RU2822384C2

RU2822384C2 - System and method of cementing and preventing sand ingress

Info

Publication number: RU2822384C2
Application number: RU2022100371A
Authority: RU
Inventors: Жереми ПУАЗА; Марк Андерсон
Original assignee: Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date: 2019-06-13
Filing date: 2020-06-10
Publication date: 2024-07-04

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: group of inventions relates to a system and a method for cementing and preventing sand production. Method includes detachable connection of tool for maintenance in casing string. Method also includes lowering the tool for servicing by means of a casing string into the wellbore. Method also involves placing a well completion system connected to the casing at a well location for performing a gravel packing operation. Method also includes lowering the working string into the well to the tool for servicing after placing the well completion system in the well location. Method also involves connection of the working string to the service tool by means of a latch on the lower end of the working string. Also, the tool is used for servicing after connection with the working string to perform well operations. Downhole operations include injection of gravel pulp through a working string, a latch, and a service tool. Besides, well operations include cement injection through working string, latch, and service tool.

EFFECT: provision of simultaneous cementing and arrangement of system to prevent sand ingress.

16 cl, 10 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[0001] Настоящая заявка основана на предварительной заявке США № 62/861 201, поданной 13 июня 2019 г., и испрашивает приоритет по указанной заявке, содержание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки. [0001] This application is based on, and claims benefit from, U.S. Provisional Application No. 62/861,201, filed June 13, 2019, the contents of which are incorporated herein by reference in their entirety.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART

[0002] Во многих скважинных применениях обсадную колонну спускают в ствол скважины и цементируют на месте внутри ствола скважины. Кроме того, через обсадную колонну вниз спускают систему заканчивания для предотвращения пескопроявления и размещают в обсаженном или необсаженном участке ствола скважины, чтобы способствовать добыче целевых флюидов. Например, ствол скважины может быть пробурен в подземном пласте, содержащем углеводородные флюиды, например, нефть, и система заканчивания для предотвращения пескопроявления способствует добыче углеводородных флюидов. Иногда в скважине предусматривается гравийная набивка, чтобы способствовать фильтрации твердых частиц из поступающих углеводородных флюидов до того, как они попадут в систему заканчивания для предотвращения пескопроявления. Из уровня техники известны решения направленные на цементирование и предотвращения пескопроявления, например в решении US 2009/0188674 A1, раскрыт способ предотвращения коробления узла сервисного инструмента во время операции по борьбе с песком в стволе скважины. Узел заканчивания и узел сервисного инструмента расположены в стволе скважины. Механизм предотвращения коробления расположен таким образом, чтобы ограничить воздействие продольной нагрузки, которая в противном случае может возникнуть при работе узла сервисного инструмента во время операции по борьбе с песком. Однако это решение не может обеспечить одновременное цементирование и размещения системы для предотвращения пескопроявления, которая может быть применена при различных видах обработки пласта, например, при гидроразрыве пласта, закачке суспензии проппанта и/или гравийной набивке и способствуют обработке одного или более подземных пластов в сочетании с цементированием обсадной колонны за один рейс. Известно также решение US 2013/0000899 A1, в котором узел гравийной набивки набивает гравием горизонтальную скважину. Операторы промывают скважину, используя внутреннюю колонну в первом положении, пропуская жидкость из внутренней колонны через носок устройства. Затем операторы набивают гравийную набивку, перемещая внутреннюю колонну к одному или нескольким проточным отверстиям между ситом и пяткой. Пульпа поступает в скважину из проточных отверстий и возвращается из потока скважины через сито. В другом случае операторы могут переместить внутреннюю колонну ко второму проточному отверстию, чтобы суспензия могла течь в скважину через шунт, идущий от второго проточного отверстия. После завершения гравийной набивки операторы перемещают внутреннюю колонну к муфте порта хвостовика компоновки для цементирования хвостовика в стволе скважины. Однако это решение не может обеспечить одновременное цементирование и размещения системы для предотвращения пескопроявления, которая может быть применена при различных видах обработки пласта, например, при гидроразрыве пласта, закачке суспензии проппанта и/или гравийной набивке и способствуют обработке одного или более подземных пластов в сочетании с цементированием обсадной колонны за один рейс. Известно также решение US2013/0277053 в котором описано Заканчивание ствола скважины в подземном пласте пакерным узлом, имеющим первый механически установленный пакер в качестве первого инструмента для изоляции зон, а второй инструмент для изоляции зон содержит внутренний ствол для приема добываемых флюидов и альтернативные каналы потока. Первый пакер имеет альтернативные каналы потока вокруг внутренней оправки и уплотнительный элемент, внешний по отношению к внутренней оправке, и включает в себя оперативное соединение узла пакера с песчаным фильтром и спуск в ствол скважины. Первый пакер устанавливают путем приведения в действие уплотнительного элемента в зацепление с окружающей необсаженной частью ствола скважины. После этого закачивание гравийной суспензии и дальнейшее закачивание гравийной суспензии через альтернативные каналы потока, чтобы позволить ей обойти уплотнительный элемент, приводит к образованию гравийно-набитого ствола скважины в кольцевой области между песчаным экраном и окружающим пластом под узлом пакера. Однако это решение не может обеспечить одновременное цементирование и размещения системы для предотвращения пескопроявления, которая может быть применена при различных видах обработки пласта, например, при гидроразрыве пласта, закачке суспензии проппанта и/или гравийной набивке и способствуют обработке одного или более подземных пластов в сочетании с цементированием обсадной колонны за один рейс. [0002] In many downhole applications, casing is run into the wellbore and cemented in place within the wellbore. In addition, a completion system is run down through the casing to prevent sand production and placed in a cased or open-hole section of the wellbore to assist in the production of target fluids. For example, a wellbore may be drilled into a subterranean formation containing hydrocarbon fluids, such as oil, and a sand control completion system facilitates the production of hydrocarbon fluids. Sometimes a gravel pack is provided in the well to help filter solids from incoming hydrocarbon fluids before they enter the completion system to prevent sanding. Solutions aimed at cementing and sand prevention are known from the prior art, for example, US 2009/0188674 A1 discloses a method for preventing warping of a service tool assembly during sand control operations in a wellbore. The completion assembly and service tool assembly are located in the wellbore. The anti-buckling mechanism is positioned to limit the impact of longitudinal loads that might otherwise occur when operating the service tool assembly during a sand control operation. However, this solution cannot provide simultaneous cementation and placement of a sand control system that can be applied in various types of formation treatments, such as hydraulic fracturing, proppant slurry injection and/or gravel packing and facilitate the treatment of one or more subsurface formations in combination with cementing the casing in one trip. The solution US 2013/0000899 A1 is also known, in which a gravel packing unit fills a horizontal well with gravel. Operators flush the well using the inner string in the first position, forcing fluid from the inner string through the toe of the device. Operators then pack the gravel pack by moving the inner column toward one or more flow holes between the screen and the heel. The pulp enters the well from the flow holes and returns from the well flow through a sieve. Alternatively, operators may move the inner string to the second flow hole to allow slurry to flow into the well through a shunt extending from the second flow hole. Once the gravel pack is complete, operators move the inner string to the liner port collar of the assembly to cement the liner into the wellbore. However, this solution cannot provide simultaneous cementation and placement of a sand control system that can be applied in various types of formation treatments, such as hydraulic fracturing, proppant slurry injection and/or gravel packing and facilitate the treatment of one or more subsurface formations in combination with cementing the casing in one trip. Also known is US2013/0277053, which describes the completion of a wellbore in a subterranean formation with a packer assembly having a first mechanically installed packer as a first zone isolation tool, and a second zone isolation tool comprising an internal wellbore for receiving produced fluids and alternative flow paths. The first packer has alternate flow paths around the inner mandrel and a sealing member external to the inner mandrel and includes operatively connecting the packer assembly to the sand screen and running into the wellbore. The first packer is set by actuating the sealing element into engagement with the surrounding open-hole portion of the wellbore. Thereafter, pumping the gravel slurry and further pumping the gravel slurry through alternative flow paths to allow it to bypass the sealing element results in the formation of a gravel-packed wellbore in the annular region between the sand screen and the surrounding formation below the packer assembly. However, this solution cannot provide simultaneous cementation and placement of a sand control system that can be applied in various types of formation treatments, such as hydraulic fracturing, proppant slurry injection and/or gravel packing and facilitate the treatment of one or more subsurface formations in combination with cementing the casing in one trip.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[0003] В целом, предлагаются система и способ, способствующие проведению скважинных операций, например, операций гравийной набивки и цементирования, в буровой скважине. Согласно одному варианту осуществления инструмент для обслуживания разъемно соединен с обсадной колонной. Обсадная колонна применяется для спуска инструмента для обслуживания в буровую скважину. В некоторых вариантах осуществления обсадная колонна соединена со скважинной системой заканчивания, например, с системой заканчивания для предотвращения пескопроявления. Затем рабочая колонна может быть опущена в скважину к инструменту для обслуживания и соединена с ним. После соединения с рабочей колонной инструмент для обслуживания может применяться для выполнения желаемых скважинных операций. [0003] In general, a system and method are provided to facilitate downhole operations, such as gravel packing and cementing operations, in a borehole. In one embodiment, the service tool is releasably connected to the casing. The casing is used to lower a service tool into a borehole. In some embodiments, the casing is coupled to a downhole completion system, such as a sand control completion system. The work string can then be lowered downhole to and connected to the service tool. Once connected to the workstring, the service tool can be used to perform desired downhole operations.

