Скважинные установки используются в разнообразных операциях, связанных со скважинами и относящихся, например, к добыче или закачиванию флюидов. Обычно бурят скважины и спускают в них скважинные установки, используя колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) или другие механизмы. Скважина может быть пробурена в одном или в нескольких пластах, содержащих искомые флюиды, например флюиды на основе углеводородов.
При операциях, где скважина была пробурена сквозь множество пластов, скважина часто делится на скважинные зоны, чтобы лучше контролировать поток флюида между каждым пластом и скважиной. Соответственно, может быть полезным иметь возможность, по меньшей мере, некоторого контроля над добычей флюида из индивидуальных пластов и/или за закачиванием флюида в отдельные пласты. Скважинные установки могут содержать устройства, такие как пакеры и множественные насосы, которые способствуют контролю потока флюида каждой скважины. Однако способность эффективно управлять потоком флюида в таких подземных условиях с одновременным мониторингом условий в скважине может быть затруднена.
Целью настоящего изобретения является создание системы и способа для заканчивания подземной скважины, обеспечивающих улучшение эффективного управления потоком флюида из одного или нескольких пластов или в один или несколько пластов.
Согласно изобретению создана установка для заканчивания подземной скважины, содержащая нижнюю колонну насосно-компрессорных труб, включающую по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью спуска в скважину, и находящуюся в уплотняющем взаимодействии с по меньшей мере одним пакером, при этом по меньшей мере один клапан расположен под по меньшей мере одним пакером и сообщен с по меньшей мере одним пластом, верхнюю секцию, содержащую насос, выполненный с возможностью выборочного спуска в скважину и его извлечения, распределенную систему датчиков, проходящую через по меньшей мере один пласт.
По меньшей мере один клапан может содержать пару клапанов, расположенных под по меньшей мере одним пакером для управления потоком из по меньшей мере двух пластов.
Установка может дополнительно содержать промежуточный пакер, расположенный между отдельными клапанами пары клапанов.
По меньшей мере один клапан может приводиться в действие гидравлически.
По меньшей мере один клапан может приводиться в действие механически.
Установка может дополнительно содержать защитный кожух, проходящий вверх в скважине от верхнего пакера из по меньшей мере одного пакера, при этом насос размещен внутри защитного кожуха. Защитный кожух может содержать посадочный участок.
Верхняя секция может содержать лифтовую колонну, имеющую пропускной канал и Y-образный блок, в котором размещен насос.
Распределенная система датчиков может содержать оптоволоконные кабели, соединенные друг с другом скважинным гидроизолирующим разъемом.
Распределенная система датчиков может являться распределенной системой датчиков температуры, по меньшей мере частично размещенной в лифтовой колонне. Распределенная система датчиков температуры может содержать оптоволоконный кабель, размещенный в стингере.
Установка может дополнительно содержать основную трубу фильтра и песочный фильтр, окружающий каждый клапан.
Согласно изобретению создан способ заканчивания подземной скважины, содержащий следующие стадии:
размещение нижней колонны насосно-компрессорных труб в скважине вблизи пласта;
функциональное уплотнение нижней колонны насосно-компрессорных труб относительно скважины с помощью пакера;
размещение по меньшей мере одного клапана на нижней колонне насосно-компрессорных труб и под пакером;
выборочный спуск в скважину насоса с возможностью его извлечения;
измерение температурного профиля на по меньшей мере одном пласте.
Способ может дополнительно содержать стадию управления потоком флюида между пластом и нижней колонной насосно-компрессорных труб с помощью по меньшей мере одного клапана.
Стадия функционального уплотнения может содержать спуск в скважину второго пакера, и стадия размещения клапана может содержать размещение первого клапана между пакером и вторым пакером и второго клапана под вторым пакером.
Способ может дополнительно содержать стадию расположения защитного кожуха над первым пакером и вплотную к нему и расположения насоса в защитном кожухе.
Способ может дополнительно содержать стадию сцепления нижней колонны насосно-компрессорных труб с лифтовой колонной, имеющей перепускной канал и Y-образный блок, и расположения насоса в указанном блоке.
Стадия измерения температурного профиля содержит измерение температурного профиля вдоль первого клапана и второго клапана и вдоль множества пластов.
