Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра



Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра
Гидравлическое устройство размещения внутренней колонны гравийного фильтра

 


Владельцы патента RU 2575487:

ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ, ЛЛК (US)

Группа изобретений относится к созданию гравийных фильтров в нефтяных и газовых скважинах. При размещении внутренней колонны в скважинной компоновке перекачивают скважинную среду через выпускное окно на внутренней колонне, перемещают внутреннюю колонну через внутренний канал в скважиной компоновке, осуществляют по меньшей мере частичное дросселирование текучей среды через выпускное окно в изолируемом пространстве, связанным с первым местоположением на скважинной компоновке, осуществляют обнаружение роста давления перекачиваемой среды в ответ на дросселирование, осуществляют корреляцию первого положения внутренней колонны к первому положению в скважинной компоновке. Внутренняя колонна развертывается в корпусе для выполнения от носка до пятки установки гравийного фильтра. Телескопическое регулирующее устройство обеспечивает внутренней колонне подгонку длины надлежащим образом при спуске на носок компоновки. Уплотнительные поверхности устройства определения местоположения в корпусе отделяют изолируемое пространство и уплотняются на уплотнениях на внутренней колонне, установленной с возможностью перемещения в них. Повышается эффективность технологии создания гравийного фильтра за счет повышения точности установки скважинных инструментов. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Некоторые нефтяные и газовые скважины заканчивают в неконсолидированных пластах, содержащих несвязанный мелкодисперсный материал и песок. Когда из таких скважин добывают текучие среды, несвязанный мелкодисперсный материал и песок могут мигрировать с добываемыми текучими средами и могут повреждать оборудование, такое как электрические погружные насосы (ЭЦН) и другие системы. По данной причине в заканчивании могут требоваться фильтры для борьбы с поступлением песка.

Горизонтальные скважины, в которых требуется борьба с поступлением песка, обычно проходят заканчивание с необсаженным забоем. В прошлом преобладало использование автономных песчаных фильтров в данных горизонтальных необсаженных стволах. Вместе с тем, операторы также используют установку гравийных фильтров в данных горизонтальных необсаженных стволах для борьбы с поступлением песка. Гравий является специально подобранным по крупности материалом из твердых частиц, таким как сортированный песок или проппант, который набивается вокруг песчаного фильтра в кольцевом пространстве ствола скважины. Применяемый гравий действует как фильтр, предотвращая миграцию любых пластовых мелкодисперсных частиц и песка с добываемыми текучими средами.

В компоновке гравийного фильтра для горизонтального необсаженного ствола надлежащая линейная расстановка внутреннего сервисного инструмента относительно наружных компонентов компоновки может являться особенно важной. Операторы обычно спускают отрезки труб фиксированной длины до компоновки и полагаются на измерения и записи длины имеющихся трубных звеньев для определения правильности подгонки длины сервисного инструмента в компоновке. К сожалению, длины любых фильтров и сервисного инструмента в горизонтальном необсаженном стволе могут быть значительными, и, опираясь на измерения и записи длины труб для получения правильной расстановки, можно столкнуться с трудностями.

Кроме того, сервисный инструмент для компоновки гравийного фильтра обычно перемещается для выполнения различных функций во время набивки гравийного фильтра. Вследствие глубины скважины, девиации, удлинения насосно-компрессорной трубы, трения, а также в зависимости от типа проводимого заканчивания с гравийным фильтром, определение положения сервисного инструмента на забое скважины в компоновке может быть весьма сложным. Указанное в особенности справедливо в заканчивании с длинным горизонтальным гравийным фильтром. В итоге, закачивание песчаной суспензии, когда инструмент находится в неправильном положении в компоновке, может вызвать прихват сервисного инструмента и может иметь катастрофические последствия.

Обычно в известной технике используют механические индикаторные конусные втулки для определения местоположения сервисного инструмента в компоновке. Кроме того, используют "умные" конусные втулки, которые возвратно-поступательно перемещаются между раскрепленным положением и скрепленным положением для достоверной идентификации местоположения сервисного инструмента. К сожалению, механическая индикация не всегда может работать вследствие высоких сил торможения и других проблем, связанных с перемещением сервисного инструмента в скважинной компоновке.

Объект настоящего изобретения направлен на преодоление или по меньшей мере уменьшение воздействия одной или нескольких проблем, изложенных выше.

Как указано выше, надлежащая линейная расстановка внутреннего сервисного инструмента относительно наружных компонентов скважинной компоновки может являться особенно важной. Для решения данной проблемы применяют устройство, регулирующее длину внутренней колонны, развернутой в скважинной компоновке, такой как компоновка гравийного фильтра, расположенного от носка до пятки. Устройство имеет первый и второй (трубные) элементы, телескопически соединенные вместе. Первый элемент соединяется с одним участком внутренней колонны, а второй элемент соединяется с другим участком внутренней колонны. Храповое устройство, расположенное на первом элементе, может взаимодействовать с ловителем на втором элементе для фиксации длины регулирующего устройства. Храповое устройство может включать в себя защелку, имеющую множество скошенных зубьев. Ловитель, перемещающийся относительно храпового устройства, может включать в себя множество пазов, образованных вокруг наружной части второго элемента для взаимодействия с зубьями храповой защелки.

