RU2804464C2 - Annular barrier with valve module and downhole system for expansion in the annulus and providing zone isolation - Google Patents
Annular barrier with valve module and downhole system for expansion in the annulus and providing zone isolation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804464C2 RU2804464C2 RU2021125521A RU2021125521A RU2804464C2 RU 2804464 C2 RU2804464 C2 RU 2804464C2 RU 2021125521 A RU2021125521 A RU 2021125521A RU 2021125521 A RU2021125521 A RU 2021125521A RU 2804464 C2 RU2804464 C2 RU 2804464C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- passage
- piston
- module
- slot
- annular barrier
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к затрубному барьеру, предназначенному для разжимания в затрубном пространстве между скважинной трубчатой металлической конструкцией и стенкой ствола скважины или другой скважинной трубчатой металлической конструкцией в скважине для обеспечения зональной изоляции между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины. Изобретение также относится к скважинной системе.The present invention relates to an annular barrier designed to expand in the annular space between a downhole tubular metal structure and a wellbore wall or other downhole tubular metal structure in a well to provide zonal isolation between a first zone having a first pressure and a second zone having a second barrel pressure. wells. The invention also relates to a well system.
В стволах скважин используют затрубный барьер, такой как разбухающий пакер Swell Packer, SWELLPACKER, STEELSEAL или ZONESEAL, для обеспечения зональной изоляции затрубного пространства между обсадной колонной и стенкой другой обсадной колонны или стенкой ствола скважины, или для обеспечения наличия подвески хвостовика.Wellbores use an annular barrier, such as a Swell Packer, SWELLPACKER, STEELSEAL or ZONESEAL, to provide zonal isolation of the annular space between a casing string and the wall of another casing string or the wall of the wellbore, or to provide a liner hanger.
При разжимании затрубных барьеров, имеющих разжимную металлическую муфту, муфта разжимается от первого диаметра до второго большего диаметра за счет повышения давления в кольцевом пространстве между разжимной металлической муфтой и основной трубой. В некоторых известных барьерах передача текучей среды в кольцевое пространство блокирована при спуске затрубного барьера, установленного на скважинной трубчатой металлической конструкции, в ствол скважины, и для разжимания разжимной металлической муфты необходимо срезать срезной диск перед тем, как обеспечить подачу текучей среды в кольцевое пространство и начать разжимание. Таким образом предотвращается преждевременное и непреднамеренное разжимание при спуске затрубного барьера в ствол скважины.When opening annular barriers having an expanding metal coupling, the coupling is expanded from the first diameter to a second larger diameter due to an increase in pressure in the annular space between the expanding metal coupling and the main pipe. In some known barriers, the transfer of fluid into the annulus is blocked when the annular barrier mounted on the downhole tubular metal structure is lowered into the wellbore, and in order to open the expanding metal coupling, it is necessary to cut off the shear disk before allowing fluid to enter the annulus and begin unclenching. This prevents premature and unintended release when lowering the annular barrier into the wellbore.
Преждевременное разжимание затрубного барьера известно из использования разбухающего пакера Swell Packer, SWELLPACKER или подобного ZONESEAL, где во время спуска затрубного барьера в ствол скважины скважинная трубчатая металлическая конструкция может застрять перед ее размещением в предназначенном положении. В других известных барьерах использование таких срезных дисков избегают, поскольку в скважинах с высоким давлением существует большой риск того, что разжимная металлическая муфта будет вытолкнута радиально внутрь в смятое положение, в котором предполагаемое позднее разжимание разжимной металлической муфты для установки затрубного барьера не может быть завершено, так как из-за смятой разжимной металлической муфты давление, необходимое для разжимания разжимной металлической муфты, существенно увеличивается по сравнению с давлением, допустимым для такого завершения, или муфта ослабляется и не может быть разжата настолько, насколько это необходимо, в результате чего муфта разрушается во время разжимания.Premature release of the casing barrier is known from the use of a Swell Packer, SWELLPACKER or similar ZONESEAL, where during the running of the casing barrier into the wellbore, the downhole tubular metal structure may become stuck before being positioned in its intended position. In other known barriers, the use of such shear disks is avoided because in high pressure wells there is a high risk that the expansion metal sleeve will be pushed radially inward into a collapsed position in which the intended later release of the expansion metal sleeve to install the annular barrier cannot be completed. because a crushed metal expansion coupling causes the pressure required to open the expansion metal coupling to be substantially greater than the pressure allowed for such completion, or the coupling becomes loose and cannot be released as much as necessary, causing the coupling to fail during unclamping time.
Из US 10190386 B2 известен затрубный барьер, разжимаемый в затрубном пространстве между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, который содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, имеющей наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, и внешнюю поверхность, обращенную к стенке скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; и кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью, при этом кольцевое пространство имеет давление пространства. Затрубный барьер имеет модуль предотвращения смятия с элементом, выполненным с возможностью перемещения по меньшей мере между первым положением и вторым положением, причем модуль предотвращения смятия имеет первое и второе впускные отверстия и выпускное отверстие, расположенные так, чтобы обеспечивать возможность выравнивания давления. Несмотря на наличие модуля предотвращения смятия, указанный известный барьер тем не менее имеет указанные выше недостатки.From US 10190386 B2 there is known an annular barrier expandable in the annular space between a well tubular structure and a wellbore wall, which contains a tubular metal part for installation as part of a well tubular structure having an outer surface; an expansion sleeve surrounding the tubular metal portion and having an inner surface facing the tubular metal portion and an outer surface facing the borehole wall, each end of the expansion sleeve being connected to the tubular metal portion; and an annular space between the inner surface of the expansion coupling and the tubular metal part, wherein the annular space has a space pressure. The annular barrier has a collapse prevention module with an element movable at least between a first position and a second position, the collapse prevention module having first and second inlet ports and an outlet port located to allow pressure equalization. Despite the presence of a crush prevention module, this known barrier nevertheless has the above-mentioned disadvantages.
Задачей настоящего изобретения является полное или частичное устранение вышеуказанных недостатков и изъянов предшествующего уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенного затрубного барьера, который может быть разжат в скважинах высокого давления без преждевременного разжимания.The objective of the present invention is to completely or partially eliminate the above-mentioned disadvantages and shortcomings of the prior art. More specifically, the object is to provide an improved annular barrier that can be released in high pressure wells without premature release.
