный кожух содержит дугообразные перфорационные отверстия, определенные в нем, для ограничения расширения песчаного фильтра;in fig. 5A and 5B are perspective views of an alternative embodiment of the outer casing layer in retracted and radially expanded configurations, respectively, with the outer casing having arcuate perforations defined therein to limit sand screen expansion;

на фиг. 6 представлено графическое изображение смещения наружного кожуха, показанного на фиг. 5А и 5В, вызванного переменной силой расширения;in fig. 6 is a graphical representation of the displacement of the outer casing shown in FIG. 5A and 5B caused by variable expansion force;

на фиг. 7 представлен вид в перспективе другого альтернативного варианта реализации слоя наружного кожуха, содержащего плетеную проволоку, выполненную с возможностью ограничения расширения песчаного фильтра; иin fig. 7 is a perspective view of another alternative embodiment of an outer casing layer comprising braided wire configured to limit sand filter expansion; And

на фиг. 8 представлена блок-схема, иллюстрирующая операционную процедуру использования фильтра ствола скважины.in fig. 8 is a flow chart illustrating the operating procedure for using a wellbore filter.

Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention

Настоящее изобретение относится в целом к совместимым фильтрам ствола скважины, выполненным с возможностью расширения в радиальном направлении в стволе скважины. Фильтры содержат наружный кожух, содержащий схему перфорационных отверстий, выполненную с возможностью ограничения степени, в которой могут расширяться фильтры. Схемы перфорационных отверстий могут позволять расширять фильтры до заданного предела путем приложения стабильной или относительно низкой силы расширения. Как только заданный предел достигнут, наружным кожухам может потребоваться резкое увеличение силы расширения для дальнейшего расширения. Схема перфорационных отверстий может содержать дугообразные перфорационные отверстия, выполненные в листовом металле, промежутки между плетеными металлическими прядями или многие другие компоновки.The present invention relates generally to compatible wellbore filters that are expandable in a radial direction in a wellbore. The filters comprise an outer casing containing a pattern of perforations configured to limit the extent to which the filters can expand. Perforation patterns may allow filters to expand to a predetermined limit by applying a stable or relatively low expansion force. Once a predetermined limit is reached, the outer casings may require a sharp increase in expansion force in order to further expand. The perforation pattern may comprise arcuate perforations made in sheet metal, spaces between braided metal strands, or many other arrangements.

Сначала со ссылкой на фиг. 1, система 10 ствола скважины содержит совокупность внутрискважинных фильтров 24а, 24b для управления потоком флюида, которые снабжены наружным кожухом 100, выполненным с возможностью ограничения расширения фильтров 24а, 24b для управления потоком флюида в соответствии с некоторыми иллюстративными вариантами реализации настоящего изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации ствол 12 скважины проходит через геологический пласт 20. Ствол 12 скважины имеет по существу вертикальную секцию 14, на верхнем участке которой зацементирована обсадная колонна 16. По существу горизонтальная секция 18 ствола 12 скважины проходит через содержащий углеводороды участок геологического пласта 20. Как проиллюстрировано, по существу горизонтальная секция 18 ствола 12 скважины представляет собой открытый ствол. В других вариантах реализации ствол 12 скважины может быть полностью обсажен или может проходить по альтернативным траекториям, включая отклоненные или наклонные участки, многоствольные участки и другие элементы ствола скважины без отклонения от принципов данного изобретения.First with reference to FIG. 1, the wellbore system 10 includes a plurality of downhole fluid control filters 24a, 24b that are provided with an outer housing 100 configured to limit expansion of the fluid control filters 24a, 24b in accordance with some illustrative embodiments of the present invention. In the illustrated embodiment, the wellbore 12 extends through a subterranean formation 20. The wellbore 12 has a substantially vertical section 14, in the upper portion of which a casing string 16 is cemented. illustrated, the substantially horizontal section 18 of the wellbore 12 is an open hole. In other embodiments, the wellbore 12 may be fully cased or may follow alternative trajectories, including deviated or deviated sections, multilateral sections, and other elements of the wellbore without deviating from the principles of the present invention.