Внутреннюю колонну и устройство развертывают в скважинной компоновке для определения надлежащей подгонки длины внутренней колонны для последующей работы, такой как установка гравийного фильтра. Когда проходит развертывание, первый и второй элементы устройства находятся в выдвинутом положении. Когда внутренняя колонна в результате спуска касается дна в компоновке, храповое устройство обеспечивает второму элементу перемещение в одном направлении относительно первого элемента, так что устройство может складываться и укорачивать внутреннюю колонну. Шпонка между двумя элементами может двигаться в пазу, что обеспечивает скольжение двух элементов относительно друг друга, исключая вращение.

Когда внутреннюю колонну затем поднимают из скважинной компоновки, храповое устройство сцепляется с ловителем (т.е. зубья на защелке сцепляются с пазами) для предотвращения перемещения второго элемента в противоположном направлении относительно первого элемента. При этом устройство не выдвигается вновь, когда внутреннюю колонну поднимают к устью скважины так, что устройство сохраняет одну фиксированную длину.

Когда устройство поднято на поверхность, операторы могут закрепить постоянной фиксированную длину регулирующего устройства, определенную на забое скважины, устанавливая блокирующий элемент между первым и вторым телескопическими элементами. Например, операторы могут заменить храповые защелки со скошенными зубьями блокирующими защелками с прямыми зубьями. Сцепленные с пазами ловителя блокирующие защелки должны предотвращать перемещение второго элемента в любом из направлений внутри первого элемента.

Как указано выше, знание местоположения скважинной внутренней колонны в скважинной компоновке может помогать выполнению работ. Для успешного выполнения работ скважинная компоновка, например компоновка гравийного фильтра, имеет корпус, образующий сквозной канал, проходящий через корпус. Первые уплотнительные поверхности или гнезда, расположенные в корпусном канале, отделяют изолируемое пространство в корпусном канале. Например, данные гнезда могут быть полированными поверхностями в корпусном канале, имеющими диаметр меньше, чем у остального канала.

Внутренняя колонна, например внутренняя колонна компоновки гравийного фильтра, устанавливается с возможностью перемещения в корпусном канале и образует канал для поддержания гидравлической связи от насоса на поверхности до выпускного окна на внутренней колонне. Клапан в канале может отводить перекачиваемую текучую среду через выпускное окно.

Первые уплотнения, расположенные на внутренней колонне, выборочно уплотняются в первых гнездах, когда внутренняя колонна перемещается в корпусе. Когда данное происходит, выпускное окно поддерживает сообщение текучей средой, перекачиваемой в изолируемое пространство корпуса, что дает измеряемый рост давления. Используя рост давления как индикатор, первое положение внутренней колонны можно затем коррелировать по известному местоположению изолируемого пространства в скважинной компоновке. Второе положение для внутренней колонны в корпусе можно затем вычислить на основе известного расстояния в скважинной компоновке от первого местоположения до второго местоположения другого элемента, например окна, в компоновке. Получение возможности определения положений для внутренней колонны обеспечивает операторам более точную и надежную установку внутренней колонны в требуемые местоположения в скважинной компоновке во время заполнения гравийного фильтра или других работ.

Приведенная выше сущность изобретения не описывает возможные отдельные варианты осуществления или аспекты настоящего изобретения.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где

На Фиг. 1 показана компоновка гравийного фильтра, имеющая регулирующее устройство и гидравлическое устройство определения местоположения для внутренней колонны.

На Фиг. 2 показано сечение регулирующего устройства согласно настоящему изобретению.

На Фиг. 3 показана деталь храповой защелки и пазов для раскрытого регулирующего устройства.

На Фиг. 4A-4B показано регулирующее устройство в полностью сложенном положении по различным плоскостям сечения.

На Фиг. 5A показан участок компоновки и устройство определения местоположения в начальной стадии взаимодействия.

На Фиг. 5B показан участок компоновки и устройство определения местоположения на стадии взаимодействия с уплотнением.

На Фиг. 5C показан участок компоновки и устройство определения местоположения в последующей стадии взаимодействия.

На Фиг. 6 показан участок компоновки, имеющей другое устройство определения местоположения, с интегральным кожухом.

A. Скважинная компоновка

На фиг. 1 показана скважинная компоновка 100, имеющая регулирующее устройство 30 и устройство 160 определения местоположения согласно настоящему изобретению. Показанная скважинная компоновка 100 является компоновкой гравийного фильтра, хотя компоновки другого типа, применяемые в скважине, могут извлечь пользу из раскрытых устройств 30 и 160. В качестве примера, в компоновке для цементирования хвостовика в необсаженном стволе скважины можно извлечь пользу из раскрытых устройств 30 и 160. С учетом пользы от настоящего изобретения применение в других подходящих скважинных компоновках одного или обоих устройств 30 и 160 должно быть понятно специалисту в данной области техники.

Компоновка 100 гравийного фильтра имеет несколько секций 102A-B гравийного фильтра, но компоновка 100 может в общем иметь одну или несколько секций. С несколькими секциями 102A-B, вместе с тем, сегменты компоновки 100 делят на блоки зоны коллектора, так что несколько операций установки гравийного фильтра и гидроразрыва пласта с применением проппанта можно выполнять в стволе 10 скважины. Изолирующие элементы 104, например пакеры, можно располагать между данными секциями 102A-B гравийного фильтра для изоляции их друг от друга.