Вышеупомянутые задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, выполнены в решении согласно настоящему изобретению с помощью скважинного затрубного барьера, предназначенного для разжимания в затрубном пространстве между скважинной трубчатой металлической конструкцией и стенкой ствола скважины или другой скважинной трубчатой металлической конструкцией в скважине для обеспечения зональной изоляции между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины, причем затрубный барьер содержит:The above objectives, as well as numerous other objectives, advantages and features apparent from the following description, are achieved in the solution according to the present invention by using a downhole annular barrier designed to decompress in the annular space between the downhole tubular metal structure and the wall of the wellbore or other downhole tubular metal structure in the well to provide zonal isolation between a first zone having a first pressure and a second zone having a second wellbore pressure, the annular barrier comprising:
- трубчатую металлическую часть, предназначенную для установки как часть скважинной трубчатой металлической конструкции, причем трубчатая металлическая часть имеет внешнюю поверхность и внутреннюю часть,- a tubular metal part intended to be installed as part of a downhole tubular metal structure, the tubular metal part having an outer surface and an inner part,
- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой металлической части, и внешнюю поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной металлической муфты соединен с трубчатой металлической частью, и- an expandable metal sleeve surrounding the tubular metal portion and having an inner surface of the sleeve facing the tubular metal portion and an outer surface of the sleeve facing the wall of the wellbore, each end of the expandable metal sleeve being connected to the tubular metal portion, and
- кольцевое пространство между внутренней поверхностью муфты разжимной металлической муфты и трубчатой металлической частью,- an annular space between the inner surface of the expanding metal coupling and the tubular metal part,
причем затрубный барьер дополнительно содержит клапанный модуль, имеющий начальное положение и конечное положение, причем клапанный модуль содержит:wherein the annular barrier further comprises a valve module having an initial position and an end position, wherein the valve module comprises:
- первую прорезь, сообщающуюся по текучей среде с внутренней частью,- a first slot in fluid communication with the interior,
- вторую прорезь, сообщающуюся по текучей среде с кольцевым пространством,- a second slot in fluid communication with the annular space,
- третью прорезь, сообщающуюся по текучей среде с затрубным пространством,- a third slot in fluid communication with the annulus,
- проход модуля, имеющий протяженность прохода и содержащий первую часть прохода, имеющую первый внутренний диаметр, и вторую часть прохода, имеющую внутренний диаметр, который больше диаметра первой части прохода, причем первая прорезь расположена во второй части прохода, а вторая прорезь и третья прорезь расположены в первой части прохода и смещены вдоль протяженности прохода,- a module passage having the length of the passage and containing a first passage portion having a first internal diameter, and a second passage portion having an internal diameter that is greater than the diameter of the first passage portion, wherein the first slot is located in the second passage portion, and the second slot and third slot are located in the first part of the passage and offset along the length of the passage,
- поршень модуля, расположенный в проходе модуля, причем поршень модуля содержит первую часть поршня, которая расположена в первой части прохода в начальном положении и имеет внешний диаметр, по существу соответствующий внутреннему диаметру первой части прохода, и поршень модуля содержит вторую часть поршня, которая расположена во второй части прохода в начальном положении и имеет внешний диаметр, по существу соответствующий внутреннему диаметру второй части прохода, и- a module piston located in the passage of the module, wherein the module piston includes a first piston part, which is located in the first passage part in an initial position and has an outer diameter substantially corresponding to the internal diameter of the first passage part, and the module piston includes a second piston part, which is located in the second passage part in an initial position and has an outer diameter substantially corresponding to the internal diameter of the second passage part, and
- срезной штифт, предотвращающий перемещение поршня модуля до достижения в проходе предварительно заданного давления и обеспечения возможности перемещения поршня модуля в конечное положение, обеспечивающее сообщение по текучей среде между первой прорезью и второй прорезью,- a shear pin that prevents movement of the module piston until a predetermined pressure is reached in the passage and allows the module piston to move to the final position providing fluid communication between the first slot and the second slot,
причем вторая прорезь сообщается по текучей среде с третьей прорезью в начальном положении, так что происходит выравнивание давления между кольцевым пространством и затрубным пространством при спуске затрубного барьера в скважину.wherein the second slot is in fluid communication with the third slot in the initial position, so that the pressure is equalized between the annular space and the annular space when lowering the annular barrier into the well.
Кроме того, клапанный модуль может дополнительно содержать пружину, выполненную с возможностью сжатия после разрушения срезного штифта давлением, действующим на вторую часть поршня, так что при сбросе давления сжатая пружина перемещает поршень модуля в конечное положение.In addition, the valve module may further comprise a spring configured to be compressed upon failure of the shear pin by pressure acting on the second portion of the piston, such that upon release of the pressure, the compressed spring moves the module piston to an end position.
Также, таким образом может быть получено, что давление необходимо сбросить для перемещения поршня модуля в конечное положение и, таким образом, высокое давление, полученное для того, чтобы обеспечить возможность срезания срезного штифта, не передается напрямую в пространство затрубного барьера как ударное давление. Тем самым обеспечивается разжимание затрубного барьера за счет по существу непрерывно возрастающего давления.It can also be achieved in this manner that pressure must be released to move the module piston to its final position and thus the high pressure generated to allow the shear pin to be sheared is not directly transmitted into the annulus space as impact pressure. This ensures expansion of the annular barrier due to essentially continuously increasing pressure.
Кроме того, пружина может быть расположена в третьей части прохода, имеющей больший внутренний диаметр, чем внутренний диаметр второй части прохода.In addition, the spring may be located in a third passage portion having a larger inner diameter than the inner diameter of the second passage portion.
Дополнительно, поршень модуля может иметь третью часть поршня, расположенную в третьей части прохода и имеющую внешний диаметр, которой больше диаметра второй части поршня.Additionally, the module piston may have a third piston portion located in the third passage portion and having an outer diameter that is larger than the diameter of the second piston portion.
Кроме того, третья часть поршня может соответствовать внешнему диаметру пружины.In addition, the third part of the piston can correspond to the outer diameter of the spring.
Дополнительно, поршень модуля может иметь промежуточную часть между первой частью поршня и второй частью поршня, причем промежуточная часть имеет внешний диаметр, который меньше диаметра части поршня и второй части поршня.Additionally, the module piston may have an intermediate portion between the first piston portion and the second piston portion, the intermediate portion having an outer diameter that is smaller than the diameter of the piston portion and the second piston portion.
Кроме того, клапанный модуль может дополнительно содержать блокирующий элемент, выполненный с возможностью механической блокировки поршня модуля, когда поршень модуля находится в конечном положении, с блокировкой третьей прорези.In addition, the valve module may further include a locking element configured to mechanically lock the module piston when the module piston is in a final position, locking the third slot.
Дополнительно, блокирующий элемент может быть выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере частично радиально наружу или внутрь при перемещении поршня модуля из начального положения для предотвращения возвращения поршня в начальное положение поршня модуля.Additionally, the locking element may be configured to move at least partially radially outward or inward as the module piston moves from the initial position to prevent the piston from returning to the initial position of the module piston.
Также, блокирующий элемент может быть расположен между второй частью поршня и третьей частью поршня.Also, the blocking element may be located between the second piston part and the third piston part.
Дополнительно, блокирующий элемент может постоянно блокировать поршень в закрытом положении.Additionally, the locking element may permanently lock the piston in the closed position.
Кроме того, поршень модуля может иметь первую поверхность поршня на первом конце поршня у первой части поршня и вторую поверхность поршня у второй части поршня, причем вторая поверхность поршня имеет площадь поверхности, которая больше площади поверхности первой поверхности поршня для перемещения поршня модуля в направлении первого конца прохода.In addition, the module piston may have a first piston surface at a first piston end of the first piston portion and a second piston surface at the second piston portion, the second piston surface having a surface area that is greater than the surface area of the first piston surface for moving the module piston toward the first end. passage.
Дополнительно, скважинный затрубный барьер может содержать узел срезного штифта, имеющий первое отверстие, сообщающееся по текучей среде со второй прорезью клапанного модуля, второе отверстие, сообщающееся по текучей среде с кольцевым пространством затрубного барьера, и третье отверстие, сообщающееся по текучей среде с затрубным пространством, причем узел срезного штифта имеет первое положение, в котором обеспечена возможность протекания разжимной текучей среды из второй прорези клапанного модуля в кольцевое пространство, и второе положение, в котором соединение по текучей среде со второй прорезью блокируется, с предотвращением прохождения разжимной текучей среды в пространство.Additionally, the well annular barrier may include a shear pin assembly having a first hole in fluid communication with a second slot of the valve module, a second hole in fluid communication with the annular barrier annulus, and a third hole in fluid communication with the annular space. wherein the shear pin assembly has a first position in which expansion fluid is allowed to flow from the second slot of the valve module into the annulus, and a second position in which fluid connection to the second slot is blocked, preventing expansion fluid from passing into the space.
Кроме того, узел срезного штифта может иметь проход, имеющий протяженность прохода и содержащий первую часть прохода, имеющую первый внутренний диаметр, и вторую часть прохода, имеющую внутренний диаметр, который больше диаметра первой части прохода.In addition, the shear pin assembly may have a passage having the length of the passage and comprising a first passage portion having a first internal diameter and a second passage portion having an internal diameter that is greater than the diameter of the first passage portion.
Дополнительно, первое отверстие и второе отверстие могут быть расположены в первой части прохода и смещены вдоль протяженности прохода, причем узел срезного штифта дополнительно содержит поршень узла, расположенный в проходе, причем поршень узла содержит первую часть поршня, имеющую внешний диаметр, по существу соответствующий внутреннему диаметру первой части прохода, и содержит вторую часть поршня, имеющую внешний диаметр, по существу соответствующий внутреннему диаметру второй части прохода, и разрывной элемент, предотвращающий перемещение поршня узла до достижения в проходе предварительно заданного давления.Additionally, the first hole and the second hole may be located in the first portion of the passage and offset along the length of the passage, the shear pin assembly further comprising an assembly piston located in the passage, wherein the assembly piston includes a first piston portion having an outer diameter substantially corresponding to the inner diameter the first part of the passage, and contains a second part of the piston having an outer diameter essentially corresponding to the internal diameter of the second part of the passage, and a breaking element that prevents movement of the piston of the assembly until a predetermined pressure is reached in the passage.