В стволе 12 скважины расположена и от местоположения на поверхности (не показано) проходит колонна 22 насосно-компрессорных труб. Колонна 22 насосно-компрессорных труб представляет собой канал для перемещения углеводородов или других пластовых флюидов из пласта 20 к местоположению на поверхности и для перемещения закачиваемых флюидов с поверхности в пласт 20. На своем нижнем конце колонна 22 насосно-компрессорных труб определяет колонну заканчивания, которая разделяет горизонтальную секцию 18 на различные интервалы добычи, смежные с пластом 20. Колонна 22 насосно-компрессорных труб содержит совокупность соединенных с ней фильтров 24а, 24b для управления потоком флюида, каждый из которых расположен между парой кольцевых барьеров, таких как пакеры 26. Пакеры 26 обеспечивают гидроизоляцию между колонной 22 насосно-компрессорных труб и геологическим пластом 20, таким образом определяя интервалы добычи. Любое количество фильтров 24а, 24b для управления потоком или других устройств для управления потоком может быть развернуто в пределах одного интервала добычи между пакерами 26 и/или в пределах интервала заканчивания, который не включает интервалы добычи, без отклонения от принципов настоящего изобретения. Преимущественно фильтры 24а, 24b для управления потоком могут быть выполнены с возможностью фильтрации твердых частиц из флюидов, собранных из пласта 20, и могут содержать ограничители потока для регулирования потока через них во время операций по добыче. Альтернативно или дополнительно, фильтры 24а, 24b для управления потоком могут быть выполнены с возможностью управления потоком закачиваемого флюида из колонны 22 насосно-компрессорных труб в пласт 20. Фильтры 24а для управления потоком проиллюстрированы в начальной, убранной в радиальном направлении конфигурации, что облегчает спуск фильтров для управления потоком в ствол 12 скважины. Фильтры 24а для управления потоком могут выборочно расширяться, чтобы принять расширенную в радиальном направлении конфигурацию фильтров 24b для управления потоком. Преимущественно фильтры 24b для управления потоком в расширенной конфигурации имеют наружный диаметр OD₀, преимущественно соответствующий номинальному внутреннему диаметру ID₀ ствола 12 скважины. Таким образом, фильтры 24b для управления потоком контактируют со стенкой 28 ствола 12 скважины. В некоторых случаях по меньшей мере участок ствола 12 скважины может иметь увеличенный внутренний диаметр ID₁, например, в местах, в которых в стволе 12 скважины имеются значительные вымывания. Как более подробно объяснено ниже, наружный кожух 100 фильтров 24а, 24b для управления потоком ограничивает степень расширения фильтров 24b для управления потоком в стволе 12 скважины, например фильтр 24b для управления потоком на участке ствола 12 скважины, имеющем увеличенный внутренний диаметр ID₁, может поддерживать наружный диаметр OD0, безопасный для структурной целостности фильтров 24b для управления потоком.A tubing string 22 extends in the wellbore 12 from a surface location (not shown). The tubing string 22 is a conduit for moving hydrocarbons or other formation fluids from the formation 20 to a surface location and for moving injected fluids from the surface into the formation 20. At its lower end, the tubing string 22 defines a completion string that separates horizontal section 18 to various production intervals adjacent to the formation 20. The tubing string 22 includes a plurality of associated fluid control filters 24a, 24b, each located between a pair of annular barriers such as packers 26. The packers 26 provide waterproofing between the tubing string 22 and the subterranean formation 20, thereby defining production intervals. Any number of flow control filters 24a, 24b or other flow control devices may be deployed within a single production interval between packers 26 and/or within a completion interval that does not include production intervals without deviating from the principles of the present invention. Advantageously, the flow control filters 24a, 24b may be configured to filter solids from fluids collected from the formation 20 and may include flow restrictors to control flow through them during production operations. Alternatively or additionally, the flow control filters 24a, 24b may be configured to control the flow of injected fluid from the tubing string 22 into the formation 20. The flow control filters 24a are illustrated in an initial, radially retracted configuration to facilitate running the filters. to control the flow into the wellbore 12 . The flow control filters 24a may selectively expand to accept the radially expanded configuration of the flow control filters 24b. Preferably, the expanded configuration flow control filters 24b have an outer diameter OD ₀ substantially corresponding to the nominal inner diameter ID ₀ of the wellbore 12 . Thus, the flow control filters 24b contact the wall 28 of the wellbore 12 . In some instances, at least a portion of the wellbore 12 may have an increased internal diameter ID ₁ , such as at locations where there are significant washouts in the wellbore 12. As explained in more detail below, the outer casing 100 of the flow control filters 24a, 24b limits the degree of expansion of the flow control filters 24b in the wellbore 12, for example, the flow control filter 24b in a section of the wellbore 12 having an enlarged inner diameter ID ₁ can support outer diameter OD0, safe for the structural integrity of the filters 24b for flow control.

Со ссылкой на фиг. 2, фильтр 24b для управления потоком содержит основную трубу 30, которая может быть присоединена к колонне 22 насосно-компрессорных труб (фиг. 1). В основную трубу 30 могут поступать добываемые флюиды из геологического пласта 20, окружающего фильтр 24b для управления потоком. Добываемые флюиды могут сначала проходить через наружный кожух 100, который может быть изготовлен из перфорированного металлического листа, обернутого по окружности вокруг основной трубы 30. В некоторых вариантах реализации продольный шов (не показан) может соединять края наружного кожуха 100 друг с другом. Наружный кожух 100 содержит схему продолговатых перфорационных отверстий 102, которые позволяют флюидам проходить в радиальном направлении через наружный кожух 100, а также обеспечивают заданную степень соответствия наружному кожуху 100, что позволяет фильтру 24b для управления потоком расширяться в радиальном направлении до заданного диаметра. Удлиненные перфорационные отверстия определяют длину «l» в продольном направлении, преимущественно совмещенную с продольной осью А₀ наружного кожуха 100, и ширину «w» по окружности вокруг окружности наружного кожуха 100.With reference to FIG. 2, the flow control filter 24b includes a main pipe 30 that may be connected to a tubing string 22 (FIG. 1). The main pipe 30 may receive produced fluids from the subsurface 20 surrounding the flow control filter 24b. Produced fluids may first pass through the outer casing 100, which may be made of perforated metal sheet wrapped circumferentially around the main pipe 30. In some embodiments, a longitudinal seam (not shown) may connect the edges of the outer casing 100 to each other. The outer casing 100 includes a pattern of elongated perforations 102 that allow fluids to pass radially through the outer casing 100 and also provide a predetermined degree of conformity to the outer casing 100 that allows the flow control filter 24b to expand radially to a predetermined diameter. The elongated perforations define a length "l" in the longitudinal direction, preferably aligned with the longitudinal axis A ₀ of the outer casing 100, and a width "w" circumferentially around the circumference of the outer casing 100.