[0004] Тем не менее, многочисленные модификации могут быть осуществлены без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения. [0004] However, numerous modifications can be made without significantly departing from the teachings of the present invention. Accordingly, such modifications are intended to be included within the scope of the present invention as defined by the claims.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS

[0005] Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения далее в настоящем документе будут описаны со ссылкой на прилагаемые графические материалы, в которых одинаковые ссылочные позиции обозначают одинаковые элементы. Однако следует понимать, что прилагаемые фигуры показывают различные варианты реализации, описанные в настоящем документе, и не предназначены для ограничения объема различных технологий, описанных в настоящем документе, и при этом: [0005] Certain embodiments of the present invention will be described hereinafter with reference to the accompanying drawings, in which like reference numerals denote like elements. However, it should be understood that the accompanying figures show various embodiments described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein, nor:

[0006] на фиг. 1 представлена схематическая иллюстрация примера скважинной системы, развернутой в скважине с инструментом для обслуживания, расположенным внутри обсадной колонны и соединенным с рабочей колонной, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0006] in FIG. 1 is a schematic illustration of an example of a well system deployed in a well with a service tool located within the casing and connected to the work string, in accordance with one embodiment of the present invention;

[0007] на фиг. 2 представлена схематическая иллюстрация скважинной системы, в которой инструмент для обслуживания опускают в буровую скважину, например, в ствол скважины, посредством обсадной колонны, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0007] in FIG. 2 is a schematic illustration of a downhole system in which a service tool is lowered into a borehole, such as a wellbore, by means of a casing, in accordance with one embodiment of the present invention;

[0008] на фиг. 3 представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 2, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0008] in FIG. 3 is a schematic illustration similar to FIG. 2, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0009] на фиг. 4 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 3, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0009] in FIG. 4a is a schematic illustration similar to FIG. 3, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0010] на фиг. 5 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 4, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0010] in FIG. 5 a is a schematic illustration similar to FIG. 4, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0011] на фиг. 6 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 5, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0011] in FIG. 6 a is a schematic illustration similar to FIG. 5, but which shows the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0012] на фиг. 7 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 6, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0012] in FIG. 7 a is a schematic illustration similar to FIG. 6, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0013] на фиг. 8 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 7, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; [0013] in FIG. 8a is a schematic illustration similar to FIG. 7, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention;

[0014] на фиг. 9 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 8, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения; и [0014] in FIG. 9 a is a schematic illustration similar to FIG. 8, but showing the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention; And

[0015] на фиг. 10 a представлена схематическая иллюстрация, подобная фиг. 9, но на которой показана скважинная система в другом рабочем положении, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. [0015] in FIG. 10a is a schematic illustration similar to FIG. 9, but which shows the well system in a different operating position, according to one embodiment of the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0016] В последующем описании изложены многочисленные подробности, чтобы обеспечить понимание некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения. Тем не менее, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что указанная система и/или методология могут быть реализованы на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления. [0016] In the following description, numerous details are set forth in order to provide an understanding of certain embodiments of the present invention. However, those skilled in the art will appreciate that the described system and/or methodology may be practiced without these details and that numerous variations or modifications to the described embodiments are possible.

[0017] В настоящем изобретении в целом предлагается способ и система, которые способствуют выполнению скважинных операций, например, операций цементирования, операций гравийной набивки, операций предотвращения пескопроявления и/или других скважинных операций, в буровой скважине. В качестве примера способ может включать спуск инструмента для обслуживания с обсадной колонной. Впоследствии к инструменту для обслуживания может быть присоединена рабочая колонна, чтобы обеспечить работу инструмента для обслуживания для выполнения различных скважинных операций, например, скважинных операций в нескольких зонах. [0017] The present invention generally provides a method and system that facilitates the performance of downhole operations, such as cementing operations, gravel packing operations, sand control operations, and/or other downhole operations, in a borehole. As an example, the method may include running a maintenance tool against the casing. Subsequently, a work string may be attached to the service tool to enable the service tool to perform various downhole operations, such as multi-zone downhole operations.

[0018] Согласно одному варианту осуществления обсадная колонна соединена со скважинной системой заканчивания, а инструмент для обслуживания разъемно присоединен внутри обсадной колонны и/или скважинной системы заканчивания. Обсадная колонна применяется для спуска инструмента для обслуживания в буровую скважину. В некоторых вариантах осуществления скважинная система заканчивания выполнена в виде системы заканчивания для предотвращения пескопроявления, например, системы заканчивания для предотвращения пескопроявления в нескольких зонах. Затем рабочая колонна может быть опущена в скважину к инструменту для обслуживания и соединена с ним. После соединения с рабочей колонной инструмент для обслуживания может применяться для выполнения желаемых скважинных операций. [0018] In one embodiment, the casing is coupled to the well completion system and a service tool is removably coupled within the casing and/or the well completion system. The casing is used to lower a service tool into a borehole. In some embodiments, the well completion system is configured as a sand control completion system, such as a multi-zone sand control completion system. The work string can then be lowered downhole to and connected to the service tool. Once connected to the workstring, the service tool can be used to perform desired downhole operations.

[0019] Например, с обсадной колонной может быть соединена система заканчивания для предотвращения пескопроявления, внутри которой может быть разъемно установлен инструмент для обслуживания. Эта общая сборка может быть спущена в ствол скважины одновременно. Впоследствии рабочая колонна может быть опущена в скважину и соединена, например, соединена посредством защелок, с инструментом для обслуживания для обеспечения выполнения различных скважинных операций. Примеры скважинных операций включают операции цементирования и операции гравийной набивки. После завершения скважинных операций рабочая колонна может быть применена для извлечения инструмента для обслуживания из скважины (например, из ствола скважины) для проведения операций по добыче углеводородов и/или других желаемых операций. [0019] For example, a sand control completion system may be coupled to the casing, within which a service tool may be removably mounted. This common assembly can be lowered into the wellbore simultaneously. Subsequently, the work string may be lowered into the well and connected, eg latched, to a service tool to facilitate various downhole operations. Examples of well operations include cementing operations and gravel pack operations. After completion of downhole operations, the workstring can be used to remove a service tool from the well (eg, from a wellbore) for hydrocarbon production operations and/or other desired operations.