Стадия функционального уплотнения включает использование канального пакера для заканчивания в качестве верхнего пакера, множество пакеров для необсаженного участка скважины, расположенных под канальным пакером.
Способ может дополнительно содержать стадию окружения первого и второго клапанов основной трубой фильтра и дополнительного окружения основной трубы фильтра песочным фильтром.
Согласно изобретению создана установка для заканчивания подземной скважины, содержащая первый пакер, размещенный в обсаженном участке скважины; второй пакер, размещенный под первый пакер в необсаженном участке скважины, для изоляции первой зоны скважины от второй зоны скважины, нижнюю секцию, имеющую колонну насосно-компрессорных труб с множеством клапанов, управляемых без существенных внутрискважинных операций, при этом по меньшей мере первый клапан размещен между первым пакером и вторым пакером и по меньшей мере второй клапан расположен под вторым пакером, верхнюю секцию, зацепленную с нижней секцией и имеющую систему электрического погружного насоса для перемещения флюида по колонне насосно-компрессорных труб, и распределенную систему датчиков температуры, проходящую через первый пакер, второй пакер и множество клапанов, для измерения скважинных параметров, связанных с движением флюида.
Верхняя секция скважинной установки может содержать защитный кожух, окружающий систему электрического погружного насоса.
Защитный кожух может содержать посадочный участок, расположенный вблизи первого пакера для приема с возможностью уплотнения кожуха насоса, выступающего вниз от системы электрического погружного насоса.
Верхняя секция может содержать лифтовую колонну, имеющую перепускной канал и Y-образный блок, в котором размещена система электрического погружного насоса.
Установка может дополнительно содержать по меньшей мере один гидроизолирующий разъем между нижней секцией и верхней секцией.
Распределенная система датчиков температуры может содержать трубопровод, проходящий сквозь первый пакер, второй пакер и множество клапанов.
Основная труба фильтра и песочный фильтр могут проходить между первым пакером и вторым пакером и расположены радиально снаружи от первого клапана.
По меньшей мере один гидроизолирующий разъем может являться по меньшей мере одним из гидравлического гидроизолирующего разъема, электрического гидроизолирующего разъема и оптоволоконного гидроизолирующего разъема.
Ниже следует описание некоторых вариантов настоящего изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает вид спереди скважинной установки согласно варианту настоящего изобретения,
фиг.2 - второй вариант скважинной установки;
фиг.3 - третий вариант скважинной установки;
фиг.4 - четвертый вариант скважинной установки;
фиг.5 - пятый вариант скважинной установки.
В нижеследующем описании приведены различные детали, облегчающие понимание настоящего изобретения. Однако специалистам понятно, что настоящее изобретение может быть реализовано без таких деталей, и в описанные варианты можно вносить различные изменения и модификации.
Настоящее изобретение в целом относится к скважинной установке, которая улучшает управление потоком флюида в скважине. Система и способ позволяют легко управлять потоком флюида между одним пластом или множеством пластов и скважиной. В некоторых случаях управление потоком флюида между пластами и скважиной заключается в управлении потоком добываемого флюида, который принимается скважинной установкой из окружающих пластов. В других случаях управление потоком флюида между пластами и скважинной установкой заключается в управлении потоком закачиваемых флюидов, движущихся от скважинной установки в окружающие пласты. Скважинная установка содержит компоненты, которые облегчают управление этим потоком флюида без необходимости в дорогих операциях в стволе скважины. Фактически полное управление потоком флюида может осуществляться без каких-либо операций в стволе скважины или с недорогими операциями такого рода.
На чертежах показано несколько примеров скважиной установки 10 по настоящему изобретению. На чертежах также показан способ размещения оборудования в скважине 12. В целом, в каждом варианте скважинная установка 10 содержит, по меньшей мере, верхнюю секцию 14 и нижнюю секцию 16, оперативно взаимодействующую с верхней секцией.