После прохождения через наружный кожух 100 флюид может проходить через один или более фильтрующих слоев 38. Фильтрующие слои 38 обернуты вокруг внешней стороны основной трубы 30 и могут быть выполнены в виде фильтрующего листа фильтра, такого как лист проволочной сетки, композитной сетки, пластиковой сетки, микроперфорированный или спеченный металлический лист или пластиковый лист, и/или любой другой листовой материал, который можно использовать для образования трубчатого покрытия поверх основной трубы 30 и фильтрации от прохождения частиц крупнее указанного размера. Любой из фильтрующих слоев 38 может проходить по окружности вокруг всей основной трубы 30 или ее любого участка и может свободно скользить друг относительно друга по мере расширения фильтра 24b для управления потоком. Как проиллюстрировано, фильтрующие слои 38 опираются на совокупность дренажных слоев 40, которые, в свою очередь, расположены поверх расширяемых камер 42. Каждый из дренажных слоев 40 может быть изготовлен из относительно жесткого листа с отверстиями, который проходит в продольном направлении вдоль основной трубы 30. Дренажные слои 40 смещены по окружности относительно камер 42 таким образом, что при активации камер 42 дренажные слои 40 перекрывают каналы 44, определенные между камерами 42. После прохождения через дренажные слои 40 флюид может проходить в продольном направлении по каналам 44 по меньшей мере к одному радиальному порту (не показан), определенному в основной трубе 30. В других вариантах реализации (не показаны) поверх расширяемых камер 42 может быть обеспечен один дренажный слой. Например, дренажный слой может иметь трубчатую форму, по существу охватывающую каждую из камер 42 и/или каналов 42. В трубчатом элементе в соответствующих местоположениях может быть обеспечена схема сквозных отверстий и прорезей для пропускания потока в каналы 44 и/или для обеспечения расширения трубчатого элемента в радиальном направлении при активации камер 42.After passing through the outer casing 100, the fluid may pass through one or more filter layers 38. The filter layers 38 are wrapped around the outside of the main tube 30 and may be in the form of a filter filter sheet such as wire mesh sheet, composite mesh sheet, plastic mesh sheet, microperforated or a sintered metal sheet or plastic sheet, and/or any other sheet material that can be used to form a tubular coating over the main tube 30 and filter out the passage of particles larger than the specified size. Any of the filter layers 38 may extend circumferentially around the entire main tube 30, or any portion thereof, and may freely slide relative to each other as the filter 24b expands to control flow. As illustrated, the filter layers 38 are supported by a plurality of drainage layers 40, which in turn are located on top of expandable chambers 42. Each of the drainage layers 40 may be made from a relatively rigid perforated sheet that extends longitudinally along the main tube 30. The drainage layers 40 are circumferentially offset from the chambers 42 such that when the chambers 42 are activated, the drainage layers 40 overlap the channels 44 defined between the chambers 42. After passing through the drainage layers 40, fluid can flow longitudinally through the channels 44 to at least one radial port (not shown) defined in the main pipe 30. In other implementations (not shown), a single drainage layer may be provided over the expandable chambers 42. For example, the drainage layer may have a tubular shape substantially enclosing each of the chambers 42 and/or channels 42. A pattern of through holes and slots may be provided in the tubular element at appropriate locations to allow flow into the channels 44 and/or to allow expansion of the tubular element. in the radial direction when the cameras 42 are activated.

Со ссылкой на фиг. 3 секция наружного кожуха 100 проиллюстрирована в расширенной конфигурации. Расширяемые камеры 42 могут быть заполнены флюидом под давлением таким образом, что расширяемые камеры 42 прикладывают радиальную силу F₀ к наружному кожуху 100, чтобы заставить наружный кожух 100 расширяться в радиальном направлении наружу по отношению к основной трубе 30. Чтобы обеспечить радиальное смещение D при расширении наружного кожуха 100, удлиненные перфорационные отверстия 102 деформируются в отверстия преимущественно ромбовидной формы. По мере заполнения расширяемых камер 42 флюидом и увеличения радиальной силы F₀радиальное смещение наружного кожуха может увеличиваться нелинейным образом.With reference to FIG. 3 section of the outer casing 100 is illustrated in an expanded configuration. The expandable chambers 42 may be filled with pressurized fluid such that the expandable chambers 42 apply a radial force F ₀ to the outer casing 100 to cause the outer casing 100 to expand radially outward with respect to the main tube 30. To cause radial displacement D upon expansion outer casing 100, the elongated perforations 102 are deformed into predominantly diamond-shaped holes. As the expandable chambers 42 are filled with fluid and the radial force F ₀ increases, the radial displacement of the outer casing may increase in a non-linear manner.