[0020] В зависимости от применения скважинная система и способ могут быть применены для обеспечения одновременного цементирования и размещения системы для предотвращения пескопроявления. Такая система для предотвращения пескопроявления может быть применена при различных видах обработки пласта, например, при гидроразрыве пласта, закачке суспензии проппанта и/или гравийной набивке. Скважинная система и способ также способствуют обработке одного или более подземных пластов в сочетании с цементированием обсадной колонны за один рейс. Обсадная колонна может быть в виде различных типов обсадных труб или хвостовиков и может быть расположена над зоной или зонами обработки. В таких типах применения инструмент для обслуживания может представлять собой инструмент для обработки скважины, опускаемый в скважину посредством обсадной колонны и затем соединяемый с рабочей колонной. Инструмент для обработки скважины может применяться в различных процессах, включая обработку с циркуляцией или обработку под давлением, и операции по очистке путем обратной промывки для удаления избытка раствора (например, цемента или проппанта) обратным потоком или сбросом избытка ниже. [0020] Depending on the application, the well system and method can be used to provide simultaneous cementing and placement of the sand control system. This sand control system can be used in a variety of formation treatments such as hydraulic fracturing, proppant slurry injection and/or gravel packing. The downhole system and method also facilitates the treatment of one or more subterranean formations in combination with cementing the casing in a single trip. The casing may be in the form of various types of casing or liners and may be located above the treatment zone or zones. In these types of applications, the service tool may be a well treatment tool lowered into the well by means of a casing and then connected to the work string. Well treatment tools can be used in a variety of processes, including circulation or pressure treatment, and clean-out operations by backflushing to remove excess mud (eg, cement or proppant) by reverse flow or by dumping the excess below.

[0021] Рассмотрим в общем фиг. 1, на которой изображен один пример скважинной системы 30. В этом варианте осуществления скважинная система 30 содержит инструмент 32 для обслуживания, который может быть спущен в буровую скважину 34, например, в ствол скважины, посредством обсадной колонны 36. В некоторых случаях обсадная колонна 36 может быть соединена со скважинной системой 38 заканчивания. Кроме того, инструмент 32 для обслуживания может быть выборочно соединен с рабочей колонной 40 после того, как инструмент 32 для обслуживания опущен в скважину посредством обсадной колонны 36. [0021] Consider generally FIG. 1, which depicts one example of a wellbore system 30. In this embodiment, the wellbore system 30 includes a service tool 32 that can be run into a borehole 34, such as a wellbore, via a casing 36. In some cases, the casing 36 may be connected to the well completion system 38. In addition, the service tool 32 may be selectively coupled to the workstring 40 after the service tool 32 is lowered into the wellbore via the casing 36.

[0022] Буровая скважина 34 может включать различные стволы скважины или другие буровые скважины, и может содержать по меньшей мере один необсаженный участок 42 скважины и по меньшей мере один наружный обсаженный участок 44, который обсажен наружной обсадной колонной 46. Наружная обсадная колонна 46 может быть подвешена на подвеске обсадной колонны, расположенной, например, на поверхности. По меньшей мере один необсаженный участок 42 скважины может быть пробурен в окружающий пласт 48 и может проходить через одну или более зон 50 скважины. В некоторых вариантах применения ствол 34 скважины может содержать наклонные, например, горизонтальные участки, проходящие через зоны 50 скважины. Окружающий пласт 48 может содержать коллектор углеводородных флюидов, например, нефти и/или природного газа. [0022] The borehole 34 may include various wellbores or other boreholes, and may include at least one open hole section 42 and at least one outer cased section 44 that is cased by an outer casing 46. The outer casing 46 may be suspended from a casing hanger located, for example, on the surface. At least one open hole section 42 may be drilled into the surrounding formation 48 and may extend through one or more zones 50 of the well. In some applications, the wellbore 34 may include inclined, such as horizontal, sections extending through the wellbore zones 50. The surrounding formation 48 may contain a reservoir of hydrocarbon fluids, such as oil and/or natural gas.

[0023] Кроме того, скважинная система 38 заканчивания может быть выполнена в различных конфигурациях и с различными типами компонентов. В качестве примера скважинная система 38 заканчивания может содержать систему 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления, имеющую по меньшей мере один противопесочный фильтр 54, например, множество противопесочных фильтров 54, разделенных неперфорированными трубами 56 (участками с неперфорированными трубами). Противопесочные фильтры 54 отфильтровывают твердые частицы, например, из поступающего скважинного флюида. Перед спуском в скважину системы 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления, скважинная система 38 заканчивания может пройти процедуру вытеснения согласно одному или более вариантам осуществления настоящего изобретения. Однако процедура вытеснения может быть также опущена без отступления от объема настоящего изобретения. [0023] In addition, the well completion system 38 can be configured in various configurations and with various types of components. As an example, the well completion system 38 may include a sand control completion system 52 having at least one sand screen 54, such as a plurality of sand screens 54 separated by non-perforated pipes 56 (portions of non-perforated pipes). Sand filters 54 filter out solid particles, for example, from incoming well fluid. Before running the sand control completion system 52 into the wellbore, the wellbore completion system 38 may undergo a displacement procedure in accordance with one or more embodiments of the present invention. However, the displacement procedure may also be omitted without departing from the scope of the present invention.

[0024] Скважинная система 38 заканчивания может содержать множество других компонентов, таких как пакер 58, например, ствольный пакер, узел 60 муфты с гравийной набивкой и непроходное кольцо 62. Узел 60 муфты с гравийной набивкой может содержать смещаемую муфту 64 с гравийной набивкой, которая может смещаться в инструменте 32 для обслуживания между различными положениями гравийной набивки. В одном или более вариантах осуществления настоящего изобретения муфта 64 с гравийной набивкой может быть закрыта и централизована с помощью смазки во внутреннем диаметре (ID). Непроходное кольцо 62 может содержать защелку 66 или другой удерживающий элемент для разъемного соединения инструмента 32 для обслуживания со скважинной системой 38 заканчивания или другой скважинной системой. Непроходное кольцо 62 или другой подходящий элемент также может быть соединен с промывочным узлом 67. Эти компоненты и системы приведены в качестве примера, и скважинная система 38 заканчивания/система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может содержать различные дополнительные и/или другие компоненты и элементы. [0024] The well completion system 38 may include a variety of other components, such as a packer 58, such as a wellbore packer, a gravel pack sleeve assembly 60, and a no-go ring 62. The gravel pack sleeve assembly 60 may include an offset gravel pack sleeve 64 that movable in the service tool 32 between different gravel pack positions. In one or more embodiments of the present invention, the gravel pack sleeve 64 may be closed and centralized with lubricant in the inner diameter (ID). The no-go ring 62 may include a latch 66 or other retaining element for releasably connecting the service tool 32 to the downhole completion system 38 or other downhole system. The no-go ring 62 or other suitable element may also be coupled to the flushing assembly 67. These components and systems are provided by way of example, and the well completion system 38/sand control completion system 52 may include various additional and/or other components and elements.