В любом случае компоновка 100 гравийного фильтра может быть аналогичной компоновкам гравийного фильтра, раскрытым во включенной в виде ссылки заявке U.S. Appl. Ser. №12/913,981. При этом компоновка 100 гравийного фильтра является системой гравийного фильтра, расположенного от носка до пятки горизонтального ствола, которая обеспечивает операторам заполнение гравием ствола 10 скважины от носка до пятки в каждой секции 102A-B. В показанной конфигурации каждая секция 102A-B гравийного фильтра имеет два фильтра 140A-B, устройства альтернативного пути или шунты 150 и снабженные окнами кожухи 130A-B с окнами 132A-B, хотя любые из других раскрытых вариаций можно использовать.

Кратко, операции установки гравийного фильтра с компоновкой 100 включают в себя вначале спуск внутренней колонны 110 в первую секцию 102А гравийного фильтра. Спускоподъемное устройство 20 осуществляет манипуляции с внутренней колонной 110 и может применять любой из способов спускоподъема, известных в технике. Во время проведения работ насосная система 22 может закачивать текучую среду и/или суспензию для набивки гравийного фильтра или для гидроразрыва пласта с применением проппанта вниз по внутренней колонне 110 в нужном режиме, и манометр 24 может обнаруживать рост давления, обусловленный закачкой текучей среды. Многие из данных элементов являются обычными компонентами и подробно здесь не описаны.

Когда внутренняя колонна 110 развертывается в компоновке 100, пакер 14 со стороны устья скважины на подвеске хвостовика и другие пакеры 104 вдоль компоновки 100 остаются в нерабочем положении. Операторы закачивают промывочную текучую среду через внутреннюю колонну 110, и текучая среда циркуляции выходит из выпускных окон 112 колонны и проходит через колонный башмак 122 с обратным клапаном башмачной зоны 120 на конце первой секции 102A. При промывке ствола 10 скважины текучая среда циркуляции проходит через кольцевое пространство к устью скважины, при этом текучая среда может входить в обсадную колонну 12 и возвращаться на поверхность.

После промывки и установки пакеров 14 и 104 в рабочее положение в компоновке 100 можно начинать заполнение гравийного фильтра. Выпускные окна 112 колонны с помощью своих уплотнений 114 изолируются в гидравлическом сообщении с нижними окнами 132A подачи в первом кожухе 130A первой секции 102A. Позиционирование окон 112 колонны относительно окон 132A подачи требует от операторов вычисления расстояний и определения положения колонны в компоновке 100 относительно местоположений окон. Для помощи в данных процедурах в компоновке 100 используется гидравлическое устройство 160 определения местоположения, рассмотренное подробно ниже. Как показано, устройство 160 предпочтительно располагается между башмачной зоной 120 и снабженным окнами кожухом 130A.

С установлением связи окон 112 колонны с первыми окнами 132A суспензию можно перекачивать вниз внутри колонны 110 для укладки гравийного фильтра и для гидроразрыва с применением проппанта пласта, окружающего зону ствола 10 скважины. Когда суспензия входит в кольцевое пространство ствола скважины, происходит укладка гравийного фильтра первой секции 102A в устройстве от носка до пятки, как рассмотрено подробно во включенной в виде ссылки заявке U.S. Appl. Ser. №12/913,981.

Когда происходит выпадение песка на данном окне 132A, внутренняя колонна 110 может вновь перемещаться так, что выпускные окна 112 изолируются на верхних окнах 132B подачи, соединенных с шунтами 150 в данной первой секции 102A. Суспензия, прокачиваемая вниз по внутренней колонне 110, может затем заполнять кольцевое пространство ствола скважины вокруг нижнего конца башмачной зоны 120, что может выполняться для дополнительной набивки гравием ствола 10 скважины или для утилизации излишней суспензии из колонны 110.

Операции можно затем продолжать с повторением аналогичных этапов, продвигаясь вверх по стволу 10 скважины, для каждой из последующих секций гравийного фильтра (например, 102B), разделенных установленными между ними пакерами 104. Вновь дополнительные детали и этапы в работе системы гравийного фильтра, расположенного от носка до пятки горизонтального ствола 100 фиг. 1, даются во включенной в виде ссылки заявке U.S. Appl. Ser. No. 12/913981, поэтому здесь подробно не повторяются.

B. Регулирующее устройство

Как указано выше, надлежащая линейная расстановка сервисного инструмента относительно компонентов наружной компоновки может быть важной, в особенности в горизонтальном необсаженном стволе. Вместо спуска труб фиксированной длины и учета в работе данных реестра труб с указанием длины труб для получения правильного разноса для внутренней колонны 110 операторы вставляют регулирующее устройство 30 во внутреннюю колонну 110 над выпускными окнами 112 и уплотнениями 114. Устройство 30 обеспечивает операторам получение надлежащей расстановки, что является еще более важным в компоновке 100 от носка до пятки настоящего изобретения.

Причем внутренняя колонна 110 в данной компоновке 100, расположенной от носка до пятки, вначале устанавливается на дно башмачной зоны 120 для подачи промывочной текучей среды из колонного башмака 122 с обратным клапаном, как описано выше. Установка гравийного фильтра затем продолжается с перемещением внутренней колонны 110 к ряду окон 132 подачи вдоль компоновки 100. Если внутренняя колонна 110 не спущена или не подогнана надлежащим образом по длине, то операции становятся неэффективными и компоновка 100 может повреждаться.