Как проиллюстрировано на фиг. 4, показана кривая расширения для наружного кожуха 100. Начиная с начальной конфигурации 110, в которой радиальное смещение наружного кожуха 100 равно нулю, увеличение радиальной силы F₀ сначала вызывает радиальное смещение наружного кожуха 100 преимущественно линейным образом. Линейное увеличение может продолжаться до тех пор, пока смещение D не достигнет заданного предела 112. Выше предела 112 дальнейшее увеличение силы F₀ вызывает лишь относительно небольшое радиальное смещение D наружного кожуха 100. Например, в некоторых вариантах реализации при каждом увеличении радиальной силы F₀ в фунт-силе за пределом 112 может быть вызвано только 10%-ное увеличение радиального смещения D по сравнению с каждым увеличением радиальной силы в фунт-силе ниже предела 112. Таким образом, кривая расширения демонстрирует резкое увеличение наклона или ускорения роста на уровне предела 112. В некоторых вариантах реализации кривая расширения имеет по меньшей мере 10%-ное увеличение наклона на уровне предела 112, а в других вариантах реализации кривая расширения демонстрирует по меньшей мере 50%-ное увеличение наклона на уровне предела 112. Предел 112 может представлять собой точку деформации отверстий 102 (фиг. 3), причем форма отверстий 102 достигла максимальной окружности с размером «w», и при этом дальнейшее смещение требует удлинения или растяжения материала между отверстиями 102. Если идентифицируется целевое радиальное смещение 114 с допуском 116, может быть применен относительно большой диапазон 118 радиальной силы F₀ для достижения целевого радиального смещения 114. Преимущественно, диапазон смещения D, связанный с допуском 116, будет охватывать смещение, определяемое для деформации наружного кожуха 100, чтобы наружный диаметр OD₀ соответствовал номинальному ожидаемому внутреннему диаметру ID₀ ствола скважины (фиг. 1). Предел 112 преимущественно определяется чуть ниже или на уровне целевого радиального смещения 114 вдоль кривой расширения. В некоторых вариантах реализации предел 112 может находиться в пределах заданного допуска 116, составляющего около 5% целевого радиального смещения 114. В других вариантах реализации предел 112 может находиться в пределах заданного допуска 116, составляющего около 10% или 25% целевого радиального смещения 114.As illustrated in FIG. 4, an expansion curve is shown for the outer case 100. Starting from the initial configuration 110, in which the radial displacement of the outer case 100 is zero, an increase in the radial force F ₀ first causes the outer case 100 to radially move in a predominantly linear fashion. The linear increase may continue until the displacement D reaches a predetermined limit of 112. Above the limit of 112, a further increase in the force F ₀ causes only a relatively small radial displacement D of the outer casing 100. For example, in some embodiments, for each increase in the radial force F ₀ in lbf beyond the 112 limit, only a 10% increase in radial displacement D can be caused compared to each increase in radial force in lbf below the 112 limit. Thus, the expansion curve shows a sharp increase in slope or growth acceleration at the 112 limit. In some embodiments, the expansion curve has at least a 10% increase in slope at the level of the limit 112, and in other implementations, the expansion curve exhibits at least a 50% increase in slope at the level of the limit 112. The limit 112 may represent a strain point holes 102 (FIG. 3), with the shape of the holes 102 having reached a maximum circle with dimension "w", and further displacement requires elongation or stretching of the material between the holes 102. If a target radial displacement 114 with a tolerance of 116 is identified, a relatively large range 118 of the radial force F ₀ to achieve the target radial displacement 114. Advantageously, the range of displacement D associated with the tolerance 116 will encompass the displacement determined to deform the outer casing 100 so that the outer diameter OD ₀ corresponds to the nominal expected inner diameter ID ₀ of the wellbore ( fig. 1). The limit 112 is preferably defined just below or at the level of the target radial displacement 114 along the expansion curve. In some embodiments, the limit 112 may be within a predetermined tolerance 116 of about 5% of the target radial displacement 114. In other embodiments, the limit 112 may be within a predetermined tolerance 116 of about 10% or 25% of the target radial displacement 114.

Со ссылкой на фиг. 5А и 5В проиллюстрирован альтернативный вариант реализации наружного кожуха 200 в исходной убранной в радиальном направлении конфигурации (фиг. 5А) и расширенной в радиальном направлении конфигурации (фиг. 5В). Наружный кожух 200 может быть изготовлен из трубы из листового металла, такого как нержавеющая сталь, и определяет в нем схему дугообразных перфорационных отверстий 202. Когда наружный кожух 200 находится в убранной в радиальном направлении конфигурации, дугообразные перфорационные отверстия 202 включают в себя углубление 204, определенное приблизительно в их средней секции, и сквозные отверстия 206, определенные на продольных концах каждого перфорационного отверстия 202. Перфорационные отверстия 202 могут полностью проникать в трубчатую конструкцию наружного кожуха 200 таким образом, что флюиды могут проходить через них в радиальном направлении. Перфорационные отверстия 202 расположены в совокупности рядов 208, расположенных по окружности наружного кожуха 200, с противоположными смещенными в продольном направлении перфорационными отверстиями 202 в каждом ряду 208.With reference to FIG. 5A and 5B illustrate an alternative embodiment of the outer casing 200 in the original radially retracted configuration (FIG. 5A) and the radially expanded configuration (FIG. 5B). The outer casing 200 may be formed from a sheet metal tube, such as stainless steel, and defines a pattern of arcuate perforations 202 therein. approximately in their middle section, and through holes 206 defined at the longitudinal ends of each perforations 202. The perforations 202 can fully penetrate the tubular structure of the outer casing 200 such that fluids can pass through them in the radial direction. The perforations 202 are arranged in a plurality of rows 208 arranged around the circumference of the outer casing 200, with opposing longitudinally offset perforations 202 in each row 208.