[0025] Кроме того, скважинная система 38 заканчивания может быть развернута в стволах скважины различных типов. Например, скважинная система 38 заканчивания может быть в виде системы 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления с множеством противопесочных фильтров в сборе 54, расположенных вдоль ствола 34 скважины, например, вдоль горизонтального участка ствола 34 скважины. Противопесочные фильтры 54 могут быть разделены множеством пакеров 58 для создания множества соответствующих изолированных зон 50 скважины вдоль горизонтального участка ствола 34 скважины. [0025] In addition, the downhole completion system 38 can be deployed in various types of wellbores. For example, the well completion system 38 may be in the form of a sand control completion system 52 with a plurality of sand screen assemblies 54 located along the wellbore 34, such as along a horizontal portion of the wellbore 34. The sand screens 54 may be separated by a plurality of packers 58 to create a plurality of respective isolated wellbore zones 50 along a horizontal portion of the wellbore 34 .

[0026] В изображенном варианте осуществления обсадная колонна 36 также может содержать различные элементы или сочетаться с ними. В качестве примера обсадная колонна 36 и/или скважинная система 38 заканчивания могут содержать узел 68 цементировочной муфты или могут быть соединены с ним. Узел 68 цементировочной муфты может иметь муфту 70, которая может смещаться инструментом 32 для обслуживания между различными положениями цементирования. В одном или более вариантах осуществления настоящего изобретения цементировочная муфта 70 может быть закрыта и централизована с помощью смазки в ID. В зависимости от параметров данной скважинной операции обсадная колонна 36 и/или скважинная система 38 заканчивания могут содержать различные дополнительные компоненты или другие типы компонентов, расположенные в конфигурациях, способствующих выполнению данной скважинной операции. [0026] In the illustrated embodiment, casing 36 may also comprise or be combined with various elements. As an example, casing 36 and/or well completion system 38 may include or be coupled to a cement sleeve assembly 68. The cementing sleeve assembly 68 may have a sleeve 70 that can be moved by the service tool 32 between different cementing positions. In one or more embodiments of the present invention, the cement sleeve 70 may be closed and centralized with lubricant in the ID. Depending on the parameters of a given well operation, the casing 36 and/or the well completion system 38 may contain various additional components or other types of components arranged in configurations to facilitate the execution of a given well operation.

[0027] Изображенный на фиг. 1 инструмент 32 для обслуживания также может иметь различные компоненты и конфигурации. В качестве примера инструмент 32 для обслуживания может содержать циркуляционный узел 72 в сочетании с узлом 74 промывочной трубы. Согласно одному варианту осуществления циркуляционный узел 72 может содержать трубу 76 с промежуточной секцией 78. Проходные отверстия 80 могут быть расположены вдоль трубы 76, например, в корпусе с отверстиями, чтобы обеспечить сообщение по текучей среде между внутренним проходом 82 и наружной частью циркуляционного узла 72. Проходные отверстия 80 могут быть выборочно открыты и закрыты посредством смещения муфты 84. [0027] Shown in FIG. The service tool 1 32 may also have various components and configurations. As an example, the service tool 32 may include a circulation assembly 72 in combination with a flush pipe assembly 74. In one embodiment, the circulation assembly 72 may include a pipe 76 with an intermediate section 78. The passages 80 may be located along the pipe 76, such as in an apertured housing, to provide fluid communication between the internal passage 82 and the exterior of the circulation assembly 72. The passages 80 can be selectively opened and closed by displacing the sleeve 84.

[0028] В изображенном примере циркуляционный узел 72 также содержит возвратные отверстия 86, которые взаимодействуют с кольцевым обратным клапаном 88. Циркуляционный узел 72 также может содержать шаровое седло 90 для промывки, расположенное для приема шара для блокировки потока вдоль внутреннего прохода 82. Различные уплотнения 92 могут быть расположены вдоль наружной части трубы 76 для обеспечения избирательного уплотнения с частями окружающих конструкций, например, частями окружающей скважинной системы 38 заканчивания и/или обсадной колонны 36. В качестве примера уплотнения 92 могут включать верхние уплотнения 94, например, манжеты поршня, и нижние уплотнения 96, например, манжеты поршня. В зависимости от применения различные типы сдвигающих устройств 98 могут быть расположены вдоль наружной части циркуляционного узла 72 и/или узла 74 промывочной трубы для обеспечения возможности смещения наружных компонентов, например, муфт 64, 70, во время перемещения инструмента 32 для обслуживания. [0028] In the illustrated example, the circulation assembly 72 also includes return ports 86 that cooperate with an annular check valve 88. The circulation assembly 72 may also include a flushing ball seat 90 positioned to receive the ball to block flow along the internal passage 82. Various seals 92 may be located along the outside of the pipe 76 to provide a selective seal with parts of surrounding structures, such as parts of the surrounding well completion system 38 and/or casing 36. As an example, seals 92 may include upper seals 94, such as piston cups, and lower seals 96, for example, piston collars. Depending on the application, various types of shifting devices 98 may be positioned along the exterior of the circulation assembly 72 and/or the wash pipe assembly 74 to allow outer components, such as couplings 64, 70, to shift while the service tool 32 is being moved.

[0029] Узел 74 промывочной трубы также может содержать множество типов элементов в зависимости от параметров конкретной среды и/или применения. В качестве примера узел 74 промывочной трубы может содержать допускной патрубок 100 и уплотнительный узел 102, расположенный для выборочного формирования уплотнения с окружающим компонентом, например, скважинной системой 38 заканчивания. Узел 74 промывочной трубы также может содержать множество других компонентов или элементов, таких как сдвигающие устройства 98, соединения промывочной трубы и перепускные клапаны. [0029] The wash pipe assembly 74 may also include a variety of element types depending on the specific environment and/or application. As an example, the wash tubing assembly 74 may include an access port 100 and a seal assembly 102 positioned to selectively form a seal with a surrounding component, such as a well completion system 38 . The wash pipe assembly 74 may also include a variety of other components or elements, such as shifters 98, wash pipe connections, and bypass valves.

[0030] В изображенном примере инструмент 32 для обслуживания также содержит профиль 104 защелки, который может быть соединен с трубой 76 циркуляционного узла 72. В некоторых вариантах осуществления профиль 104 защелки может быть объединен с приемником 106 с полированным приемным гнездом. Профиль 104 защелки выполнен с возможностью соединения/зацепления с соответствующим фиксатором 108 якоря рабочей колонны 40. [0030] In the illustrated example, the service tool 32 also includes a latch profile 104 that may be coupled to the pipe 76 of the circulation assembly 72. In some embodiments, the latch profile 104 may be combined with a receptacle 106 with a polished receptacle. The latch profile 104 is configured to connect/engage with a corresponding anchor retainer 108 of the work string 40.

[0031] Следует отметить, что рабочая колонна 40 также может содержать множество компонентов и элементов, выбранных в соответствии с параметрами заданной операции и окружающей среды. В различных вариантах применения рабочая колонна 40 содержит бурильную трубу 110 или другую подходящую трубу, соединенную с фиксатором 108 якоря для зацепления с инструментом 32 для обслуживания после опускания инструмента 32 для обслуживания в скважину посредством обсадной колонны 36. [0031] It should be noted that the work string 40 may also include a variety of components and elements selected in accordance with the parameters of a given operation and environment. In various applications, the workstring 40 includes a drill pipe 110 or other suitable pipe coupled to an anchor retainer 108 for engagement with the service tool 32 after the service tool 32 is lowered into the well by the casing 36.