Для помощи в подгонке по длине внутренней колонны 110 регулирующее устройство 30 имеет верхний элемент 40 с дальним элементом 60, установленным с возможностью телескопического перемещения в нем. Таким образом, дальний элемент 60 может линейно выдвигаться и втягиваться относительно верхнего элемента 40. Перед фактическим началом работ по набивке гравийного фильтра операторы скрепляют устройство 30 в его выдвинутом положении на внутренней колонне 110 и затем спускают внутреннюю колонну 110 и выдвинутое регулирующее устройство 30 на забой скважины. В результате внутренняя колонна 110 упирается в дно компоновки 100 гравийного фильтра и регулирующее устройство 30 складывается до касания уступов верхнего элемента 40 регулирующего устройства 30 (или некоторой другой части внутренней колонн 110). В данной точке внутренняя колонна 110 получает надлежащим образом подогнанную длину в компоновке 100.

На поверхности операторы маркируют открытую трубу для индикации протяженности трубы, использованной во время спуска в скважину, и операторы затем поднимают регулирующее устройство 30 и внутреннюю колонну 110 из скважины. При подъеме регулирующего устройства 30 к устью скважины устройство 30 по меньшей мере временно блокируется в положении сохранения регулирующим устройством 30 фиксированной длины. На поверхности операторы затем фиксируют существующую длину регулирующего устройства 30 для предотвращения дополнительного регулирования. Наконец, операторы спускают внутреннюю колонну 110 и устройство 30 фиксированной длины обратно в скважину в компоновку 100, и определенная подгонка длины должна привести низ внутренней колонны 110 в требуемое место в первой секции гравийного фильтра 102A надлежащим образом.

На фиг. 2 более детально показано регулирующее устройство 30. Как указано выше, устройство 30 включает в себя верхний (трубный) элемент 40 и дальний (трубный) элемент 60, установленный с возможностью телескопического перемещения в нем. Хотя устройство 30 показано с двумя телескопическими элементами 40 и 60, можно использовать больше элементов.

На своем конце со стороны устья скважины верхний элемент 40 имеет муфту 42, которая соединяется с компонентами со стороны устья скважины (не показано), такими как участок со стороны устья скважины внутренней колонны (110). Дальний элемент 60 проходит от обращенного к забою конца верхнего элемента, и два элемента 40 и 60 могут вначале удерживаться в выдвинутом положении срезаемыми штифтами 46 или т.п. Храповые защелки 50 расположены в пазах 45 вокруг наружной части верхнего элемента 40, и удерживающая муфта 44, установленная на верхнем элементе 40, помогает удерживать храповые защелки 50 на месте. Уплотнения 62 на дальнем элементе 60 взаимодействуют с внутренней поверхностью верхнего элемента 40 для предотвращения прохода текучей среды между элементами 40 и 60.

Наружная часть дальнего элемента 60 имеет ловители или пазы 65, разнесенные друг от друга по большей части отрезка длины элемента. Фактическая длина элементов 40 и 60 может быть гораздо больше показанной на фиг. 2, так что дальний элемент 60 может выдвигаться и втягиваться на значительное расстояние, требуемое для исполнения.

На фиг. 2 устройство 30 показано выдвинутым в начальное положение для спуска в скважину. При полном выдвижении храповые защелки 50 сцеплены с самыми верхними ловильными пазами 65 на дальнем элементе 60. После установки устройства 30 на дно в компоновке 100 элементы 40 и 60 складываются и храповые защелки 50 перемещаются вверх от ловильных пазов 65 на дальнем элементе 60.

На фиг. 3 показана деталь храповых защелок 50, сцепляющихся с ловильными пазами 65 на дальнем элементе 60. Храповые защелки 50 имеют несколько зубьев 55 со скошенными передними краями. При перемещении дальнего элемента 60 в верхний элемент 40 скошенные зубья 55 позволяют ловильным пазам 65 проходить по ним.

Пружины 52, установленные за храповыми защелками 50, отклоняют защелки к поверхности дальнего элемента 60, так что зубья 55 могут сцепляться с ловильными пазами 65. Пружины 52 могут являться листовыми пружинами или отклоняющими элементами других типов. Предпочтительно, ловильные пазы 65 расположены группами для сцепления с несколькими зубьями 55 на храповых защелках 50, но должно быть ясно, что любое число храповых механизмов можно использовать, включая в себя механизмы, обычно используемые в скважинных инструментах для пакеров или скользящих муфт.

Когда внутренняя колонна 110 устанавливается в компоновке 100 и входит в контакт с дном, элементы 40 и 60 складываются до упора в уступ верхнего элемента 40 (или другой части внутренней колонны 110) в компоновке 100. Проталкивание можно получить несколькими способами. Например, компоновка 100 может иметь дросселированный канал, который обеспечивает проход дальнего элемента 60 через него при перемещении вглубь в компоновке 100, но дросселированный канал сцепляется с верхним элементом 40 при перемещении на него.

Когда устройство 30 складывается и упирается в уступ, операторы поднимают внутреннюю колонну 110 на поверхность. Операторы снимают удерживающую муфту 44 и заменяют храповые защелки 50 блокирующими защелками (не показано) в пазах 45. Данные блокирующие защелки (не показано) могут являться аналогичными храповым защелкам 50, но у них должны отсутствовать храповые скосы, так что блокирующие защелки не должны работать как храповой механизм в ловильных пазах 65 дальнего элемента. Операторы затем скрепляют муфты 44, удерживающие блокирующие защелки, и дальний элемент 40 становится постоянно блокированным в нужном положении. Теперь операторы могут повторно спустить внутреннюю колонну 110 с устройством 30, имеющую фиксированную длину, в скважину для продолжения операций установки гравийного фильтра.