В варианте по фиг.1 скважинная установка 10 размещена в скважине 12 и содержит верхнюю секцию 14 и нижнюю секцию 16. В этом варианте верхняя секция 14 и нижняя секция 16 размещены в обсаженном участке и необсаженном участке ствола скважины соответственно. Скважина 12 пересекает множество пластов, например пласты 13 и 15. В этом варианте скважинная установка 10 содержит колонну, которая выполняет роль защитного кожуха 18, нижнюю колонну 20 насосно-компрессорных труб (НКТ), по меньшей мере один пакер 22 и по меньшей мере один клапан 24. Кожух 18 расположен поверх верхнего пакера 22 и может крепиться к верхней части верхнего пакера 22.
Как показано на чертеже, нижняя часть колонны 20 НКТ проходит через множество пакеров 22. Верхний пакер 22 обычно размещен в обсаженном участке 21 ствола скважины, а нижние пакеры 22 размещены в необсаженном участке 23 ствола скважины. При таком расположении верхний пакер 22 может быть пакером для заканчивания скважины, например канальным пакером, а нижние пакеры 22 могут быть заколонными пакерами для изоляции зон, например пакерами с увеличенным диаметром.
Как показано на фиг.1, скважина 12 пересекает пласт 13 между верхним пакером 22 и следующим ниже расположенным пакером 22, пласт 15 скважина пересекает между расположенными ниже пакерами 22. Таким образом, пакеры 22 изолируют пласты 13 и 15 друг от друга, по меньшей мере, в скважине 12. Скважинная установка 10 содержит множество клапанов 24, расположенных на нижней колонне 20 НКТ между верхним пакером и следующим, расположенным ниже, пакером 22 и между двумя нижними пакерами 22.
Один клапан 24а, таким образом, управляет потоком в пласт/из пласта 13, а другой клапан 24b управляет потоком в пласт/из пласта 15. Каждый клапан 24 обеспечивает выборочное сообщение кольцевого пространства скважины 12, примыкающего к соответствующему пласту 13 и 15, и внутреннего пространства нижней колонны 20 (например, по меньшей мере, через один канал 30 в нижней колонне 20 НКТ).
Каждый клапан 24 может быть включен в нижнюю часть колонны 20 НКТ без дополнительного оборудования или может быть интегрирован с дополнительным оборудованием. Например, клапан 24, показанный на фиг.1, интегрирован с песочным фильтром 32, поэтому клапан 24 выборочно управляет потоком между внутренней полостью песочного фильтра 32 и внутренней полостью нижней колонны 20. Клапан 24 может приводиться в действие различными способами, включая беспроводное управление (беспроводные сигналы) механически, электрически или гидравлически. На фиг.1 показана гидравлическая линия 34 управления, проходящая вдоль скважинной установки 10 через два пакера 22 и на каждый клапан 24. В этом варианте клапанами 24 управляют изменением давления, обычно с поверхности земли, по управляющей линии 34.
Вдоль скважинной установки 10 также размещена распределенная система 36 датчиков. Система 36 датчиков может содержать оптоволоконную систему, содержащую оптоволоконный кабель 38, проходящий по длине кожуха 18 и сквозь большинство пакеров 22 или сквозь все пакеры 22. Поверхностное устройство 37 для сбора данных может излучать световые импульсы, считывать сигналы, отраженные от оптического волокна 38, и определять температурный профиль на пластах 13 и 15 для анализа параметров, потоков флюида, например, для определения прорыва воды в скважину в любой точке. Если произошел прорыв воды в скважину, пользователь может предпочесть заглушить или запереть соответствующий клапан 24 (например, изменив давление в управляющей линии 34). Оптоволоконный кабель может быть размещен внутри линии управления DTS, например, прокачиванием кабеля вместе с линией управления, используя флюид.
При размещении скважинной установки 10 кожух 18 лифтовой колонны, нижняя колонна 20, клапан 24, пакеры 22, линия управления 34 и оптоволоконный кабель 38 размещаются совместно. Когда верхний пакер 22 достигает требуемого положения, пакеры 22 крепятся, например, механическим или гидравлическим приведением в действие или посредством беспроводного входного сигнала. На колонне 44, например на спусковой колонне или на сворачиваемых трубах НКТ, может устанавливаться электрическая система 40 погружного насоса с силовым кабелем 42, выходящим на поверхность, при этом насос размещается внутри защитного кожуха и над верхним пакером 22. Система 40 может способствовать искусственной добыче и подъему пластовых флюидов из пластов 13 и 15.