Дополнительно, узел срезного штифта может содержать блокирующий элемент, выполненный с возможностью механической блокировки поршня узла, когда поршень узла находится в закрытом положении, с блокировкой первого отверстия.Additionally, the shear pin assembly may include a locking element configured to mechanically lock the assembly piston when the assembly piston is in a closed position, locking the first hole.
Кроме того, блокирующий элемент может быть выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере частично радиально наружу или внутрь при перемещении поршня узла из начального положения для предотвращения возвращения поршня узла в начальное положение поршня.In addition, the locking element may be configured to move at least partially radially outward or inward as the assembly piston moves from the initial position to prevent the assembly piston from returning to the initial piston position.
Дополнительно, блокирующий элемент может постоянно блокировать поршень узла в закрытом положении.Additionally, the locking element may permanently lock the piston of the assembly in the closed position.
Также, поршень узла может содержать канал для текучей среды, представляющий собой сквозное отверстие, обеспечивающее сообщение по текучей среде между первой и второй частями прохода.Also, the piston of the assembly may include a fluid passage that is a through hole providing fluid communication between the first and second portions of the passage.
Кроме того, поршень узла может иметь центральную ось, расположенную в стенке трубчатой металлической части или в стенке соединительной части, соединяющей разжимную металлическую муфту с трубчатой металлической частью.In addition, the piston of the assembly may have a central axis located in the wall of the tubular metal part or in the wall of the connecting part connecting the expandable metal coupling with the tubular metal part.
Дополнительно, поршень узла может иметь начальное положение, в котором первое отверстие сообщается по текучей среде со вторым отверстием, и закрытое положение, в котором второе отверстие сообщается по текучей среде с третьим отверстием, чтобы уравнять давление между кольцевым пространством и затрубным пространством.Additionally, the assembly piston may have an initial position in which the first orifice is in fluid communication with the second orifice, and a closed position in which the second orifice is in fluid communication with the third orifice to equalize pressure between the annulus and the annulus.
Кроме того, разрывной элемент может представлять собой срезной штифт, взаимодействующий с поршнем узла.In addition, the breaking element may be a shear pin interacting with the piston of the assembly.
Дополнительно, разрывной элемент может представлять собой срезной диск, расположенный в канале для текучей среды или первой части прохода для предотвращения потока мимо диска.Additionally, the rupture element may be a shear disk located in the fluid passage or first portion of the passage to prevent flow past the disk.
Дополнительно, поршень узла может иметь первый конец поршня на первой части поршня и второй конец поршня на второй части поршня, причем первый конец поршня имеет первую поверхность поршня, а второй конец поршня имеет вторую поверхность поршня, и вторая поверхность поршня имеет площадь поверхности, которая больше площади поверхности первой поверхности поршня для перемещения поршня узла в направлении первого конца прохода.Additionally, the piston assembly may have a first piston end on a first piston portion and a second piston end on a second piston portion, wherein the first piston end has a first piston surface, and the second piston end has a second piston surface, and the second piston surface has a surface area that is greater than the surface area of the first surface of the piston for moving the piston of the assembly towards the first end of the passage.
Кроме того, первая часть поршня может частично проходить во вторую часть прохода в начальном положении поршня и образовывать кольцевое пространство между поршнем и внутренней стенкой прохода.In addition, the first piston portion may partially extend into the second passage portion at the initial position of the piston and define an annular space between the piston and the inner wall of the passage.
Также, скважинный затрубный барьер может дополнительно содержать модуль предотвращения смятия, содержащий элемент, выполненный с возможностью перемещения между первым положением модуля и вторым положением модуля, причем модуль предотвращения смятия имеет первый впуск, который сообщается по текучей среде с первой зоной, и второй впуск, который сообщается по текучей среде со второй зоной, и модуль предотвращения смятия имеет выпуск, который сообщается по текучей среде с кольцевым пространством через узел срезного штифта, когда поршень узла находится в закрытом положении, с блокировкой первого отверстия.Also, the downhole annular barrier may further comprise a collapse prevention module comprising an element movable between a first module position and a second module position, wherein the collapse prevention module has a first inlet that is in fluid communication with the first zone and a second inlet that is in fluid communication with the second zone, and the collapse prevention module has an outlet that is in fluid communication with the annulus through the shear pin assembly when the piston of the assembly is in a closed position, blocking the first hole.
Дополнительно, первый впуск может сообщаться по текучей среде с выпуском для выравнивания первого давления первой зоны с кольцевым пространством в первом положении модуля, а во втором положении модуля второй впуск может сообщаться по текучей среде с выпуском для выравнивания второго давления второй зоны с давлением пространства.Additionally, the first inlet may be in fluid communication with the outlet to equalize the first pressure of the first zone with the annulus at a first position of the module, and at the second position of the module, the second inlet may be in fluid communication with the outlet to equalize the second pressure of the second zone with the pressure of the space.
Наконец, настоящее изобретение относится к скважинной системе, содержащей скважинную трубчатую металлическую конструкцию и затрубный барьер, в которой трубчатая металлическая часть затрубного барьера установлена как часть скважинной трубчатой металлической конструкции.Finally, the present invention relates to a downhole system comprising a downhole tubular metal structure and an annular barrier, wherein the tubular metal portion of the annular barrier is installed as part of the downhole tubular metal structure.
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны более подробно ниже со ссылкой на прилагаемые схематические чертежи, на которых для целей иллюстрации показаны некоторые неограничивающие варианты осуществления, и на которых:The invention and its many advantages are described in more detail below with reference to the accompanying schematic drawings, in which, for purposes of illustration, certain non-limiting embodiments are shown, and in which:
- на фиг.1 показан вид в поперечном разрезе затрубного барьера, установленного как часть скважинной трубчатой металлической конструкции и имеющего клапанный модуль для предотвращения предварительного смятия разжимной металлической муфты при спуске затрубного барьера и скважинной трубчатой металлической конструкции в ствол скважины,- figure 1 shows a cross-sectional view of an annular barrier installed as part of a downhole tubular metal structure and having a valve module to prevent preliminary collapse of the expanding metal coupling when lowering the annular barrier and downhole tubular metal structure into the wellbore,
- на фиг.2A показан вид в поперечном разрезе клапанного модуля в его начальном положении,- Fig. 2A shows a cross-sectional view of the valve module in its initial position,
- на фиг.2B показан вид в поперечном разрезе клапанного модуля с фиг.2A в его конечном положении,- Fig. 2B shows a cross-sectional view of the valve module of Fig. 2A in its final position,
- на фиг.3 показан вид в поперечном разрезе клапанного модуля, сообщающегося по текучей среде с узлом срезного штифта,- Fig. 3 shows a cross-sectional view of a valve module in fluid communication with a shear pin assembly,
- на фиг.4 показан вид в перспективе части затрубного барьера, имеющего клапанный модуль, узел срезного штифта и модуль предотвращения смятия,- Fig. 4 shows a perspective view of part of the annular barrier having a valve module, a shear pin assembly and a collapse prevention module,
- на фиг.5A и 5B показан вид в поперечном разрезе части другого затрубного барьера, имеющего узел срезного штифта, причем узел срезного штифта показан в первом положении на фиг.5A и в его втором закрытом положении на фиг.5B,- FIGS. 5A and 5B show a cross-sectional view of a portion of another annular barrier having a shear pin assembly, the shear pin assembly being shown in its first position in FIG. 5A and in its second closed position in FIG. 5B,
- на фиг.6 показан вид в поперечном разрезе модуля предотвращения смятия, и- Fig. 6 shows a cross-sectional view of the anti-collapse module, and
- на фиг.7 показан вид в поперечном разрезе скважинной системы, имеющей несколько затрубных барьеров.- Figure 7 shows a cross-sectional view of a well system having several annular barriers.
Все чертежи являются очень схематичными и не обязательно выполнены в масштабе, причем на них показаны только те детали, которые необходимы для пояснения изобретения, при этом другие детали не показаны или просто подразумеваются.All drawings are very schematic and not necessarily to scale, showing only those details necessary to explain the invention, with other details not shown or merely implied.