На фиг. 4A-4B показаны различные сечения регулирующего устройства 30 в полностью сложенном положении. На фиг. 4A показаны храповые защелки 50, установленные в верхнем элементе 40 для взаимодействия с наружными ловильными пазами 65 в дальнем элементе 60. Обычно одну или несколько таких защелок 50 можно использовать, но защелки 50 предпочтительно располагают с равными интервалами по окружности элементов 40 и 60, хотя от них не требуется расположения с одинаковыми интервалами по длине.

На фиг. 4B показана шпонка 70, установленная в верхнем элементе 40 и удерживаемая муфтой 44. Шпонка 70 перемещается в продольном пазу 67 по длине дальнего элемента 60. Таким образом, два элемента 40 и 60 могут скользить относительно друг друга, но шпонка 70 предотвращает вращение элементов 40 и 60 относительно друг друга. Хотя показана одна шпонка 70, несколько шпонок 70 можно использовать.

C. Устройство определения местоположения

Как можно видеть в компоновке 100 гравийного фильтра от носка до пятки фиг. 1, внутренняя колонна 110 проходит до самого дна компоновки 100 в башмачную зону 120 для промывки во время установки гравийного фильтра. Затем, внутренняя колонна 110 перемещается в компоновке 100 к ряду окон 132A-132B и в другие положения для выполнения заполнения гравийного фильтра в различных секциях 102A-B. Ясно, что знание местоположения (расстояния) различных элементов (окон, и т.д.) относительно положения внутренней колонны 110 в компоновке 100 может помогать операторам перемещать и устанавливать внутреннюю колонну 110 надлежащим образом и эффективно в компоновке 100 во время проведения работ.

Для этого компоновка 100 гравийного фильтра включает в себя одно или несколько устройств 160 определения местоположения, установленных в ней для определения местоположения внутренней колонны 110 в различных положениях в компоновке 100. Как показано на фиг. 1, одно из устройств 160 определения местоположения можно расположить вблизи башмачной зоны 120 между колонным башмаком 122 с обратным клапаном и первыми окнами 132A на снабженном окнами кожухе 130A первой секции 102A. Данное местоположение устройства 160 обеспечивает операторам коррелирование положения внутренней колонны по меньшей мере с одним местоположением в компоновке 100 и предпочтительно самым дальним местоположением. Понятно, что длина компоновки 100, длина внутренней колонны 110, достигающей конца компоновки, силы торможения, трение, возможные отклонения и другие факторы могут усложнять применение обычных методик определения местоположения внутренней колонны 110 в компоновке 100. Поэтому применение устройства 160 определения местоположения в данном дальнем месте компоновки 100 может быть предпочтительным для определения других положений для внутренней колонны 110 в компоновке 100.

Зная данное одно местоположение устройства 160 на дальнем конце и зная детали и размеры компоновки 100, установленной в скважине, операторы могут вычислять расстояния до других местоположений (т.е. окон 132A-B) на компоновка 100 так, что можно определить другие положения для установки внутренней колонны 110. Если требуется, устройство 160 определения местоположения может располагаться в другом месте компоновки 100.

Кроме того, несколько устройств 160 определения местоположения можно использовать на компоновке 100 так, что несколько местоположений можно определить вдоль компоновки 100 во время проведения работ. Например, каждая секция 102A-B компоновки 100 может иметь сравнимое устройство 160 определения местоположения, так что положения для внутренних колонн 110 можно определять на нескольких местоположениях при проведении работ. Наконец, это может помочь операторам находить различные окна 132A-B индивидуально в секциях 102A-B.

Вместо применения механических методик для определения местоположения, которые могут быть ненадежными, устройство 160 определения местоположения использует гидравлические методики для определения местоположения внутренней колонны 110 в компоновке 100. На фиг. 5A-5C показана часть компоновки 100 с внутренней колонной 110, установленной в устройстве 160 определения местоположения. Здесь устройство 160 определения местоположения включает в себя трубное изделие 161, соединенное муфтой 162 со стороны забоя с башмачной зоной 120 и соединенное муфтой 163 со стороны устья скважины со снабженным окнами кожухом 130. Также устройство 160 можно устанавливать в другом месте на компоновке 100, в таком случае муфты 162, 163 должны соединяться с другими компонентами, например, между секциями 102A-B со стороны устья скважины и со стороны забоя скважины компоновки 100.

Вместо применения показанных отдельных муфт 162, 163 устройство 160 может быть интегральным компонентом, показанным на фиг. 6, имеющим трубный кожух 161 с муфтовыми элементами, выполненными на нем. В любом из случаев устройство 160 фиг. 5A-5C и 6 имеет внутренний канал 165, гидравлически сообщающийся с каналами 135 и 125 кожуха 130 и башмачной зоны 120. Внутренний канал 165 образует пространство с возможностью изоляции с внутренними поверхностями уплотнения или гнездами 164, расположенными на обоих концах. Данные гнезда 164 могут быть внутренними полированными поверхностями с уменьшенным диаметром по сравнению с другими каналами 125/135/165.

Внутренняя колонна 110 имеет наружные уплотнения 114, расположенные по одному с каждой стороны от выпускных окон 112. Уплотнения 114 выполнены с возможностью взаимодействия с внутренними полированными гнездами 164 муфт 161, 163, как рассмотрено ниже. (Обратное расположение можно также использовать, в котором муфты 161, 163 имеют внутренние уплотнения для взаимодействия с полированными гнездами на внутренней колонне 110). Как показано здесь, внутренняя колонна 110 также включает в себя клапан (т.е. седло 116 и сброшенный шар 118), который может перекрывать поток текучей среды в колонне 110 и отводить поток через выпускные окна 112. Другие клапанные устройства можно также использовать или дальний конец внутренней колонны 110 может быть постоянно закрытым.