При приложении радиальной силы F₁ для перемещения наружного кожуха 200 в расширенную в радиальном направлении конфигурацию, показанную на фиг. 5В, перфорационные отверстия 202 проходят по окружности, что позволяет наружному кожуху 200 расширяться до большего наружного диаметра без изменения общей длины OL. При расширении перфорационных отверстий 202 перфорационные отверстия 202 принимают клинообразный периметр, определяемый углублениями 204 и сквозными отверстиями 206. Количество, длина и расстояние между перфорационными отверстиями 202 могут варьироваться таким образом, чтобы можно было определить предел, выше которого дальнейшее расширение наружного кожуха 202 дает относительное сопротивление приложению дополнительной радиальной силы.When a radial force F ₁ is applied to move the outer casing 200 into the radially expanded configuration shown in FIG. 5B, the perforations 202 extend circumferentially to allow the outer casing 200 to expand to a larger outer diameter without changing the overall length OL. As the perforations 202 expand, the perforations 202 take on a wedge-shaped perimeter defined by the recesses 204 and the through holes 206. The number, length, and spacing of the perforations 202 can be varied so that a limit can be determined above which further expansion of the outer casing 202 provides relative resistance. application of additional radial force.

Как проиллюстрировано на фиг. 6, сила F₁, необходимая для расширения в радиальном направлении наружного кожуха из начальной конфигурации, в которой смещение 210 наружного кожуха 200 равно нулю, до целевого смещения 212, является преимущественно нелинейной и соответствует кривой 214 расширения. Первоначально сила F₁ расширения является преимущественно постоянной. Сила F₁ расширения, равная около 5000 фунтов-силы, может быть приложена для расширения наружного кожуха примерно на 0,6 дюйма. Определен предел 216, выше которого дальнейшее расширение требует все большей силы. При превышении предела 216 требуется еще около 10000 фунтов-силы для дальнейшего смещения наружного кожуха 200 до целевого смещения 212. Целевое смещение 212 может поддерживаться за счет герметизации расширяемых камер 42 (фиг. 3) с помощью достаточного давления содержащегося в них флюида. Альтернативно, давление может быть удалено из расширяемых камер 42, чтобы позволить наружному кожуху 200 отойти до целевого смещения 218 в зависимости от операций, которые должны быть проведены в стволе скважины. Для полного убирания наружного кожуха 200 обратно в начальную конфигурацию с нулевым смещением к наружному кожуху 200 может быть приложена сила F₂ в направлении, противоположном силе F₁ расширения. Требуемая сила F₂ для полного убирания наружного кожуха преимущественно соответствует кривой 220 убирания. На практике может не потребоваться полное убирание наружного кожуха 200 в стволе скважины, но кривая 220 убирания имеет предел 222 при силе F₁, составляющей около -12500 фунтов-силы, выше которой наружный кожух 200 преимущественно поддерживает целевое смещение 218. Таким образом, наружный кожух 200 может выдерживать значительные радиальные нагрузки при эксплуатации.As illustrated in FIG. 6, the force F ₁ required to radially expand the outer casing from an initial configuration in which the displacement 210 of the outer casing 200 is zero to the target displacement 212 is predominantly non-linear and follows the expansion curve 214. Initially, the expansion force F ₁ is predominantly constant. An expansion force F ₁ of about 5000 pounds-force can be applied to expand the outer casing by about 0.6 inches. A limit 216 is defined, above which further expansion requires more and more force. When limit 216 is exceeded, about 10,000 more pounds of force are required to further move outer casing 200 to target displacement 212. Target displacement 212 can be maintained by sealing expandable chambers 42 (FIG. 3) with sufficient fluid pressure. Alternatively, pressure may be removed from expandable chambers 42 to allow outer casing 200 to retract to target displacement 218 depending on operations to be performed in the wellbore. To completely retract the outer casing 200 back to its initial configuration with zero displacement, a force F ₂ may be applied to the outer casing 200 in the opposite direction to the expansion force F ₁ . The required force F ₂ to completely retract the outer casing advantageously corresponds to the retraction curve 220 . In practice, it may not be necessary to completely retract the outer casing 200 in the wellbore, but the retraction curve 220 has a limit of 222 at a force F ₁ of about -12,500 lbf, above which the outer casing 200 preferentially maintains the target displacement 218. Thus, the outer casing 200 can withstand significant radial loads in service.

Далее со ссылкой на фиг. 7 показан альтернативный вариант реализации наружного кожуха 300 поверх одного или более фильтрующих слоев 38, аналогично наружному кожуху 100 (фиг. 2). Наружный кожух 300 содержит совокупность перфорационных отверстий 302, определенных между совокупностью плетеных прядей 304 из металлической проволоки. Если к наружному кожуху 300 прикладывается сила расширения, направленная в радиальном направлении наружу, наружный кожух 300 первоначально будет обеспечивать минимальное сопротивление, когда пряди 304 перемещаются относительно друг друга для устранения провисания в наружном кожухе. После устранения всего провисания может быть определен предел, при котором дальнейшее расширение кожуха 300 может потребовать фактического растяжения каждой из прядей 304. На уровне предела будет определено резкое увеличение силы расширения, необходимой для дальнейшего расширения. Наружный кожух 300 может быть обеспечен в виде самого наружного слоя песчаного фильтра, как проиллюстрировано на фиг. 7, или наружный кожух может быть обеспечен в других положениях в песчаном фильтре. Например, наружный кожух 300 может быть обеспечен под фильтрующими слоями 38 и может функционировать аналогичным образом для ограничения чрезмерного расширения песчаного фильтра.Next, with reference to FIG. 7 shows an alternative embodiment of an outer casing 300 over one or more filter layers 38, similar to the outer casing 100 (FIG. 2). The outer casing 300 includes a plurality of perforations 302 defined between a plurality of braided metal wire strands 304. If an expansion force is applied to the outer casing 300 in a radially outward direction, the outer casing 300 will initially provide minimal resistance as the strands 304 move relative to each other to eliminate sag in the outer casing. Once all slack has been eliminated, a limit can be determined at which further expansion of shroud 300 may require each of the strands 304 to actually stretch. The outer casing 300 may be provided as the outermost layer of the sand filter, as illustrated in FIG. 7, or the outer casing may be provided in other positions in the sand filter. For example, an outer casing 300 may be provided below the filter beds 38 and may function similarly to limit excessive expansion of the sand filter.