На фиг.1 показан скважинный затрубный барьер 1, предназначенный для разжимания в затрубном пространстве 2 между скважинной трубчатой металлической конструкцией 3 и стенкой 5 ствола 6 скважины или другой скважинной трубчатой металлической конструкцией 3а (часть корпуса, показанная на фиг.7) в скважине для обеспечения зональной изоляции между первой зоной 101 на одной стороне разжатого затрубного барьера 1, имеющей первое давление P1, и второй зоной 102 на другой стороне разжатого затрубного барьера, имеющей второе давление P2 ствола 4 скважины. Разжатое состояние затрубного барьера 1 показано пунктирными линиями. Затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть 7, которая устанавливается как часть скважинной трубчатой металлической конструкции 3, например, с помощью резьбовых соединений. Трубчатая металлическая часть 7 имеет внешнюю поверхность 4 и внутреннюю часть 14. Затрубный барьер дополнительно содержит разжимную металлическую муфту 8, окружающую трубчатую металлическую часть 7, создавая кольцевое пространство 15 между внутренней поверхностью муфты разжимной металлической муфты и трубчатой металлической частью. Разжимная металлическая муфта 8 имеет внутреннюю поверхность 9 муфты, обращенную к трубчатой металлической части 7, и внешнюю поверхность 10 муфты, обращенную к стенке 5 ствола 6 скважины. Каждый конец 12 разжимной металлической муфты 8 соединен с трубчатой металлической частью 7, например, сваркой, как показано, или соединительными частями 45B (как показано на фиг.5A). Затрубный барьер 1 дополнительно содержит клапанный модуль 40, имеющий начальное положение, как показано на фиг.2A, и конечное положение, как показано на фиг.2B. В начальном положении клапанный модуль 40 обеспечивает сообщение по текучей среде между затрубным пространством и кольцевым пространством 15, так что во время введения затрубного барьера в ствол скважины затрубное пространство выравнивается с возрастающим давлением при погружении в ствол 6 скважины. В начальном положении предотвращается сообщение по текучей среде с внутренней частью, так что предотвращается непреднамеренное и преждевременное разжимание. В конечном положении клапанного модуля сообщение по текучей среде с затрубным пространством заблокировано, а сообщение по текучей среде между затрубным барьером 1 и внутренней частью трубчатой металлической части/скважинной трубчатой металлической конструкции 3 открыто, так что предполагаемое разжимание может быть запущено путем повышения давления внутри трубчатой металлической части/скважинной трубчатой металлической конструкции 3.Figure 1 shows a downhole annular barrier 1 designed to expand in the annular space 2 between the downhole tubular metal structure 3 and the wall 5 of the wellbore 6 or other downhole tubular metal structure 3a (part of the housing shown in FIG. 7) in the well to ensure zonal isolation between the first zone 101 on one side of the decompressed annular barrier 1 having a first pressure P1, and the second zone 102 on the other side of the decompressed annular barrier having a second pressure P2 of the wellbore 4. The decompressed state of the annular barrier 1 is shown by dotted lines. The annular barrier contains a tubular metal part 7, which is installed as part of the downhole tubular metal structure 3, for example, using threaded connections. The tubular metal portion 7 has an outer surface 4 and an inner portion 14. The annular barrier further includes an expandable metal sleeve 8 surrounding the tubular metal portion 7, creating an annular space 15 between the inner surface of the expandable metal sleeve and the tubular metal portion. The expanding metal coupling 8 has an inner coupling surface 9 facing the tubular metal part 7 and an outer coupling surface 10 facing the wall 5 of the wellbore 6. Each end 12 of the expandable metal coupling 8 is connected to a tubular metal portion 7, such as by welding as shown, or by connecting portions 45B (as shown in FIG. 5A). The annular barrier 1 further includes a valve module 40 having an initial position as shown in FIG. 2A and an end position as shown in FIG. 2B. In the initial position, the valve module 40 provides fluid communication between the annular space and the annulus 15, so that during the introduction of the annular barrier into the wellbore, the annulus equalizes with increasing pressure as it plunges into the wellbore 6. In the initial position, fluid communication with the interior is prevented, so that unintentional and premature release is prevented. In the final position of the valve module, fluid communication with the annulus is blocked and fluid communication between the annular barrier 1 and the inside of the tubular metal part/downhole tubular metal structure 3 is open, so that the intended release can be initiated by increasing the pressure inside the tubular metal parts/borehole tubular metal structure 3.
Клапанный модуль 40 с фиг.2A содержит первую прорезь 41, сообщающуюся по текучей среде с внутренней частью, вторую прорезь 42, сообщающуюся по текучей среде с кольцевым пространством, и третью прорезь 43, сообщающуюся по текучей среде с затрубным пространством. Клапанный модуль дополнительно содержит проход 44 модуля, имеющий протяженность прохода и содержащий первую часть 45 прохода, имеющую первый внутренний диаметр ID1, и вторую часть 46 прохода, имеющую внутренний диаметр ID2, который больше диаметра первой части прохода. Первая прорезь 41 расположена во второй части 46 прохода, а вторая прорезь 42 и третья прорезь 43 расположены в первой части 45 прохода и смещены вдоль протяженности прохода от первой прорези 41. Клапанный модуль дополнительно содержит поршень 47 модуля, расположенный в проходе 44 модуля. Поршень 47 модуля содержит первую часть 48 поршня, которая расположена в первой части 45 прохода в начальном положении и имеет внешний диаметр OD1, по существу соответствующий внутреннему диаметру первой части прохода. Поршень 47 модуля также содержит вторую часть 49 поршня, которая расположена во второй части 46 прохода в начальном положении и имеет внешний диаметр OD2, по существу соответствующий внутреннему диаметру второй части 46 прохода. Клапанный модуль 40 дополнительно содержит срезной штифт 50, предотвращающий перемещение поршня 47 модуля до достижения предварительно заданного давления в проходе 44 модуля и обеспечения возможности перемещения поршня 47 модуля в конечное положение, обеспечивающее сообщение по текучей среде между первой прорезью 41 и второй прорезью 42 и, таким образом, сообщение по текучей среде между внутренней частью трубчатой металлической части/скважинной трубчатой металлической конструкции 3 и затрубным барьером. Вторая прорезь 42 сообщается по текучей среде с третьей прорезью 43 в начальном положении, так что происходит выравнивание давления между кольцевым пространством и затрубным пространством при спуске затрубного барьера в скважину.The valve module 40 of FIG. 2A includes a first slot 41 in fluid communication with the interior, a second slot 42 in fluid communication with the annulus, and a third slot 43 in fluid communication with the annulus. The valve module further includes a module passage 44 having a passage length and comprising a first passage portion 45 having a first internal diameter ID 1 and a second passage portion 46 having an internal diameter ID 2 that is larger than the diameter of the first passage portion. The first slot 41 is located in the second passage portion 46, and the second slot 42 and the third slot 43 are located in the first passage portion 45 and offset along the length of the passage from the first slot 41. The valve module further includes a module piston 47 located in the module passage 44. The module piston 47 includes a first piston portion 48 that is located in the first passage portion 45 in an initial position and has an outer diameter OD 1 substantially corresponding to the inner diameter of the first passage portion. The module piston 47 also includes a second piston part 49, which is located in the second passage part 46 in the initial position and has an outer diameter OD 2 substantially corresponding to the inner diameter of the second passage part 46. The valve module 40 further includes a shear pin 50 that prevents the module piston 47 from moving until a predetermined pressure is reached in the module passage 44 and allows the module piston 47 to move to a final position allowing fluid communication between the first slot 41 and the second slot 42 and thus thus, fluid communication between the interior of the tubular metal part/downhole tubular metal structure 3 and the annular barrier. The second slot 42 is in fluid communication with the third slot 43 in the initial position so that pressure equalizes between the annular space and the annulus as the annular barrier is lowered into the well.
Как показано на фиг.2А, клапанный модуль 40 дополнительно содержит пружину 51, выполненную с возможностью сжатия после разрушения срезного штифта 50 высоким давлением, действующим на вторую часть 49 поршня, так что при сбросе давления сжатая пружина 51 перемещает поршень 47 модуля в конечное положение. Таким образом, чтобы переместить клапанный модуль 40 из начального положения в конечное положение, требуется запланированное снижение давления после высокого давления. Таким образом, клапанный модуль не меняет своего положения на конечное положение при спуске затрубного барьера в скважину.As shown in FIG. 2A, the valve module 40 further includes a spring 51 configured to compress upon failure of the shear pin 50 by high pressure acting on the second piston portion 49 such that when the pressure is released, the compressed spring 51 moves the module piston 47 to its final position. Thus, in order to move the valve module 40 from the initial position to the final position, a planned reduction in pressure after a high pressure is required. Thus, the valve module does not change its position to the final position when lowering the annular barrier into the well.