Как показано на фиг. 5A, при проходе внутренней колонны 110 к устью скважины в компоновке 100 от башмачной зоны 120 (или нижней секции 102) к устройству 160 определения местоположения текучая среда циркуляции медленно перекачивается вниз по колонне 110 и отводится через выпускные окна 112. В общем, текучая среда циркуляции может быть любой подходящей текучей средой, применяемой во время заполнения гравийного фильтра/гидроразрыва пласта с применением проппанта. Предпочтительно, текучая среда циркуляции является водой, рассолом или текучей средой-носителем или промывочной текучей средой другого типа. Менее предпочтительно, текучая среда циркуляции может включать в себя суспензию набивки гравийного фильтра или гидроразрыва пласта).

При перекачке текучая среда циркуляции может проходить к забою скважины в кольцевом пространстве между колонной 110 и компоновкой 100 (т.е. башмачной зоной 120 и другим скважинным компонентом). В результате, как показано на фиг. 5A, верхнее уплотнение 114 колонны 110 взаимодействует с нижним гнездом 164 устройства 160 определения местоположения.

При дальнейшем перемещении к устью скважины колонны 110, как показано на фиг. 5B, выпускные окна 112 достигают внутреннего канала 165 устройства 160, и уплотнения 114 взаимодействуют с гнездами 164. Данное создает изолированное пространство канала 165 в устройстве 160, которое изолировано от внутренних каналов 135 и 125 со стороны устья и со стороны забоя компоновки. Уплотнения 114 на гнездах 164 могут предназначаться для ослабления потока и не обязательно создают непроницаемое для текучей среды уплотнение.

Когда колонна 110 достигает данного изолируемого пространства канала 165, текучая среда, медленно перекачиваемая вниз внутри колонны 110 к выпускным окнам 112 колонны, создает измеряемый рост давления, который можно обнаруживать манометром (24) на поверхности или в другом месте на компоновке 100. Дальнейшее перемещение колонны 110 к устью скважины в результате перемещает уплотнения 114 из устройства 160, как показано на фиг. 5C. Теперь текучая среда циркуляции может выходить из выпускных окон 112 и может проходить вверх по кольцевому пространству, так что измеряемый рост давления отсутствует.

Когда рост давления возникает при изоляции окон 112 колонны на устройстве 160 определения местоположения, операторы могут идентифицировать данный рост и могут привязать текущее положение колонны к местоположению устройства 160 на компоновке 100. По данному известному местоположению и известным размерам и конфигурации компоновки 100, развернутой в скважине, другие положения для установки внутри колонны 110 можно вычислять для других требуемых местоположений на компоновке 100. Перемещение в данные другие положения можно легко получить, дополнительно перемещая внутреннюю колонну 110 на вычисленные расстояния в другие места компоновки 100.

Устройство 160 определения местоположения работает вне зависимости от числа труб и торможения внутри колонны 110 при манипуляциях в компоновке 100. Поэтому в любое время в процессе работы данное известное местоположение устройства 160 можно найти с помощью перемещения колонны 110 и медленного перекачивания до появления индикации, при которой вычисления для других местоположений можно определить.

Перемещение внутренней колонны 110 в компоновке 100 фиг. 5A-5C проходит к устью скважины. Устройство 160 определения местоположения, вместе с тем, может также работать при перемещении колонны 110 в устройстве 160 к забою. Кроме того, хотя устройство 160 определения местоположения применяется на конкретной компоновке 100 гравийного фильтра, в которой заполнение гравийного фильтра ведется от носка к пятке, элементы устройства 160 определения местоположения и внутренней колонны 110 можно использовать на любой подходящей скважинной компоновке, в которой текучая среда циркуляции из окна на колонне 110 может помочь определению местоположения колонны в устройстве определения местоположения 160 и дополнительно помочь определeнию других положений для колонны 110 в скважинной компоновке. Например, устройство 160 определения местоположения можно использовать с обычной компоновкой гравийного фильтра и переводником или устройство 160 определения местоположения можно использовать с компоновкой цементирования и сервисным инструментом. Кроме того, устройство 160 определения местоположения может быть полезным в определении местоположения внутренней колонны в ряде скважинных компонентов, например в определении местоположения в компоновке гидроразрывов пласта с применением проппанта с увеличенным отходом, системе многозонного гидроразрыва, надувном пакере и прочем. Соответственно, приведенное выше описание для компоновки 100 гравийного фильтра является иллюстративным для вариантов применения объекта изобретения.

Описание предпочтительных и других вариантов осуществления не ограничивает объем или применимость концепций изобретения, изложенных заявителями. Из настоящего изобретения понятно, что можно использовать признаки, описанные выше по любому варианту осуществления или аспекту раскрытого объекта, как индивидуально, так и в комбинации с любыми другими описанными признаками в любом другом варианте осуществления или аспекте раскрытого объекта.

Раскрывая в данном документе концепции изобретения, заявители обладают всеми патентными правами согласно прилагаемой формуле изобретения. При этом прилагаемая формула изобретения включает в себя все модификации в полном объеме пунктов формулы или их эквивалентов.