Со ссылкой на фиг. 8 описана операционная процедура 400 использования любого из описанных выше песчаных фильтров. Первоначально на этапе 402 определяют целевое смещение для расширения фильтра ствола скважины в стволе скважины. Целевое смещение может быть выбрано таким образом, что целевой наружный диаметр для фильтра ствола скважины, расширенного за счет целевого смещения, немного больше номинального внутреннего диаметра ствола скважины таким образом, что фильтр ствола скважины будет контактировать со стенкой ствола скважины при расширении.With reference to FIG. 8 describes an operating procedure 400 for using any of the sand filters described above. Initially, at 402, a target offset is determined for expanding the wellbore filter in the wellbore. The target offset may be chosen such that the target OD for the wellbore filter expanded by the target offset is slightly larger than the nominal wellbore ID such that the wellbore filter will contact the wellbore wall when expanded.

Затем, на этапе 404, фильтр ствола скважины выбирают таким образом, чтобы он содержал наружный кожух, имеющий совокупность перфорационных отверстий, определенных в нем, при этом перфорационные отверстия расположены по схеме, которая обеспечивает предел ниже целевого смещения, когда дальнейшее расширение наружного кожуха требует увеличения силы расширения для дальнейшего расширения. Таким образом, фильтр ствола скважины выбирают таким образом, чтобы он расширялся по меньшей мере до предела для достижения целевого смещения, а наружный кожух мог защищать от чрезмерного расширения фильтра путем обеспечения увеличенного сопротивления дальнейшему расширению сверх предела.Then, at 404, the wellbore screen is selected to include an outer casing having a plurality of perforations defined therein, the perforations being arranged in a pattern that provides a margin below the target offset when further expansion of the outer casing requires an increase in expansion force for further expansion. Thus, the wellbore filter is selected to expand at least to the limit to achieve the target displacement, and the outer casing can protect against excessive expansion of the filter by providing increased resistance to further expansion beyond the limit.

На этапе 406 фильтр ствола скважины может быть спущен в ствол скважины на колонне насосно-компрессорных труб, а на этапе 408 к наружному кожуху прикладывается сила расширения для расширения наружного кожуха до целевого смещения в пределах заданного допуска. Сила расширения может быть приложена с помощью механизма расширения, содержащего одну или более расширяемых камер, транспортируемых основной трубой, которые расширяются в ответ на заполнение флюидом под давлением. В других вариантах реализации механизм расширения может быть развернут на средстве транспортирования отдельно от основной трубы.At 406, a wellbore screen may be run into the wellbore on a tubing string, and at 408, an expansion force is applied to the outer casing to expand the outer casing to a target displacement within a predetermined tolerance. The expansion force may be applied by an expansion mechanism comprising one or more expandable chambers transported by the main pipe that expand in response to being filled with pressurized fluid. In other embodiments, the expansion mechanism may be deployed on the conveyance separately from the main pipe.

На этапе 410, при расширении фильтра ствола скважины в стволе скважины, скважинные операции можно проводить через фильтр. Например, флюиды можно закачивать или добывать через перфорационные отверстия, определенные наружным кожухом.At 410, when expanding the wellbore filter in the wellbore, well operations may be conducted through the filter. For example, fluids may be injected or produced through perforations defined by the outer casing.

Аспекты данного изобретения, описанные ниже, предоставлены для описания выбора концепций в упрощенной форме, которые более подробно описаны выше. Данный раздел не предназначен для определения ключевых признаков или существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначен для использования в качестве пособия при определении объема заявленного объекта изобретения.The aspects of the present invention described below are provided to describe a selection of concepts in a simplified form, which are described in more detail above. This section is not intended to identify key features or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used as an aid in determining the scope of the claimed subject matter.

В соответствии с одним аспектом данного изобретения способ развертывания фильтра ствола скважины включает в себя (а) определение целевого смещения для расширения фильтра ствола скважины в стволе скважины, (b) выбор фильтра ствола скважины, который содержит наружный кожух, имеющий совокупность перфорационных отверстий, определенных в нем, причем перфорационные отверстия расположены по схеме, которая позволит наружному кожуху расширяться до целевого смещения в ответ на приложенную к нему силу расширения, причем целевое смещение происходит на уровне предела, при котором дальнейшее расширение наружного кожуха требует увеличения силы расширения для дальнейшего расширения, (с) спуск фильтра ствола скважины в ствол скважины на колонне насосно-компрессорных труб и (d) приложение силы расширения к наружному кожуху для расширения наружного кожуха до целевого смещения.In accordance with one aspect of the present invention, a method for deploying a wellbore filter includes (a) determining a target offset for expanding the wellbore filter in the wellbore, (b) selecting a wellbore filter that comprises an outer casing having a plurality of perforations defined in it, and the perforations are located in a pattern that will allow the outer casing to expand to a target displacement in response to an expansion force applied to it, and the target displacement occurs at a level at which further expansion of the outer casing requires an increase in the expansion force for further expansion, (c ) running a wellbore screen into the wellbore on the tubing string; and (d) applying an expansion force to the outer casing to expand the outer casing to the target displacement.