[0032] Рассмотрим в общем фиг. 2-10, на которых изображен пример работы. В этом варианте осуществления инструмент 32 для обслуживания разъемно соединен с обсадной колонной 36, например, по меньшей мере, частично внутри обсадной колонны 36, как показано на фиг. 2. Как показано, инструмент 32 для обслуживания может быть расположен внутри как обсадной колонны 32, так и системы 38 заканчивания, будучи при этом разъемно соединенным по меньшей мере с одним из обсадной колонны 32 и системы 38 заканчивания. В качестве примера инструмент 32 для обслуживания может быть разъемно соединен внутри обсадной колонны 36 посредством защелки 66 скважинной системы 38 заканчивания. [0032] Consider generally FIG. 2-10, which shows an example of operation. In this embodiment, the service tool 32 is releasably coupled to the casing 36, for example, at least partially within the casing 36, as shown in FIG. 2. As shown, the service tool 32 may be located within both the casing 32 and the completion system 38 while being releasably coupled to at least one of the casing 32 and the completion system 38. As an example, the service tool 32 may be releasably coupled within the casing 36 via a latch 66 of the well completion system 38.

[0033] В этой конфигурации (см. фиг. 2) инструмент 32 для обслуживания спускают в скважину посредством обсадной колонны 36. После размещения в нужном месте в буровой скважине/стволе 34 скважины промывочная жидкость может закачиваться вниз через инструмент 32 для обслуживания и вверх через кольцевое пространство вокруг системы 38 заканчивания для вытеснения жидкости в кольцевом пространстве необсаженного участка скважины, как показано стрелками 112. Пока инструмент 32 для обслуживания находится в нужном месте в буровой скважине 34, рабочая колонна 40 может быть спущена в скважину и соединена с инструментом 32 для обслуживания, как изображено на фиг. 3. [0033] In this configuration (see FIG. 2), the service tool 32 is lowered into the wellbore via the casing 36. Once positioned in the desired location in the borehole/wellbore 34, the drilling fluid can be pumped down through the service tool 32 and up through an annulus around the completion system 38 to displace fluid in the open hole annulus as indicated by arrows 112. While the service tool 32 is in position in the wellbore 34, the work string 40 can be run into the well and connected to the service tool 32 , as shown in Fig. 3.

[0034] В качестве примера рабочая колонна 40 может быть соединена с инструментом 32 для обслуживания путем зацепления фиксатора 108 якоря с профилем 106 защелки. Как обсуждалось выше, рабочая колонна 40 может содержать бурильную трубу 110 или другую подходящую трубу вместе с соответствующими компонентами или элементами для данной операции. Следует отметить, что промывка, показанная стрелками 112, может быть выполнена после соединения рабочей колонны 40 с инструментом 32 для обслуживания. [0034] As an example, the work string 40 may be coupled to the service tool 32 by engaging the armature retainer 108 with the latch profile 106 . As discussed above, work string 40 may include drill pipe 110 or other suitable pipe along with appropriate components or elements for the operation. It should be noted that the flushing, shown by arrows 112, can be performed after connecting the work string 40 to the service tool 32.

[0035] После соединения рабочей колонны 40 с инструментом 32 для обслуживания, инструмент 32 для обслуживания может применяться для выполнения желаемых скважинных операций, например, операций гравийной набивки, операций цементирования и/или других желаемых скважинных операций. В качестве примера инструмент 32 для обслуживания может применяться для выполнения определенных операций путем опускания шара 114 вниз через внутреннюю часть рабочей колонны 40 и через внутренний проход 82 до посадки на шаровое седло 90, как изображено на фиг. 4. Для этой операции инструмент 32 для обслуживания поднимают с помощью рабочей колонны 40 в положение, изображенное на фиг. 4, так, чтобы верхние уплотнения 94 герметично прилегали к внутренним элементам обсадной колонны 36, а нижние уплотнения 96 герметично прилегали к элементам скважинной системы 38 заканчивания таким образом, чтобы изолировать проходные отверстия 80. [0035] Once the work string 40 is coupled to the service tool 32, the service tool 32 can be used to perform desired downhole operations, such as gravel packing operations, cementing operations, and/or other desired downhole operations. As an example, the service tool 32 may be used to perform certain operations by lowering the ball 114 down through the interior of the work string 40 and through the internal passage 82 until it seats on the ball seat 90, as depicted in FIG. 4. For this operation, the maintenance tool 32 is raised by the work string 40 to the position shown in FIG. 4 such that the upper seals 94 seal against the internal members of the casing 36 and the lower seals 96 seal against the components of the well completion system 38 so as to isolate the bores 80.

[0036] Когда шар 114 расположен в шаровом седле 90, он блокирует поток жидкости через внутреннюю часть инструмента 32 для обслуживания под шаром 114. Соответственно, после размещения шара 114 в седле рабочая жидкость может быть направлена вниз через рабочую колонну 40 и через внутренний проход 82 до вытеснения наружу через проходные отверстия 80, как показано стрелками 116. Поскольку уплотнения 94, 96 герметично прилегают к окружающим элементам, рабочая жидкость может быть подана под давлением для установки пакера 58, тем самым изолируя область/кольцевое пространство вокруг скважинной системы 38 заканчивания. [0036] When the ball 114 is located in the ball seat 90, it blocks the flow of fluid through the interior of the service tool 32 under the ball 114. Accordingly, after the ball 114 is placed in the seat, the hydraulic fluid can be directed downward through the work string 40 and through the internal passage 82 before being forced out through the bores 80 as indicated by arrows 116. Because the seals 94, 96 are sealed against the surrounding members, the working fluid can be pressurized to set the packer 58, thereby isolating the area/annulus around the wellbore completion system 38.

[0037] В некоторых вариантах осуществления затем может быть выполнена операция гравийной набивки, как изображено на фиг. 5. Например, инструмент 32 для обслуживания может быть перемещен вниз по стволу скважины посредством рабочей колонны 40 в положение, изображенное на фиг. 5, таким образом, чтобы уплотнения 94, 96 герметично прилегали к внутренней части системы 38 заканчивания выше и ниже узла 60 муфты с гравийной набивкой. Это позволяет гравийной пульпе (представленной стрелками 118) проходить вниз через внутреннюю часть рабочей колонны 40 и по внутреннему проходу 82 до вытеснения через проходные отверстия 80 и узел 60 муфты с гравийной набивкой в кольцевое пространство, окружающее скважинную систему 38 заканчивания. Возвратные жидкости (показаны стрелками 120) могут течь вверх через узел 74 промывочной трубы и через соответствующие отверстия инструмента 32 для обслуживания до выхода через возвратные отверстия 86 в кольцевое пространство между инструментом 32 для обслуживания/рабочей колонной 40 и окружающей обсадной колонной 36. Возвратные жидкости могут течь вверх по скважине вдоль этого кольцевого пространства до достижения поверхности. [0037] In some embodiments, a gravel packing operation may then be performed, as depicted in FIG. 5. For example, the service tool 32 may be moved down the wellbore by the workstring 40 to the position shown in FIG. 5 such that the seals 94, 96 seal against the interior of the completion system 38 above and below the gravel pack sleeve assembly 60. This allows the gravel slurry (represented by arrows 118) to flow down through the interior of the workstring 40 and through the internal passage 82 before being displaced through the bores 80 and gravel pack sleeve assembly 60 into the annulus surrounding the wellbore completion system 38. The return fluids (indicated by arrows 120) may flow upward through the wash pipe assembly 74 and through the corresponding openings of the service tool 32 before exiting through the return holes 86 into the annulus between the service tool 32/workstring 40 and the surrounding casing 36. The return fluids may flow up the well along this annulus until it reaches the surface.