1. Способ гидравлического размещения внутренней колонны в скважинной компоновке, в котором:
перекачивают текучую среду через выпускное окно на внутренней колонне, расположенной в скважинной компоновке;
перемещают внутреннюю колонну через внутренний канал в скважинной компоновке;
осуществляют по меньшей мере частичное дросселирование текучей среды, перекачиваемой через выпускное окно в изолируемом пространстве во внутреннем канале скважинной компоновки, причем изолируемое пространство связано с первым местоположением на скважинной компоновке;
осуществляют обнаружение роста давления перекачиваемой текучей среды в ответ по меньшей мере на частичное дросселирование; и
осуществляют корреляцию в ответ на обнаруженный рост давления первого положения внутренней колонны к первому местоположению в скважинной компоновке.

2. Способ по п. 1, в котором скважинная компоновка содержит компоновку гравийного фильтра, образующую окно прохода потока на втором местоположении.

3. Способ по п. 2, в котором вычисляют второе положение для установки выпускного окна с использованием известного расстояния для окна прохода потока на компоновке гравийного фильтра от первого местоположения.

4. Способ по п. 3, в котором устанавливают изолируемое пространство на первом местоположении между башмачной зоной и
окном прохода потока на компоновке гравийного фильтра.

5. Способ по п. 1, в котором перекачка текучей среды через выпускное окно содержит перекачку текучей среды в канале внутренней колонны и отвод перекачиваемой текучей среды через выпускное окно при установке клапана в канале.

6. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере частичное дросселирование текучей среды, перекачиваемой через выпускное окно в изолируемом пространстве во внутреннем канале скважинной компоновки, содержит взаимодействие уплотнений на внутренней колонне с прижимающимися к ним уплотнительными поверхностями во внутреннем канале скважинной компоновки.

7. Способ по п. 1, в котором уплотнительные поверхности содержат полированные поверхности с диаметром меньше, чем у внутреннего канала скважинной компоновки.

8. Способ по п. 1, в котором дополнительно вычисляют второе положение для установки внутренней колонны на втором местоположении в скважинной компоновке с использованием известного расстояния в скважинной компоновке от первого местоположения до второго местоположения в скважинной компоновке.

9. Скважинная компоновка, содержащая:
корпус, установленный в стволе скважины и образующий сквозной канал, проходящий через корпус;
первые уплотнительные поверхности, расположенные в корпусном канале и отделяющие изолируемое пространство в корпусном канале, причем изолируемое пространство связано с первым местоположением на скважинной компоновке;
внутреннюю колонну, установленную с возможностью перемещения в корпусном канале и образующую сквозной канал, проходящий через нее, причем внутренняя колонна образует выпускное окно, сообщающееся с внутренним каналом и имеющее первые уплотнения, расположенные на внутренней колонне, причем первые уплотнения выборочно уплотнены с первыми уплотнительными поверхностями и создают сообщение внутреннего канала с изолируемым пространством через выпускное окно,
при этом рост давления, полученный с помощью выпускного окна, создающего гидравлическое сообщение с изолируемым пространством, дает индикацию первого положения внутренней колонны, соответствующего первому местоположению в скважинной компоновке.

10. Компоновка по п. 9, в которой корпус является компонентом компоновки гравийного фильтра.

11. Компоновка по п. 10, в которой корпус образует окно прохода потока на втором местоположении на скважинной компоновке.

12. Компоновка по п. 11, в которой второе положение для установки внутренней колонны в скважинной компоновке вычисляют на основе известного расстояния от второго местоположения до первого местоположения.

13. Компоновка по п. 11, в которой окно прохода потока расположено между фильтром и колонным башмаком с обратным клапаном, при этом первое местоположение, связанное с изолируемым пространством, установлено между окном прохода потока и колонным башмаком с обратным клапаном.

14. Компоновка по п. 9, в которой внутренняя колонна содержит клапан, установленный во внутреннем канале и отводящий текучую среду через выпускное окно.

15. Компоновка по п. 9, в которой первые уплотнительные поверхности содержат полированные поверхности с диаметром меньше, чем у внутреннего канала скважинной компоновки.

16. Компоновка по п. 9, в которой первое местоположение указывает по меньшей мере одно второе местоположение, вычисляемое на основе известного расстояния в скважинной компоновке по меньшей мере от одного второго местоположения до первого местоположения.

17. Компоновка по п. 9, дополнительно содержащая:
вторые уплотнительные поверхности, расположенные в корпусном канале и
отделяющие другое изолируемое пространство в корпусном канале, причем другое изолируемое пространство связано со вторым местоположением на компоновке,
при этом другой рост давления, полученный с помощью выпускного окна, создающего гидравлическое сообщение с другим изолируемым пространством, указывает второе положение внутренней колонны, соответствующее второму местоположению в скважинной компоновке.

18. Скважинное устройство, содержащее:
корпус, установленный в стволе скважины и образующий сквозной канал, проходящий через корпус;
внутреннюю колонну, установленную с возможностью перемещения в корпусном канале, причем внутренняя колонна образует сквозной
канал, проходящий через нее, и образует выпускное окно, сообщающееся с внутренним каналом;
средство для по меньшей мере частичного уплотнения выпускного окна с изолируемым пространством в корпусном канале, причем изолируемое пространство связано с первым местоположением на скважинном устройстве;
средство для увеличения давления в ответ на гидравлическую связь текучей среды во внутреннем канале с изолируемым пространством через выпускное окно; и
средство для корреляции первого положения внутренней колонны с первым местоположением в скважинном устройстве на основе роста давления.