В одном или более вариантах реализации способ дополнительно включает в себя заполнение расширяемой камеры, расположенной под наружным кожухом, флюидом под давлением и приложение силы расширения к наружному кожуху с помощью расширяемой камеры. Способ может дополнительно включать в себя растяжение материала, определенного между перфорационными отверстиями в наружном кожухе, в ответ на приложение силы расширения для смещения наружного кожуха сверх предела. В некоторых вариантах реализации способ включает в себя устранение провисания в расположении плетеных прядей в ответ на приложение силы расширения для смещения наружного кожуха до предела.In one or more embodiments, the method further includes filling an expandable chamber located below the outer casing with pressurized fluid and applying an expansion force to the outer casing with the expandable chamber. The method may further include stretching the material defined between the perforations in the outer casing in response to applying an expansion force to move the outer casing beyond a limit. In some embodiments, the method includes eliminating slack in the braided strand arrangement in response to applying an expansion force to move the outer casing to a limit.

В некоторых вариантах реализации определение целевого смещения включает в себя выбор целевого наружного диаметра для фильтра ствола скважины, расширенного путем целевого смещения, при этом целевой наружный диаметр представляет собой по меньшей мере внутренний диаметр ствола скважины. В некоторых вариантах реализации приложение силы расширения к наружному кожуху вызывает расширение наружного кожуха в пределах заданного допуска, составляющего около 25% от предела и целевого смещения. Способ может дополнительно включать в себя поддержание продольной длины наружного кожуха при приложении силы расширения для расширения наружного кожуха. Способ может дополнительно включать в себя по меньшей мере одно из группы, состоящей из закачки флюида и добычи флюида через совокупность перфорационных отверстий в стволе скважины.In some embodiments, determining the target offset includes selecting a target OD for the wellbore filter expanded by the target offset, wherein the target OD is at least the inner diameter of the wellbore. In some embodiments, application of an expansion force to the outer casing causes the outer casing to expand within a predetermined tolerance of about 25% of the limit and target displacement. The method may further include maintaining the longitudinal length of the outer casing while applying an expansion force to expand the outer casing. The method may further include at least one of the group consisting of pumping fluid and producing fluid through a plurality of perforations in the wellbore.

В соответствии с другим аспектом данное изобретение относится к системе фильтров ствола скважины. Система фильтров ствола скважины содержит основную трубу, присоединенную в колонне насосно-компрессорных труб, и фильтрующий слой, расположенный вокруг основной трубы, причем фильтрующий слой образует трубчатое покрытие поверх основной трубы и функционирующий фильтр, препятствующий прохождению частиц крупнее заданного размера. Система фильтров ствола скважины дополнительно содержит наружный кожух, расположенный вокруг основной трубы, причем наружный кожух имеет совокупность перфорационных отверстий, определенных в нем, причем перфорационные отверстия расположены по схеме, которая будет обеспечивать предел при целевом смещении, когда дальнейшее расширение наружного кожуха требует увеличения силы расширения для дальнейшего расширения.In accordance with another aspect, the present invention relates to a wellbore filter system. The wellbore filter system comprises a main pipe connected in a tubing string and a filter layer located around the main pipe, the filter layer forming a tubular coating over the main pipe and a functioning filter preventing the passage of particles larger than a given size. The wellbore screen system further comprises an outer casing disposed around the base pipe, the outer casing having a plurality of perforations defined therein, the perforations arranged in a pattern that will provide a limit at target displacement when further expansion of the outer casing requires an increase in expansion force. for further expansion.

В некоторых вариантах реализации система фильтров ствола скважины дополнительно содержит механизм расширения, транспортируемый на основной трубе и избирательно функционирующий для приложения силы расширения к наружному кожуху. Механизм расширения может содержать по меньшей мере одну расширяемую камеру, расположенную под наружным кожухом и реагирующую на заполнение флюидом под давлением для приложения силы расширения к наружному кожуху. В некоторых вариантах реализации система фильтров ствола скважины дополнительно содержит дренажный слой, перекрывающий проточный канал, определенный между смежными расширяемыми камерами из по меньшей мере одной расширяемой камеры. Наружный кожух может содержать совокупность плетеных прядей, выполненных с возможностью включения заданной величины провисания в них, при этом предел определен там, где устранено провисание. В некоторых вариантах реализации наружный кожух расположен под фильтрующим слоем.In some embodiments, the wellbore screen system further comprises an expansion mechanism transported on the main tube and selectively operable to apply an expansion force to the outer casing. The expansion mechanism may include at least one expandable chamber located under the outer casing and responsive to being filled with pressurized fluid to apply an expansion force to the outer casing. In some embodiments, the wellbore filter system further comprises a drainage layer spanning a flow path defined between adjacent expandable chambers of the at least one expandable chamber. The outer casing may comprise a plurality of braided strands configured to include a predetermined amount of sag therein, with a limit defined where the sag is eliminated. In some embodiments, the outer casing is located under the filter layer.