Также, таким образом может быть получено, что давление необходимо сбросить для перемещения поршня модуля в конечное положение и, таким образом, высокое давление, полученное, чтобы обеспечить возможность срезания срезного штифта, не передается напрямую в пространство затрубного барьера как ударное давление. Тем самым обеспечивается разжимание затрубного барьера за счет по существу непрерывно возрастающего и управляемого давления.It can also be achieved in this manner that pressure must be released to move the module piston to its final position and thus the high pressure generated to allow the shear pin to shear is not directly transmitted to the annulus space as impact pressure. This ensures expansion of the annular barrier due to essentially continuously increasing and controlled pressure.
Поршень 47 модуля имеет первую поверхность 65 поршня на первом конце 63 поршня у первой части 48 поршня и вторую поверхность 66 поршня у второй части 49 поршня, причем вторая поверхность поршня имеет площадь поверхности, которая больше площади поверхности первой поверхности поршня, для перемещения поршня модуля в направлении первого конца 67 прохода. Таким образом, когда внутренняя часть трубчатой металлической части находится под давлением, текучая среда входит в первую прорезь 41 и действует как на первую поверхность 65 поршня, так и на вторую поверхность 66 поршня, и поскольку вторая поверхность 66 поршня больше, чем первая поверхность 65 поршня, давление, когда оно достаточно высокое, способно сломать срезной штифт из-за разницы площадей между первой и второй поверхностями поршня. Затем пружина 51 перемещает поршень 47 модуля по направлению к первому концу 67 прохода.The module piston 47 has a first piston surface 65 at the first piston end 63 of the first piston portion 48 and a second piston surface 66 at the second piston portion 49, the second piston surface having a surface area that is greater than the surface area of the first piston surface to move the module piston in direction of the first end of the 67 passage. Thus, when the interior of the tubular metal portion is under pressure, the fluid enters the first slot 41 and acts on both the first piston surface 65 and the second piston surface 66, and since the second piston surface 66 is larger than the first piston surface 65 , the pressure, when high enough, can break the shear pin due to the difference in area between the first and second surfaces of the piston. Spring 51 then moves module piston 47 toward first passage end 67.
Пружина расположена в третьей части 53 прохода, имеющей больший внутренний диаметр, чем внутренний диаметр второй части прохода. Поршень 47 модуля имеет третью часть 61 поршня, расположенную в третьей части 53 прохода, и имеет внешний диаметр, который больше диаметра второй части поршня. Третья часть 61 поршня соответствует внешнему диаметру пружины 51 и, благодаря наличию большего диаметра третьего прохода, пружина может быть настолько мощной, насколько это необходимо. Поршень 47 модуля имеет промежуточную часть 62 между первой частью 48 поршня и второй частью 49 поршня, причем промежуточная часть имеет внешний диаметр, который меньше диаметра части поршня и второй части поршня. Текучая среда из прохода в этом случае получает более легкий доступ к поверхности поршня, на которую она должна воздействовать, чтобы сломать срезной штифт.The spring is located in the third passage portion 53 having a larger inner diameter than the inner diameter of the second passage portion. The module piston 47 has a third piston portion 61 located in the third passage portion 53 and has an outer diameter that is larger than the diameter of the second piston portion. The third part 61 of the piston corresponds to the outer diameter of the spring 51 and, due to the presence of a larger diameter of the third passage, the spring can be as powerful as required. The module piston 47 has an intermediate portion 62 between the first piston portion 48 and the second piston portion 49, the intermediate portion having an outer diameter that is smaller than the diameter of the piston portion and the second piston portion. The fluid from the passage then has easier access to the surface of the piston, which it must act on to break the shear pin.
Как показано на фиг.2A и 2B, клапанный модуль 40 дополнительно содержит блокирующий элемент 52, выполненный с возможностью механической блокировки поршня 47 модуля, когда поршень модуля находится в конечном положении, блокируя третью прорезь 43. Блокирующий элемент 52 выполнен с возможностью перемещения из положения, показанного на фиг.2A, и по меньшей мере частично радиально внутрь, как показано на фиг.2B, при перемещении поршня 47 модуля из начального положения для предотвращения возврата поршня модуля в начальное положение поршня модуля. Таким образом, блокирующий элемент 52 постоянно блокирует поршень в закрытом положении, так что после разжимания затрубного барьера скважинная трубчатая металлическая конструкция блокируется и герметизируется, даже если затрубный барьер впоследствии будет сломан или разорван. Блокирующий элемент расположен между второй частью поршня и третьей частью поршня.As shown in FIGS. 2A and 2B, valve module 40 further includes a locking element 52 configured to mechanically lock the module piston 47 when the module piston is in its final position, blocking the third slot 43. The locking element 52 is movable from a position shown in FIG. 2A, and at least partially radially inward as shown in FIG. 2B, when moving the module piston 47 from the initial position to prevent the module piston from returning to the initial position of the module piston. Thus, the locking element 52 permanently locks the piston in the closed position, so that after the annular barrier is released, the downhole tubular metal structure is locked and sealed, even if the annular barrier is subsequently broken or torn. The blocking element is located between the second piston part and the third piston part.
При использовании механического замка, такого как блокирующий элемент 52, предотвращающий перемещение поршня модуля назад, нет необходимости в обратном клапане для предотвращения возврата поршня модуля при повышении давления внутри затрубного барьера. Таким образом, исключается риск загрязнения, препятствующего закрытию обратного клапана, и риск того, что повышение давления в кольцевом пространстве барьера вынуждает поршень возвращаться и снова обеспечивать сообщение по текучей среде изнутри трубчатой металлической части. В известных решениях, использующих обратные клапаны, разжимная металлическая муфта имеет потенциальный риск разрушения или разрыва, когда пласт подвергается гидроразрыву с помощью более холодной текучей среды, такой как морская вода. Благодаря постоянной блокировке сообщения по текучей среде между кольцевым пространством и внутренней частью скважинной трубчатой металлической конструкции, разжимная металлическая муфта не будет подвергаться таким большим изменениям температуры и давления, что существенно снижает риск разрыва.By using a mechanical lock, such as locking element 52, to prevent the module piston from moving backward, there is no need for a check valve to prevent the module piston from returning when the pressure within the annular barrier increases. This eliminates the risk of contamination preventing the check valve from closing and the risk that increased pressure in the barrier annulus forces the piston to return and once again provide fluid communication from within the tubular metal portion. In prior art solutions using check valves, the expandable metal sleeve has the potential to fracture or rupture when the formation is fractured with a colder fluid such as seawater. By permanently blocking fluid communication between the annulus and the interior of the downhole tubular metal structure, the expanding metal sleeve will not be subject to as many changes in temperature and pressure, greatly reducing the risk of rupture.
Уплотнительные элементы 64 расположены в канавках вокруг первой части поршня и второй части поршня для создания уплотнения относительно внутренней поверхности прохода. Таким образом, объем между первой и второй концевыми поверхностями 65, 66 герметизируется.Sealing elements 64 are located in grooves around the first piston portion and the second piston portion to create a seal against the inner surface of the passage. Thus, the volume between the first and second end surfaces 65, 66 is sealed.