19. Устройство по п. 18, дополнительно содержащее средство для вычисления второго положения для установки скважинной компоновки внутренней колонны.

20. Устройство по п. 18, в котором корпус содержит средство на втором местоположении для направления суспензии в ствол скважины.

21. Устройство по п. 20, в котором корпус содержит средство для фильтрования текучего шлама, проходящего из ствола скважины в корпусной канал.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к образованию гравийных фильтров в боковом стволе скважины. Способ включает заканчивание узла сопряжения и соединение узла сопряжения с заканчиванием, развертывание внутрискважинного оборудования в заканчивании, заканчивание узла сопряжения с помощью внутрискважинного оборудования для выполнения операции гравийной набивки посредством зацепления оборудования с полированным приемным гнездом, перемещение шара во внутрискважинное оборудование и использование шара для обеспечения направления потока гравийного шлама через корпус переходного порта в направляющее устройство и по обходному каналу до его сброса.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам крепления слабосцементированного пласта призабойной зоны скважины. Способ включает вскрытие пласта перфорацией обсадной колонны, уплотнение разуплотненной части призабойной зоны пласта до первоначального состояния путем закачки в пласт сшитого геля под давлением, не превышающим давление гидроразрыва пласта, сохранение ее в таком состоянии путем закачки полимеризованного проппанта.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам расчета технологических процессов создания гравийных фильтров, и может быть использовано для расчета объемов и давления закачки при обработке подземных формаций, в особенности для операций по предотвращению поступления песка из нефтяного и газового пласта в скважину.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа и может быть использована в операциях с гравийным фильтром в стволе скважины. Способ содержит размещение в кольцевом пространстве ствола скважины устройства, содержащего оправку и набухающий элемент, выполненный из материала, способного увеличиваться в объеме при стимулирующем воздействии на него в стволе скважины, размещение гравийного фильтра под устройством через кольцевое пространство ствола скважины, в котором размещено устройство, и размещение гравийного фильтра над устройством.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при борьбе с выносом песка из рыхлых продуктивных пластов. Устройство содержит фильтр, клапан, промывочные окна, разъединитель, надфильтровые трубы, башмак, узел освоения и удаления излишков гравия, выполненный из корпуса с тремя расточенными диаметрами, увеличивающимися снизу вверх.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к инструментам для гравийной набивки. В скважину спускают внешнюю компоновку, содержащую пакер, внешнюю колонну, по меньшей мере, одно внешнее выпускное отверстие между пакером и фильтром.

Изобретение относится к устройствам заканчивания скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобыче, а именно к способам предотвращения выноса песка из скважин. .

Группа изобретений относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована при установке гравийного фильтра и цементировании горизонтальных скважин в одном рейсе. Устройство включает корпус с корпусным каналом, развертывающийся в стволе скважины, окно заполнения гравийного фильтра на носке, окно для возвращающейся скважинной среды на пятке, окно цементирования между по меньшей мере одним окном заполнения гравийного фильтра и окном для возвращающейся среды. Корпус имеет по меньшей мере один фильтр между окном заполнения и окном цементирования. В корпусном канале развертывается внутренняя колонна. Внутренняя колонна, перемещенная в первое селективное положение в корпусном канале, уплотняет выпускное окно вместе с по меньшей мере одним окном заполнения гравийного фильтра и осуществляет передачу гравийной суспензии из канала внутренней колонны в ствол скважины. Фильтр передает возвращающуюся текучую среду из ствола скважины в корпусной канал. Внутренняя колонна, перемещенная во второе селективное положение, уплотняет выпускное окно вместе с окном цементирования и осуществляет передачу суспензии цементирования из канала колонны в ствол скважины. Через окно для возвращающейся текучей среды передается возвращающаяся при цементировании текучая среда. Корпус содержит изолирующий элемент между фильтром и окном цементирования, изолирующий участок со стороны устья от участка со стороны забоя. Повышается эффективность гравийного заполнения и цементирования, снижается аварийность и временные затраты. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 21 ил.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины. Гель для обработки скважин содержит более 1 мас.% полиакриламида, сшитого неметаллическим сшивающим агентом. Неметаллический сшивающий агент содержит полилактам. Технический результат - получение геля, обладающего хорошим контролированием гелеобразования в скважине. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, к конструкциям гравийных фильтров. При заполнении гравийного фильтра размещают суспензию из внутренней колонны в кольцевом пространстве вокруг башмачного патрубка. Устройство включает корпус, образующий первое и второе корпусные окна, соединяющие корпусной канал со стволом скважины, внутреннюю колонну в корпусном канале с выпускным окном. Внутренняя колонна в первом селективном положении уплотняет выпускное окно вместе с первым корпусным окном и передает суспензию в ствол скважины. При перемещении во второе селективное положение внутренняя колонна уплотняет выпускное окно со вторым корпусным окном. Первый фильтр расположен на корпусе между первым корпусным окном и носком и пропускает возвращающуюся из скважины текучую среду суспензии из ствола скважины в корпусной канал. Байпас расположен на корпусе и поддерживает сообщение корпусного канала с одной стороны от первого корпусного окна с корпусным каналом с другой стороны от первого корпусного окна. Байпас пропускает возвращающуюся среду в корпусном канале в обход выпускного окна внутренней колонны. Упрощается технология создания гравийного фильтра, исключается прихват и эрозия сервисного инструмента. 3 н. и 28 з.п. ф-лы, 21 ил.
Наверх