[0038] После операции гравийной набивки уплотнения 94, 96 могут быть разгружены (т. е. переведены в положение без уплотнения) путем подъема инструмента 32 для обслуживания посредством рабочей колонны 40, как изображено на фиг. 6. В этом положении обратный поток жидкости может быть направлен вдоль наружной части инструмента 32 для обслуживания, внутрь через проходные отверстия 80, вверх через внутренний проход 82 и далее вверх через внутреннюю часть рабочей колонны 40, как изображено стрелками 122 на фиг. 6. [0038] After the gravel pack operation, the seals 94, 96 can be relieved (ie, placed in a non-sealed position) by lifting the service tool 32 through the work string 40, as depicted in FIG. 6. In this position, the reverse fluid flow may be directed along the outside of the service tool 32, inward through the passage openings 80, upward through the internal passage 82, and then upward through the interior of the workstring 40, as depicted by arrows 122 in FIG. 6.

[0039] После обратной промывки для удаления остатков раствора инструмент 32 для обслуживания может быть поднят в направлении вверх по стволу скважины посредством рабочей колонны 40 в положение, изображенное на фиг. 7, для обеспечения открытия цементировочной муфты 70. После того как инструмент 32 для обслуживания будет расположен так, как изображено на фиг. 7, рабочая колонна 40 может быть снова применена для перемещения инструмента 32 для обслуживания вниз, чтобы соответствующее сдвигающее устройство 98 могло сместить цементировочную муфту 70 в открытое положение, как изображено на фиг. 8. В положении, показанном на фиг. 8, уплотнения 94, 96 снова герметично прилегают к окружающим конструкциям, чтобы изолировать проходные отверстия 80. [0039] After backflushing to remove residual mud, the service tool 32 can be raised up the wellbore by the workstring 40 to the position shown in FIG. 7 to allow the cement sleeve 70 to open. Once the service tool 32 has been positioned as shown in FIG. 7, the workstring 40 may again be used to move the service tool 32 downward so that a corresponding shifter 98 can move the cement sleeve 70 to an open position, as shown in FIG. 8. In the position shown in FIG. 8, the seals 94, 96 are again sealed against the surrounding structures to seal the passage openings 80.

[0040] Это позволяет цементирующему материалу проходить вниз через внутреннюю часть рабочей колонны 40 и по внутреннему проходу 82 до вытеснения через проходные отверстия 80 и узел 68 цементировочной муфты в кольцевое пространство, окружающее обсадную колонну 36, как показано стрелками 124. Цементировочный материал течет вверх в кольцевое пространство между обсадной колонной 36 и наружной обсадной колонной 46. [0040] This allows the cementing material to flow down through the interior of the workstring 40 and along the internal passage 82 before being displaced through the passages 80 and the cementing sleeve assembly 68 into the annulus surrounding the casing 36, as indicated by arrows 124. The cementing material flows upward into an annular space between the casing 36 and the outer casing 46.

[0041] После того, как достаточное количество цемента уложено, инструмент 32 для обслуживания может быть поднят посредством рабочей колонны 40 в положение, изображенное на фиг. 9, в котором нижние уплотнения 96 остаются в положении, в котором они герметично прилегают к окружающей конструкции обсадной колонны 36. Это позволяет удалить оставшийся цемент в инструменте 32 для обслуживания и внутренней части рабочей колонны 40 за счет обратной промывки, направляя жидкость вниз через кольцевое пространство между обсадной колонной 36 и инструментом 32 для обслуживания, внутрь через проходные отверстия 80 и вверх через внутренний проход 82, как показано стрелками 126 на фиг. 9. После завершения операции цементирования инструмент 32 для обслуживания может быть извлечен из скважины посредством рабочей колонны 40, как изображено на фиг. 10. [0041] After a sufficient amount of cement has been placed, the service tool 32 can be raised by the work string 40 to the position shown in FIG. 9, in which the lower seals 96 remain in a position in which they seal against the surrounding casing structure 36. This allows the remaining cement in the service tool 32 and the interior of the workstring 40 to be removed by backwashing, forcing fluid down through the annulus between the casing 36 and the service tool 32, inward through the passage openings 80, and upward through the internal passage 82, as indicated by arrows 126 in FIG. 9. After completion of the cementing operation, the service tool 32 can be removed from the wellbore via the workstring 40, as shown in FIG. 10.

[0042] Скважинные операции, изображенные на фиг. 2-10, представляют собой примеры того, как инструмент 32 для обслуживания может быть спущен в скважину на обсадной колонне 36 и затем применяться для выполнения различных скважинных операций. Однако в целом скважинная система 30 может применяться в различных конфигурациях для выполнения различных скважинных операций. [0042] The downhole operations depicted in FIG. 2-10 are examples of how the service tool 32 can be run into a wellbore on the casing 36 and then used to perform various downhole operations. However, in general, the downhole system 30 can be used in various configurations to perform various downhole operations.

[0043] Как описано в настоящем документе, система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может быть объединена с узлом цементирования, например, узлом 68 цементировочной муфты, и спущена в скважину с инструментом 32 для обслуживания посредством обсадной колонны 36. В зависимости от параметров конкретного применения, узел может быть спущен в скважину в буровом растворе или рассоле. Впоследствии рабочая колонна 40 может быть спущена в скважину и соединена с инструментом 32 для обслуживания для вытеснения жидкости в необсаженном участке 42 скважины. [0043] As described herein, the sand control completion system 52 may be coupled with a cementing assembly, such as a cement sleeve assembly 68, and run downhole with a service tool 32 via the casing 36. Depending on the specific application parameters, the unit can be lowered into the well in drilling mud or brine. Subsequently, the work string 40 may be lowered into the well and coupled to a service tool 32 to displace fluid in the open hole section 42.

[0044] Затем пакер или пакеры 58 могут быть установлены, и в необсаженном участке 42 скважины может быть выполнена операция гравийной набивки с последующей соответствующей процедурой обратной промывки. (В некоторых вариантах применения система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может представлять собой отдельную систему заканчивания, и операция гравийной набивки может быть пропущена). После гравийной набивки может быть выполнена операция цементирования, как описано выше, а затем инструмент 32 для обслуживания может быть извлечен из скважины. Однако развертывание инструмента 32 для обслуживания и применение инструмента 32 для обслуживания могут иметь вариации, чтобы соответствовать параметрам желаемых скважинных операций. [0044] The packer or packers 58 can then be installed and a gravel pack operation followed by a corresponding backflushing procedure can be performed in the open hole section 42. (In some applications, the sand control completion system 52 may be a separate completion system and the gravel pack operation may be skipped). After gravel packing, a cementing operation can be performed as described above, and then the service tool 32 can be removed from the well. However, the deployment of the service tool 32 and the application of the service tool 32 may be varied to suit the parameters of the desired downhole operations.

[0045] Согласно другому примеру способ может быть применен для заканчивания скважины с несколькими зонами за один рейс и с одной обработкой с закачиванием. В этом варианте осуществления система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может быть объединена с узлом цементирования, например, узлом 68 цементировочной муфты, и спущена в скважину с инструментом 32 для обслуживания посредством обсадной колонны 36. Впоследствии рабочая колонна 40 может быть спущена в скважину и соединена с инструментом 32 для обслуживания для вытеснения жидкости в необсаженном участке 42 скважины. [0045] In another example, the method can be used to complete a well with multiple zones in a single trip and with a single injection treatment. In this embodiment, the sand control completion system 52 may be integrated with a cementing assembly, such as a cement sleeve assembly 68, and run down the well with a service tool 32 via the casing 36. Subsequently, the work string 40 may be run into the well and connected to a maintenance tool 32 to displace fluid in the open well section 42.