Как показано на фиг.3, пружина 51 расположена в третьей части прохода, которая расположена во второй части и смонтирована посредством резьбы на второй части 49 прохода. Таким образом, при необходимости в скважинах высокого давления пружина может быть выполнена с большой длиной. Затрубный барьер дополнительно содержит узел 77 срезного штифта, имеющий первое отверстие 16, сообщающееся по текучей среде со второй прорезью 42 клапанного модуля 40, так что, когда поршень 47 модуля меняет положение с начального положения на конечное положение, первое отверстие 16 сообщается по текучей среде с внутренней частью трубчатой металлической части. Узел 77 срезного штифта дополнительно содержит второе отверстие 17, сообщающееся по текучей среде с кольцевым пространством затрубного барьера, и третье отверстие 37, сообщающееся по текучей среде с затрубным пространством. Поршень 21 узла имеет первое положение, в котором первое отверстие 16 сообщается по текучей среде со вторым отверстием 17, и второе положение, в котором второе отверстие 17 сообщается по текучей среде с третьим отверстием 37, чтобы выравнивать давление между кольцевым пространством и затрубным пространством. В первом положении разжимная текучая среда из второй прорези 42 клапанного модуля 40 может протекать в кольцевое пространство через первое отверстие 16, а во втором положении соединение по текучей среде со второй прорезью 42 блокируется, предотвращая прохождение разжимной текучей среды в пространство после разжимания. Таким образом, затрубный барьер постоянно изолирован от скважинной трубчатой металлической конструкции после разжимания, так что последующая неисправность затрубного барьера не влияет на внутреннюю часть скважинной трубчатой металлической конструкции и, следовательно, на протекающую в ней добываемую текучую среду. Узел 77 срезного штифта имеет проход 18, имеющий протяженность прохода и содержащий первую часть 19 прохода и вторую часть 20 прохода. Первая часть 19 прохода имеет первый внутренний диаметр ID1S, а вторая часть 20 прохода имеет внутренний диаметр ID2S, который больше диаметра первой части прохода. Первое отверстие 16 и второе отверстие 17 расположены в первой части 19 прохода и смещены вдоль протяженности прохода. Узел 77 срезного штифта дополнительно содержит поршень 21 узла, расположенный в проходе 18. Поршень узла содержит первую часть 22 поршня, имеющую внешний диаметр ODP1, по существу соответствующий внутреннему диаметру первой части прохода, и дополнительно содержит вторую часть 23 поршня, имеющую внешний диаметр ODP2, по существу соответствующий внутреннему диаметру второй части прохода. Узел срезного штифта дополнительно содержит разрывной элемент 24, предотвращающий перемещение поршня 21 узла до достижения в проходе предварительно заданного давления, поскольку затем разрывной элемент разрушается и больше не препятствует перемещению поршня узла.As shown in FIG. 3, the spring 51 is located in the third passage part, which is located in the second part and threaded on the second passage part 49. Thus, if necessary in high-pressure wells, the spring can be made of a large length. The annular barrier further includes a shear pin assembly 77 having a first hole 16 in fluid communication with a second slot 42 of the valve module 40 such that when the module piston 47 changes position from an initial position to an end position, the first hole 16 is in fluid communication with the inside of a tubular metal part. The shear pin assembly 77 further includes a second hole 17 in fluid communication with the annulus of the annulus and a third hole 37 in fluid communication with the annulus. The assembly piston 21 has a first position in which the first hole 16 is in fluid communication with the second hole 17, and a second position in which the second hole 17 is in fluid communication with the third hole 37 to equalize pressure between the annulus and the annulus. In the first position, the release fluid from the second slot 42 of the valve module 40 can flow into the annulus through the first opening 16, and in the second position, the fluid connection to the second slot 42 is blocked, preventing the release fluid from passing into the space after release. Thus, the annular barrier is permanently isolated from the wellbore tubular metal structure after decompression, such that subsequent failure of the annular barrier does not affect the interior of the wellbore tubular metal structure and, therefore, the production fluid flowing therein. The shear pin assembly 77 has a passage 18 extending along the passage and comprising a first passage portion 19 and a second passage portion 20. The first passage portion 19 has a first inner diameter ID1S, and the second part 20 of the passage has an internal diameter ID2S, which is greater than the diameter of the first part of the passage. The first opening 16 and the second opening 17 are located in the first passage portion 19 and are offset along the length of the passage. The shear pin assembly 77 further includes an assembly piston 21 located in the passage 18. The assembly piston includes a first piston portion 22 having an outer diameter ODP1, substantially corresponding to the inner diameter of the first passage portion, and further comprises a second piston portion 23 having an outer diameter ODP2, essentially corresponding to the inner diameter of the second part of the passage. The shear pin assembly further includes a breaking element 24 that prevents the assembly piston 21 from moving until a predetermined pressure is reached in the passage, since the breaking element then collapses and no longer prevents the movement of the assembly piston.
Благодаря наличию затрубного барьера, имеющего как клапанный модуль, так и узел срезного штифта, получают улучшенный затрубный барьер, который может быть разжат в скважинах высокого давления без преждевременного разжимания, не вызывая риска смятия разжимной металлической муфты. Поскольку клапанный модуль имеет начальное положение, в котором давление в кольцевом пространстве выравнивается с затрубным пространством при спуске скважинной трубчатой металлической конструкции в ствол скважины, разжимная металлическая муфта больше не подвержена риску смятия.By providing an annular barrier having both a valve module and a shear pin assembly, an improved annular barrier is obtained that can be released in high pressure wells without premature release or causing the risk of collapse of the expansion metal sleeve. Because the valve module has an initial position where the annulus pressure equalizes the annulus as the downhole tubular metal structure is run into the wellbore, the expandable metal sleeve is no longer at risk of collapse.
Как показано на фиг.3, узел 77 срезного штифта дополнительно содержит блокирующий элемент 38, выполненный с возможностью механической блокировки поршня 21 узла, когда поршень узла находится в закрытом положении, тем самым блокируя первое отверстие 16. Блокирующий элемент выполнен с возможностью перемещения по меньшей мере частично радиально внутрь при перемещении поршня узла из начального положения, показанного на фиг.5A, чтобы предотвратить возвращение поршня узла в начальное положение поршня, как показано на фиг.5B. Таким образом, блокирующий элемент 38 постоянно блокирует поршень узла в закрытом положении. Поршень узла имеет первый конец поршня на первой части поршня, имеющей первую поверхность 29 поршня, и второй конец поршня на второй части поршня, имеющей вторую поверхность 30 поршня. Вторая поверхность поршня имеет площадь поверхности, которая больше площади поверхности первой поверхности поршня. Поршень 21 узла содержит канал 25 для текучей среды, представляющий собой сквозное отверстие, обеспечивающее сообщение по текучей среде между первой и второй частями прохода, так что давление текучей среды может воздействовать на большую площадь второй поверхности поршня второй части 23 поршня и перемещать поршень узла в закрытое положение. Поршень 21 узла имеет центральную ось, расположенную в стенке трубчатой металлической части или в стенке соединительной части 45В, соединяющей разжимную металлическую муфту с трубчатой металлической частью, как показано на фиг.5А и фиг.5В. Как показано на фиг.5A, разрывной элемент представляет собой срезной штифт, взаимодействующий с поршнем узла. В другом варианте осуществления изобретения разрывной элемент может представлять собой срезной диск, расположенный в канале для текучей среды или первой части прохода для предотвращения потока мимо диска. Первая часть поршня частично проходит во вторую часть прохода в первом положении поршня и образует кольцевое пространство между поршнем и внутренней стенкой прохода, обеспечивая сообщение по текучей среде между вторым отверстием и третьим отверстием.As shown in FIG. 3, the shear pin assembly 77 further includes a locking element 38 configured to mechanically lock the assembly piston 21 when the assembly piston is in the closed position, thereby blocking the first hole 16. The locking element is configured to move at least partially radially inward as the assembly piston moves from the initial position shown in FIG. 5A to prevent the assembly piston from returning to the initial piston position as shown in FIG. 5B. Thus, the locking element 38 permanently locks the piston of the assembly in the closed position. The piston assembly has a first piston end on a first piston portion having a first piston surface 29 and a second piston end on a second piston portion having a second piston surface 30 . The second surface of the piston has a surface area that is greater than the surface area of the first surface of the piston. The assembly piston 21 includes a fluid passage 25 that is a through hole providing fluid communication between the first and second passage portions such that fluid pressure can act on a large area of the second piston surface of the second piston portion 23 and move the assembly piston closed. position. The assembly piston 21 has a central axis located in the wall of the tubular metal part or in the wall of the connecting part 45B connecting the expandable metal coupling to the tubular metal part, as shown in Fig. 5A and Fig. 5B. As shown in FIG. 5A, the rupture element is a shear pin that engages the piston of the assembly. In another embodiment of the invention, the rupture element may be a shear disc located in the fluid passage or first portion of the passage to prevent flow past the disc. The first piston portion extends partially into the second passage portion in the first piston position and defines an annular space between the piston and the inner wall of the passage, providing fluid communication between the second opening and the third opening.