В одном или более вариантах реализации наружный кожух содержит слой листового металла, содержащий совокупность продолговатых перфорационных отверстий, определенных в нем для обеспечения соответствия наружного кожуха. Удлиненные перфорационные отверстия могут содержать совокупность удлиненных дугообразных перфорационных отверстий, имеющих углубление, определенное приблизительно в их средней секции. В некоторых вариантах реализации предел определяется при ускорении роста силы расширения, необходимой для дальнейшего радиального смещения наружного кожуха. В некоторых вариантах реализации на каждую единицу увеличения силы расширения сверх предела индуцируется только 10%-ное увеличение радиального смещения по сравнению с каждой единицей увеличения силы расширения ниже предела.In one or more embodiments, the outer casing comprises a sheet metal layer containing a plurality of elongated perforations defined therein to conform to the outer casing. The elongate perforations may comprise a plurality of elongate arcuate perforations having a recess defined approximately in their middle section. In some embodiments, the limit is determined by accelerating the growth of the expansion force required to further radially move the outer casing. In some embodiments, for every unit increase in expansion force over the limit, only a 10% increase in radial displacement is induced relative to each unit increase in expansion force below the limit.

Раздел реферата данного изобретения предназначен исключительно для предоставления Ведомству США по патентам и товарным знакам и общественности преимущественно способа, с помощью которого можно быстро определить на основании беглого прочтения характер и суть технического изобретения, и он представляет только один или более примеров.The abstract section of this invention is intended solely to provide the US Patent and Trademark Office and the public primarily with a means by which the nature and scope of a technical invention can be quickly determined from a cursory reading, and it presents only one or more examples.

Хотя были детально проиллюстрированы различные примеры, данное изобретение не ограничено показанными примерами. Специалистам в данной области техники могут быть очевидны модификации и адаптации приведенных выше примеров. Такие модификации и адаптации входят в объем данного изобретения.Although various examples have been illustrated in detail, the present invention is not limited to the examples shown. Modifications and adaptations of the above examples may be apparent to those skilled in the art. Such modifications and adaptations are within the scope of this invention.

Claims

1. A wellbore filter deployment method, comprising:

determining a target offset for expanding the wellbore filter in the wellbore;

selecting a wellbore filter that comprises an outer casing having a plurality of perforations defined therein, the perforations being arranged in a pattern that will expand the outer casing to a target displacement in response to an expansion force applied thereto, the target displacement occurring at the limit level, in which further expansion of the outer casing requires an increase in the expansion force for further expansion, and the specified limit is determined by accelerating the growth of the expansion force necessary for further radial displacement of the outer casing;

running a wellbore filter into the wellbore on a tubing string;

and applying an expansion force to the outer casing to expand the outer casing to the target displacement.

2. The method of claim 1, further comprising filling an expandable chamber located under the outer casing with pressurized fluid and applying an expansion force to the outer casing with the expandable chamber.

3. The method according to claim 1 or 2, further comprising stretching the material defined between the perforations in the outer casing, in response to the application of an expansion force to move the outer casing beyond the limit, and, optionally, for the case when the perforations are formed in the housing between braided strands of metal wire, further comprising eliminating sagging in the arrangement of braided strands in response to the application of an expansion force to bias the outer casing to the limit.

4. A method according to any one of the preceding claims, wherein determining the target offset comprises selecting a target outer diameter for the wellbore filter expanded by the target offset, wherein the target outer diameter is at least the inner diameter of the wellbore.

5. A method according to any one of the preceding claims, wherein the application of an expansion force to the outer casing causes the outer casing to expand within a predetermined tolerance of 25% of the limit and the target displacement.

6. A method according to any one of the preceding claims, further comprising maintaining the longitudinal length of the outer shell while applying an expansion force to expand the outer shell.

7. A method according to any one of the preceding claims, further comprising at least one of the group consisting of pumping fluid and producing fluid through a plurality of perforations in the wellbore.

8. A wellbore filter system, comprising:

a main pipe connected in the tubing string;

a filter layer located around the main pipe, and the filter layer forms a tubular coating over the main pipe and a functioning filter that prevents the passage of particles larger than a predetermined size;

and an outer casing located around the base pipe, wherein the outer casing has a plurality of perforations defined therein, the perforations being arranged in a pattern that will provide a target displacement limit when further expansion of the outer casing requires an increase in expansion force for further expansion, wherein this limit is determined by accelerating the growth of the expansion force necessary for further radial displacement of the outer casing.

9. The wellbore filter system of claim 8, further comprising an expansion mechanism transported on a base pipe and selectively operable to apply an expansion force to the outer casing, and optionally, the expansion mechanism comprising at least one expandable chamber located under the outer casing. casing and responsive to filling with pressurized fluid to apply an expansion force to the outer casing, and optionally further comprising at least one drainage layer blocking the flow channel defined between adjacent expandable chambers of at least one expandable chamber.

10. A wellbore filter system according to claim 8 or 9, characterized in that the outer casing comprises a plurality of braided strands configured to include a predetermined amount of sag therein, the limit being defined where the sag is eliminated.

11. Wellbore filter system according to claim 10, characterized in that the outer casing is located under the filter layer.

12. The wellbore filter system according to any one of paragraphs. 8-11, characterized in that the outer casing comprises a sheet metal layer containing a plurality of elongated perforations defined therein to match the outer casing.

13. The wellbore screen system of claim 12, wherein the elongate perforations include a plurality of elongate arcuate perforations having a recess defined in their middle section.

14. The wellbore screen system of claim 8, wherein for each unit increase in expansion force over the limit, only a 10% increase in radial displacement is induced compared to each unit increase in expansion force below the limit.