[0046] Затем может быть установлено множество пакеров 58 для создания зон 50 скважины, которые могут быть обработаны за одну обработку с применением параллельно расположенных противопесочных фильтров 54 и параллельно расположенных ствольных пакеров 58. После обработки скважины может быть выполнена операция цементирования, как описано выше, а затем инструмент 32 для обслуживания может быть извлечен из скважины. [0046] A plurality of packers 58 may then be installed to create zones 50 of the well that can be treated in a single treatment using parallel sand screens 54 and parallel wellbore packers 58. After the well has been treated, a cementing operation can be performed as described above. and then the service tool 32 can be removed from the well.

[0047] Согласно другому примеру способ может быть применен для заканчивания скважины с несколькими зонами (расположенными в необсаженном участке скважины) за один рейс и с несколькими обработками с закачиванием. В этом варианте осуществления система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может быть объединена с узлом цементирования, например, узлом 68 цементировочной муфты, и спущена в скважину с инструментом 32 для обслуживания посредством обсадной колонны 36. Впоследствии рабочая колонна 40 может быть спущена в скважину и соединена с инструментом 32 для обслуживания для вытеснения жидкости в необсаженном участке 42 скважины. [0047] In another example, the method can be used to complete a well with multiple zones (located in the open hole) in a single trip and with multiple injection treatments. In this embodiment, the sand control completion system 52 may be integrated with a cementing assembly, such as a cement sleeve assembly 68, and run down the well with a service tool 32 via the casing 36. Subsequently, the work string 40 may be run into the well and connected to a maintenance tool 32 to displace fluid in the open well section 42.

[0048] Затем может быть установлено множество пакеров 58 для создания зон 50 скважины. Каждая из отдельных зон 50 скважины может обрабатываться в соответствии с подходящей последовательностью, которая может включать: размещение инструмента 32 для обслуживания на фильтре в сборе для открытия муфты фильтра; размещение инструмента для обслуживания на узле гравийной набивки для открытия соответствующей муфты 64 с гравийной набивкой и размещения инструмента 32 для обслуживания для выполнения желаемой обработки в данной зоне 50; обработку данной зоны 50; обратную промывку и закрытие муфты 64 с гравийной набивкой; разгрузку уплотнений 94, 96; и закрытие клапана фильтра. После обработки скважины в зонах 50 может быть выполнена операция цементирования, как описано выше, а затем инструмент 32 для обслуживания может быть извлечен из скважины. [0048] A plurality of packers 58 may then be installed to create zones 50 of the well. Each of the individual well zones 50 may be treated in accordance with a suitable sequence, which may include: placing a service tool 32 on the filter assembly to open the filter sleeve; placing a service tool on the gravel pack assembly to open the associated gravel pack sleeve 64 and position the service tool 32 to perform the desired treatment in that area 50; processing of this zone 50; backwashing and closing of coupling 64 with gravel pack; unloading of seals 94, 96; and closing the filter valve. After the well has been treated in the zones 50, a cementing operation can be performed as described above, and then the service tool 32 can be removed from the well.

[0049] Согласно другому примеру способ может быть применен для заканчивания скважины с несколькими зонами (расположенными в обсаженном и необсаженном участке скважины) за один рейс и с несколькими обработками с закачиванием. В этом варианте осуществления система 52 заканчивания для предотвращения пескопроявления может быть объединена с узлом цементирования, например, узлом 68 цементировочной муфты, и спущена в скважину с инструментом 32 для обслуживания посредством обсадной колонны 36. Впоследствии рабочая колонна 40 может быть спущена в скважину и соединена с инструментом 32 для обслуживания для вытеснения жидкости в необсаженном участке 42 скважины. [0049] In another example, the method can be used to complete a well with multiple zones (located in a cased and open-hole section) in a single trip and with multiple injection treatments. In this embodiment, the sand control completion system 52 may be integrated with a cementing assembly, such as a cement sleeve assembly 68, and run down the well with a service tool 32 via the casing 36. Subsequently, the work string 40 may be run into the well and connected to a maintenance tool 32 to displace fluid in the open well section 42.

[0050] Затем может быть установлено множество пакеров 58 для создания зон 50 скважины вдоль обсаженных и необсаженных участков ствола 34 скважины. Каждая из отдельных зон 50 скважины может обрабатываться в соответствии с подходящей последовательностью, которая может включать: размещение инструмента 32 для обслуживания на фильтре в сборе для открытия муфты фильтра; размещение инструмента для обслуживания на узле гравийной набивки для открытия соответствующей муфты 64 с гравийной набивкой и размещения инструмента 32 для обслуживания для выполнения желаемой обработки в данной зоне 50; обработку данной зоны 50; обратную промывку и закрытие муфты 64 с гравийной набивкой; разгрузку уплотнений 94, 96; и закрытие клапана фильтра. После обработки скважины в зонах 50 начальная операция цементирования может быть выполнена независимо посредством цементировочной муфты, при этом выносимая жидкость выходит через возвратную муфту обсадной колонны/хвостовика и затем выполняется закрытие данной цементировочной муфты обсадной колонны/хвостовика после этой конкретной операции цементирования. [0050] A plurality of packers 58 may then be installed to create wellbore zones 50 along the cased and open-ended portions of the wellbore 34 . Each of the individual well zones 50 may be treated in accordance with a suitable sequence, which may include: placing a service tool 32 on the filter assembly to open the filter sleeve; placing a service tool on the gravel pack assembly to open the associated gravel pack sleeve 64 and position the service tool 32 to perform the desired treatment in that area 50; processing of this zone 50; backwashing and closing of coupling 64 with gravel pack; unloading of seals 94, 96; and closing the filter valve. After treating the well in the zones 50, an initial cementing operation may be performed independently by a cementing sleeve, with the produced fluid exiting through the casing/liner return sleeve and then closing that casing/liner sleeve after that particular cementing operation.

[0051] Затем инструмент 32 для обслуживания может быть размещен рядом с указанной муфтой для обработки участка цементирования, чтобы открыть муфту в положение обработки. Затем через муфту для обработки может быть проведена операция обработки, например, операция гидроразрыва пласта. Затем муфту для обработки закрывают, и инструмент 32 для обслуживания перемещают в следующую зону цементирования для повторения операции цементирования в этой зоне. Затем инструмент 32 для обслуживания может быть извлечен из скважины. Кроме того, в скважину может быть спущен подходящий смещающий инструмент, чтобы переместить каждую муфту для обработки в положение добычи для добычи целевых углеводородных флюидов. [0051] The maintenance tool 32 may then be positioned adjacent to said sleeve to treat the cementing area to open the sleeve to a processing position. A treatment operation, such as a hydraulic fracturing operation, can then be carried out through the treatment sleeve. The treatment sleeve is then closed and the maintenance tool 32 is moved to the next cementing zone to repeat the cementing operation in that zone. The service tool 32 can then be removed from the well. Additionally, a suitable displacement tool may be run into the well to move each treatment sleeve into a production position to produce the target hydrocarbon fluids.

[0052] Следует отметить, однако, что инструмент 32 для обслуживания может быть развернут посредством обсадной колонны 36 для выполнения различных скважинных операций в одной или более зонах вдоль буровой скважины 34. Кроме того, различные системы и компоненты скважинной системы 30 могут быть отрегулированы в соответствии с параметрами скважинной среды и/или операций. [0052] It should be noted, however, that the service tool 32 may be deployed by the casing 36 to perform various well operations in one or more zones along the borehole 34. In addition, various systems and components of the well system 30 may be adjusted according with parameters of the well environment and/or operations.