Как показано на фиг.4, скважинный затрубный барьер дополнительно содержит модуль 111 предотвращения смятия, содержащий элемент 201 (показанный на фиг.6), выполненный с возможностью перемещения между первым положением модуля (перемещение к концу 36A на фиг.6) и вторым положением модуля (перемещение к концу 36B на фиг. 6) со сжатием деформируемого материала 35 (показанного на фиг.6). Модуль предотвращения смятия имеет первый впуск 25B, который сообщается по текучей среде с первой зоной 101 (показана на фиг.7), и второй впуск 26B, который сообщается по текучей среде со второй зоной 102 (показана на фиг.7). Модуль предотвращения смятия дополнительно имеет выпуск 27, который сообщается по текучей среде с кольцевым пространством через узел срезного штифта, когда поршень узла находится во втором закрытом положении, блокируя первое отверстие. Первый впуск 25В сообщается по текучей среде с выпуском 27 для выравнивания первого давления первой зоны 101 с кольцевым пространством в первом положении модуля, а во втором положении модуля второй впуск 26В сообщается по текучей среде с выпуском для выравнивания второго давления второй зоны с давлением пространства.As shown in FIG. 4, the well annular barrier further includes a collapse prevention module 111 comprising an element 201 (shown in FIG. 6) movable between a first module position (movement toward end 36A in FIG. 6) and a second module position. (moving toward end 36B in FIG. 6) compressing the deformable material 35 (shown in FIG. 6). The collapse prevention module has a first inlet 25B that is in fluid communication with the first zone 101 (shown in FIG. 7) and a second inlet 26B that is in fluid communication with the second zone 102 (shown in FIG. 7). The collapse prevention module further has an outlet 27 that is in fluid communication with the annulus through the shear pin assembly when the assembly piston is in the second closed position blocking the first hole. The first inlet 25B is in fluid communication with the outlet 27 to equalize the first pressure of the first zone 101 with the annulus in the first position of the module, and in the second position of the module, the second inlet 26B is in fluid communication with the outlet to equalize the second pressure of the second zone with the pressure of the space.
Как показано на фиг.4, узел 77 срезного штифта имеет канал А, принимающий текучую среду изнутри скважинной трубчатой металлической конструкции 3 через клапанный модуль 40 после того, как поршень модуля изменил положение с начального положения на конечное положение. Модуль клапана может быть соединен по текучей среде с внутренней частью через сетчатый фильтр 44B. Канал A соединен по текучей среде с каналом D во время разжимания (в первом положении узла срезного штифта), в результате чего разжимная текучая среда внутри скважинной трубчатой металлической конструкции 3 разжимает разжимную металлическую муфту 8. Когда разжимная металлическая муфта 8 разжимается до примыкания к стенке трубчатой металлической конструкции, давление возрастает, и срезной штифт или диск в узле срезного штифта срезается, закрывая соединение по текучей среде от канала A и отверстия 28 (как показано на фиг.5B) и открывает соединение по текучей среде между каналом B (сообщающимся по текучей среде с выпуском 27) и каналом C (сообщающимся по текучей среде с пространством 15), так что текучая среда из второго впуска 26B может проходить в пространство 15 через узел срезного штифта и сквозной канал D. Когда первое давление увеличивается в первой зоне, текучая среда из канала E, соединенного с каналом I, который является первым впуском 25B, прижимает элемент 201 (показанный на фиг.6), чтобы переместить его так, чтобы обеспечивается передача текучей среды между каналом I и каналом H, являющимся выпуском 27, и, таким образом, далее через каналы B и C в пространство 15 через канал D. Когда второе давление увеличивается во второй зоне, элемент принудительно перемещается в противоположном направлении, и обеспечивается соединение по текучей среде между каналом G (сообщающимся по текучей среде со второй зоной через канал F) и каналом H, то есть обеспечивается сообщение по текучей среде между вторым впуском 26B и выпуском 27 модуля 111 предотвращения смятия, и, таким образом, текучая среда попадает в кольцевое пространство через каналы B, C и D.As shown in FIG. 4, the shear pin assembly 77 has a passage A receiving fluid from inside the downhole tubular metal structure 3 through the valve module 40 after the module piston has changed position from the initial position to the final position. The valve module may be in fluid communication with the interior through a strainer 44B. Channel A is fluidly coupled to channel D during expansion (in the first position of the shear pin assembly), causing the expansion fluid inside the downhole tubular metal structure 3 to expand the expansion metal sleeve 8. When the expansion metal sleeve 8 is expanded to abut the wall of the tubular metal structure, pressure increases and the shear pin or disk in the shear pin assembly is sheared, closing the fluid connection from port A and hole 28 (as shown in FIG. 5B) and opening the fluid connection between port B (in fluid communication with outlet 27) and passage C (in fluid communication with space 15), such that fluid from second inlet 26B can flow into space 15 through the shear pin assembly and through passage D. As the first pressure increases in the first zone, fluid from channel E connected to channel I, which is the first inlet 25B, presses the element 201 (shown in Fig. 6) to move it so that fluid is transferred between channel I and channel H, which is the outlet 27, and thus , then through ports B and C into space 15 through port D. When the second pressure increases in the second zone, the element is forced in the opposite direction and a fluid connection is provided between port G (in fluid communication with the second zone through port F) and channel H, that is, fluid communication is provided between the second inlet 26B and the outlet 27 of the collapse prevention module 111, and thus fluid enters the annulus through channels B, C and D.
Как показано на фиг.5A, срезной штифт не поврежден и проходит через поршень и блокирующий элемент 38 в виде вставок 43, а на фиг.5B срезной штифт показан срезанным, поршень может перемещаться, а вставки 43 переместились по направлению к центру прохода 18. В зависимости от изоляционного решения, необходимого для обеспечения изоляции в скважине, разрывной элемент 24 выбирают на основе давления разжимания, чтобы он разрушался при давлении, которое выше давления разжимания, но ниже давления, которое приводит к разрыву разжимной металлической муфты или нарушает функционирование в скважине других компонентов заканчивания скважины. Проход 18 и поршень 21 могут быть расположены в соединительной части 45В, соединяющей первые концы разжимной металлической муфты 8 с трубчатой металлической частью 7.As shown in FIG. 5A, the shear pin is intact and extends through the piston and blocking element 38 in the form of inserts 43, and in FIG. 5B the shear pin is shown sheared, the piston can move, and the inserts 43 have moved toward the center of passage 18. B Depending on the isolation solution required to provide isolation in the well, the rupture element 24 is selected based on the release pressure so that it fails at a pressure that is above the release pressure but below the pressure that would cause the release metal sleeve to rupture or impair the functioning of other components in the well. well completion. The passage 18 and the piston 21 may be located in the connecting part 45B connecting the first ends of the expandable metal coupling 8 with the tubular metal part 7.
На фиг.7 показан вид в поперечном разрезе скважинной системы 100, содержащей скважинную трубчатую металлическую конструкцию 3 и несколько затрубных барьеров 1, которые были разжаты в затрубном пространстве 2 между скважинной трубчатой металлической конструкцией 3 и внутренней поверхностью ствола 6 скважины. Каждый затрубный барьер 1 обеспечивает зональную изоляцию между первой зоной 101 и второй зоной 102 ствола скважины. Затрубный барьер 1 имеет продольную протяженность, которая совпадает с продольной протяженностью обсадной колонны/скважинной трубчатой металлической конструкции 3. Затрубный барьер 1 содержит трубчатую металлическую часть 7, которая может быть отдельной трубчатой металлической частью или частью обсадной колонны для установки части скважинной трубчатой металлической конструкции 3. Кроме того, затрубный барьер 1 содержит разжимную металлическую муфту 1, которая окружает трубчатую металлическую часть, и каждый конец разжимной металлической муфты 8 может быть соединен с трубчатой металлической частью посредством соединительных частей. Разжимная металлическая муфта 8 и трубчатая металлическая часть 7 ограничивают пространство 15 затрубного барьера и, как показано на фиг.1, в трубчатой металлической части предусмотрено разжимное отверстие 28B, через которое текучая среда может поступать в пространство 15 по меньшей мере через клапанный модуль 40 для разжимания разжимной металлической муфты 8. FIG. 7 is a cross-sectional view of a wellbore system 100 comprising a downhole tubular metal structure 3 and a plurality of annular barriers 1 that have been decompressed in an annular space 2 between the downhole tubular metal structure 3 and the inner surface of a wellbore 6. Each annular barrier 1 provides zonal isolation between the first zone 101 and the second zone 102 of the wellbore. The annular barrier 1 has a longitudinal extent that coincides with the longitudinal extent of the casing/downhole tubular metal structure 3. The annular barrier 1 contains a tubular metal part 7, which can be a separate tubular metal part or part of a casing for installing a part of the downhole tubular metal structure 3. In addition, the annular barrier 1 includes an expandable metal coupling 1 that surrounds the tubular metal part, and each end of the expandable metal coupling 8 can be connected to the tubular metal part through connecting parts. An expansion metal sleeve 8 and a tubular metal portion 7 define an annular barrier space 15 and, as shown in FIG. 1, an expansion opening 28B is provided in the tubular metal portion through which fluid can enter the space 15 at least through an expansion valve module 40 expanding metal coupling 8.