[0053] Например, колонна заканчивания, содержащая систему 38 заканчивания, может содержать различные типы промывочных узлов 67 и фильтров 54, например, фильтры с защитой от бурового раствора или без нее. Кроме того, система 38 заканчивания может содержать различные типы узлов 60 муфты с гравийной набивкой с по меньшей мере одним отверстием и по меньшей мере одной соответствующей муфтой 64, а также установочными деталями. Система 38 заканчивания также может содержать отдельный пакер 58 или множество пакеров 58. В некоторых вариантах осуществления система 38 заканчивания может содержать узел 68 цементировочной муфты, который может содержать по меньшей мере одно отверстие для цементирования с соответствующими муфтами 70, а также установочные детали. [0053] For example, the completion string containing the completion system 38 may contain various types of flushing units 67 and screens 54, such as screens with or without mud guards. In addition, the completion system 38 may include various types of gravel pack sleeve assemblies 60 with at least one opening and at least one associated sleeve 64, as well as mounting hardware. The completion system 38 may also include a single packer 58 or a plurality of packers 58. In some embodiments, the completion system 38 may include a cementing sleeve assembly 68, which may include at least one cementing port with associated sleeves 70, as well as mounting hardware.

[0054] Аналогично, инструмент 32 для обслуживания может содержать компоненты различных типов и конфигураций. Например, инструмент 32 для обслуживания может содержать различные типы сдвигающих устройств 98, выполненных и ориентированных для взаимодействия с соответствующими муфтами и установочными деталями. Кроме того, различные конфигурации проходных отверстий 80, корпусов с проходными отверстиями и уплотнений 94, 96 могут быть применены для достижения желаемого уплотнения и пути потока жидкости. [0054] Likewise, service tool 32 may include components of various types and configurations. For example, service tool 32 may include various types of shifting devices 98 configured and oriented to engage associated couplings and mounting parts. In addition, various configurations of bores 80, bore bodies, and seals 94, 96 may be employed to achieve the desired seal and fluid flow path.

[0055] Например, проходные отверстия 80 и уплотнения 94, 96 могут быть расположены так, чтобы обеспечить путь для циркуляции жидкости вниз по рабочей колонне 40, при этом выносимая жидкость выходит через фильтры 54 и обратно через соответствующие отверстия в инструменте 32 для обслуживания в кольцевое пространство между рабочей колонной 40 и обсадной колонной 36. Проходные отверстия 80 и уплотнения 94, 96 также могут быть расположены таким образом, чтобы обеспечить путь для циркуляции жидкости вниз по рабочей колонне 40 и затем вверх по окружающему кольцевому пространству или наоборот. В некоторых вариантах осуществления путь для циркуляции жидкости может проходить вниз через рабочую колонну 40 до нижней части узла 74 промывочной трубы и вверх через кольцевое пространство вокруг системы 38 заканчивания на поверхность. Компоненты инструмента для обслуживания также могут быть расположены таким образом, чтобы обеспечить путь для циркуляции жидкости вниз через рабочую колонну 40 к нижней части узла 74 промывочной трубы после транспортировки гравийной набивки. [0055] For example, the passages 80 and seals 94, 96 may be positioned to provide a path for fluid to circulate down the workstring 40, with the carried fluid exiting through filters 54 and back through corresponding holes in service tool 32 into the annulus. the space between the work string 40 and the casing 36. The bores 80 and seals 94, 96 may also be positioned to provide a path for fluid to circulate down the work string 40 and then up the surrounding annulus or vice versa. In some embodiments, the fluid circulation path may extend down through the work string 40 to the bottom of the wash tubing assembly 74 and up through the annulus around the completion system 38 to the surface. The service tool components may also be positioned to provide a path for fluid to circulate down through the work string 40 to the bottom of the wash tube assembly 74 after transporting the gravel pack.

[0056] В некоторых вариантах осуществления проходные отверстия, уплотнения 94, 96 и другие компоненты инструмента для обслуживания могут быть расположены таким образом, чтобы исключить поршневание за счет поддержания постоянной гидростатической связи с пластом во время перемещений инструмента 32 для обслуживания. Соответственно, компоненты и расположение компонентов инструмента 32 для обслуживания могут быть отрегулированы в соответствии с желаемой циркуляцией жидкости и работой инструмента 32 для обслуживания для данных скважинных применений. [0056] In some embodiments, the bores, seals 94, 96, and other components of the service tool may be positioned to eliminate piston by maintaining a constant hydrostatic connection with the formation during movements of the service tool 32. Accordingly, the components and arrangement of components of the service tool 32 can be adjusted in accordance with the desired fluid circulation and operation of the service tool 32 for a given downhole application.

[0057] Несмотря на то, что выше подробно описаны несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, что возможно множество модификаций без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения. [0057] Although several embodiments of the present invention have been described in detail above, those skilled in the art will readily understand that many modifications are possible without substantially deviating from the teachings of the present invention. Accordingly, such modifications are intended to be included within the scope of the present invention as defined by the claims.

Claims

1. A method for cementing and preventing sand in a well, including: a detachable connection of a tool for servicing in the casing;

lowering the maintenance tool through the casing into the wellbore;

placing a well completion system connected to the casing at a well location to perform a gravel packing operation;

running the work string downhole to the service tool after placing the downhole completion system at the downhole location;

connecting the work string to the service tool by means of a latch at the lower end of the work string; And

the use of a maintenance tool after connection with a work string to perform downhole operations, the downhole operations comprising:

injection of gravel slurry through the work string, latch and service tool;

injection of cement through the work string, latch and maintenance tool.

2. The method of claim 1, further comprising removing the service tool from the workstring wellbore after using the service tool to perform downhole operations.

3. The method according to claim 1, characterized in that the running stage includes lowering a service tool into a well with a casing and a well completion system.

4. The method according to claim 3, further comprising providing the well completion system with sand filter assemblies and a packer.

5. The method of claim 4, further comprising delivering fluid down through the work string and a service tool for setting the packer.

6. The method according to claim 1, further comprising forming a working string with a drill pipe.

7. A method for preventing sand formation, including:

connecting the well completion system to the casing;

lowering the service tool into the borehole with the downhole completion system by means of the casing;

placing a well completion system at a well location to perform a gravel packing operation;

subsequently connecting the service tool to the work string by means of a latch at the lower end of the work string; And

use of downhole servicing tools to perform downhole operations,

wherein well operations comprise:

opening the gravel pack sleeve assembly of the completion system using a downhole service tool shear device; And

injection of gravel slurry through the work string, latch and maintenance tool.

8. The method of claim 7, further comprising disconnecting the service tool and removing the service tool from the well by means of the work string, while the casing and downhole completion system remain in the well.

9. The method according to claim 7, wherein the post-connection step includes snap-connecting the drill pipe to the service tool.

10. The method according to claim 7, characterized in that the step of connecting the well completion system to the casing includes connecting the completion system with sand filters to the casing.

11. The method according to claim 7, characterized in that the well operations include installing a packer for the well completion system.

12. The method of claim 7, wherein the downhole operations include the use of a service tool to perform the cementing operation.

13. The method of claim 7, further comprising providing a tool for servicing the circulation unit and the flush pipe assembly.

14. Sand prevention system, containing:

a service tool located in the well by the casing, the service tool having a latch profile; And

circulation unit under the latch profile;

one or more sliding devices below the circulation assembly, wherein the one or more shifting devices are configured to open the gravel pack coupling assembly, and

a work string having a latch, which is configured to be fixed in the latch profile after placing the service tool in the well.

15. The system of claim 14, further comprising a completion system with sand screens connected to the casing.

16. The system according to claim 14, characterized in that the circulation unit is operable to perform a gravel packing operation and a cementing operation.