Как показано на фиг.1, разжимная металлическая муфта 8 содержит уплотнительные элементы 116 на внешней поверхности 10 и выступы 133, предназначенные для примыкания к внутренней поверхности ствола 6 скважины, так что текучая среда не может свободно протекать из первой зоны 101 во вторую зону 102, как показано на фиг.7. Уплотнительные элементы 116 могут содержать элемент 117 в форме разрезного кольца, имеющий несколько витков 118, обеспечивающих опору для уплотнительного элемента 116 во время разжимания, когда он разматывается.As shown in FIG. 1, the expandable metal sleeve 8 includes sealing elements 116 on the outer surface 10 and projections 133 for abutting the inner surface of the wellbore 6 so that fluid cannot flow freely from the first zone 101 to the second zone 102. as shown in Fig.7. The sealing elements 116 may include a split ring shaped element 117 having a plurality of turns 118 to support the sealing element 116 during release as it unwinds.
Как показано на фиг.7, для изоляции продуктивной зоны 400 часто используются два затрубных барьера 1. Между затрубными барьерами 1 расположен клапан гидроразрыва или приточная клапанная секция 120, также называемая фрак-портом или клапаном притока/добычи, так что, когда затрубные барьеры 1 разжаты, фрак-порт или клапан 120 открывается и текучая среда протекает в пласт для создания трещин в пласте для облегчения потока углеводородсодержащей текучей среды, такой как нефть, в скважинную трубчатую металлическую конструкцию 3. Клапан гидроразрыва или приточная секция 120 также может содержать впускную секцию, которая может быть такой же, как фрак-порт. Может быть установлен сетчатый фильтр так, чтобы текучая среда фильтровалась перед протеканием в обсадную колонну.As shown in FIG. 7, two annular barriers 1 are often used to isolate the production zone 400. Between the annular barriers 1 is a frac valve or inlet valve section 120, also referred to as a frac port or inflow/production valve, such that when the annular barriers 1 decompressed, the frac port or valve 120 opens and fluid flows into the formation to create fractures in the formation to facilitate the flow of hydrocarbon-containing fluid, such as oil, into the downhole tubular metal structure 3. The fracturing valve or inlet section 120 may also include an inlet section, which may be the same as a tailcoat port. A strainer may be installed so that the fluid is filtered before flowing into the casing.
Разжимная металлическая муфта также может быть опрессована на трубчатую металлическую часть или, если затрубный барьер содержит муфту, опрессована на муфте на ее концах. Муфта гибкая и изготовлена из металла или полимера, например эластомера.The expandable metal coupling may also be pressed onto the tubular metal part or, if the annular barrier contains a coupling, pressed onto the coupling at its ends. The coupling is flexible and made of metal or a polymer such as an elastomer.
Разжимная металлическая муфта может быть изготовлена из одной трубчатой металлической заготовки, причем заготовка может быть изготовлена методом центробежного литья или вращательного литья. Кроме того, на внешней поверхности разжимной металлической муфты могут быть предусмотрены канавки для размещения уплотнительных элементов, выполненные путем механической обработки заготовки.The expanding metal coupling can be made from a single tubular metal blank, which blank can be manufactured by centrifugal casting or rotational casting. In addition, grooves may be provided on the outer surface of the expanding metal coupling to accommodate sealing elements, made by machining the workpiece.
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом подразумевается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью подразумевается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и т. д. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.By fluid or wellbore fluid is meant any type of fluid that may be present in an oil or gas well, such as natural gas, oil, drilling fluid, crude oil, water, and so on. Gas refers to any type of gas mixture present in a well, whether completed or uncased, and oil refers to any type of petroleum mixture, such as crude oil, oily fluid, etc. Thus, the composition of gas, oil and water may include other elements or substances that are not gas, oil and/or water, respectively.
Под обсадной колонной или скважинной трубчатой металлической конструкцией подразумевается любой вид трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и т. д., используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.Casing or downhole tubular metal structure refers to any type of pipe, tubular member, conduit, liner, pipe string, etc. used in a well in the production of oil or natural gas.
Хотя изобретение описано выше в связи с предпочтительными вариантами осуществления изобретения, для специалиста в данной области техники будет очевидно, что возможны несколько модификаций без выхода за пределы объема правовой охраны изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения.Although the invention has been described above in connection with preferred embodiments of the invention, it will be apparent to one skilled in the art that several modifications are possible without departing from the scope of the invention as defined by the appended claims.
Claims (28)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP18210212.9 | 2018-12-04 | ||
| EP18210212.9A EP3663510A1 (en) | 2018-12-04 | 2018-12-04 | Annular barrier with valve unit |
| PCT/EP2019/083407 WO2020115011A1 (en) | 2018-12-04 | 2019-12-03 | Annular barrier with valve unit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021125521A RU2021125521A (en) | 2021-11-15 |
| RU2804464C2 true RU2804464C2 (en) | 2023-10-02 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1113514A1 (en) * | 1982-06-29 | 1984-09-15 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Hydraulic packer |
| EP0214851A2 (en) * | 1985-09-05 | 1987-03-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Valve assembly for inflatable packer |
| RU2598002C2 (en) * | 2011-09-13 | 2016-09-20 | Веллтек А/С | Annular barrier with mechanism of axial force application |
| US20170211347A1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-07-27 | Welltec A/S | Annular barrier and downhole system for low pressure zone |
| WO2018096079A1 (en) * | 2016-11-25 | 2018-05-31 | Welltec A/S | Annular barrier with expansion verification |
| RU2670315C1 (en) * | 2013-11-25 | 2018-10-22 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Annular barrier with anti-collapsing unit |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1113514A1 (en) * | 1982-06-29 | 1984-09-15 | Всесоюзный Ордена Трудового Красного Знамени Научно-Исследовательский Институт Буровой Техники | Hydraulic packer |
| EP0214851A2 (en) * | 1985-09-05 | 1987-03-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Valve assembly for inflatable packer |
| RU2598002C2 (en) * | 2011-09-13 | 2016-09-20 | Веллтек А/С | Annular barrier with mechanism of axial force application |
| RU2670315C1 (en) * | 2013-11-25 | 2018-10-22 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Annular barrier with anti-collapsing unit |
| US20170211347A1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-07-27 | Welltec A/S | Annular barrier and downhole system for low pressure zone |
| WO2018096079A1 (en) * | 2016-11-25 | 2018-05-31 | Welltec A/S | Annular barrier with expansion verification |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10214992B2 (en) | Method and apparatus for smooth bore toe valve | |
| RU2728157C2 (en) | Annular barrier and well system for low pressure zone | |
| RU2349735C2 (en) | Well completion in one production string running | |
| AU2019394664B2 (en) | Annular barrier with valve unit | |
| CN107306501B (en) | Annular barrier with closing mechanism | |
| US20060169464A1 (en) | Positioning tool with valved fluid diversion path | |
| AU2018300577B2 (en) | Well tool device for opening and closing a fluid bore in a well | |
| WO2014077926A2 (en) | An expandable liner hanger and method of use | |
| AU2020213688B2 (en) | Annular barrier with a valve system | |
| WO2019094170A1 (en) | Methods and systems for a bridge plug | |
| US20140069654A1 (en) | Downhole Tool Incorporating Flapper Assembly | |
| AU2019216397B2 (en) | Completion method and completion system | |
| RU2804464C2 (en) | Annular barrier with valve module and downhole system for expansion in the annulus and providing zone isolation | |
| EA043887B1 (en) | ANNUAL BARRIER WITH VALVE MODULE | |
| US8973663B2 (en) | Pump through circulating and or safety circulating valve | |
| RU2804472C2 (en) | Well completion method and well completion system | |
| US20240125210A1 (en) | Annular barrier with valve unit | |
| EA041543B1 (en) | ANELLULAR BARRIER WITH VALVE SYSTEM |