В варианте по фиг.2 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.1. Многие компоненты на фиг.2 совпадают с компонентами на фиг.1 с некоторыми отличиями, описанными ниже. Например, защитный кожух 18 на фиг.2 содержит посадочный участок 50, например отшлифованное гнездо, которое может быть расположено непосредственно над верхним пакером 22. Насосный узел 52, содержащий насосную систему 54, кожух 56 насоса и уплотняющий узел 58, размещен внутри защитного кожуха 18 путем спуска трубопровода 60, например, сворачиваемых труб, с силовым кабелем 61 для подачи питания на насосную систему 54. Насосная система 54 может являться системой погружного электрического насоса. Насосный узел 52 опускают в кожух 18, пока уплотняющий узел 58 не войдет во взаимодействие с посадочным участком 50 и не образует вместе с ним уплотнение. При активации насосная система 54 облегчает поток флюида из пластов 13 и 15 через кожух 56 насоса и по кольцевому пространству из насосной системы 54 так, что флюид поднимается снаружи от трубопровода 60, но внутри защитного кожуха 18. Насосный узел 52 по желанию может размещаться в скважинной установке 10 и извлекаться из нее.
На фиг.3 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.1. В этом варианте нижняя секция 16 и верхняя секция 14 скважинной установки выполнены как отдельные части. Кроме того, между верхней и нижней секциями скважинной установки имеется гидроизолирующий разъем, вариант которого более подробно будет описан ниже. Гидроизолирующий разъем может содержать гидравлическую линию, внутри которой проходит оптоволоконный кабель, гидроизолирующий разъем оптоволоконного кабеля, гидроизолирующий электрический разъем для датчиков давления, температуры и управляющих клапанов или гидроизолирующий гидравлический разъем для передачи гидравлических сигналов, например, на управляющие клапаны. В этом варианте защитный кожух 18 не используется. Кроме того, может иметься канал сквозь верхнюю секцию 14 для пропускания механических перемещающих инструментов для приведения в действие управляющих клапанов. Таким образом, клапан 24 можно приводить в действие механически, поэтому управляющая линия 34 отсутствует. Кроме того, оптоволоконный кабель 38 или оптоволоконный кабель 38, заключенный в линии управления, первоначально не выходят на поверхность. Кабель и/или линия управления сначала проходят от положения над верхним пакером 22 сквозь пакеры 22 и через пласты 13 и 15. В этом варианте нижняя колонна 20 НКТ содержит увеличенный участок 70, который проходит через верхний пакер 22. Увеличенный участок может содержать отшлифованное гнездо 71.
Когда пакеры 22 и нижняя колонна 20 НКТ установлены в нужное положение в скважине, верхняя секция 14 опускается в скважину 12. В этом варианте верхняя секция 14 содержит лифтовую колонну 74 с перепускным каналом 76, Y-образный блок 77, верхний участок 78 оптоволоконного кабеля или управляющей линии, уплотняющий узел 80 и участок замка 82. Замковый участок 82 верхней секции 72 скважинной установки сопрягается и запирается с ответным запирающим участком 83, расположенным над верхним пакером 22, тогда как уплотняющий узел 80 вступает в уплотняющее взаимодействие с увеличенным участком 70 нижней колонны 20 НКТ и внутри нее. Одновременно часть 84а гидроизолирующего разъема верхнего участка 78 оптоволоконного кабеля или управляющей линии переходит в гидравлическое сообщение с ответной частью 84b гидроизолирующего разъема, соединенной с оптоволоконным кабелем или управляющей линией 38. Если используется только оптоволоконный кабель, то гидроизолирующий разъем является оптоволоконным гидроизолирующим разъемом. Если оптоволоконный кабель размещен внутри управляющей линии, то гидроизолирующий разъем может быть гидравлическим разъемом, а оптоволоконный кабель можно затем пропустить по внутренней полости соединенной управляющей линии. В других вариантах гидроизолирующий разъем также может быть разъемом для передачи гидравлических сигналов или электрическим гидроизолирующим разъемом. Сопрягаемые запирающие участки 82 и 83 также могут работать как направляющие и ориентировать части 84a и 84b гидроизолирующего разъема для правильного зацепления.
Насосная система 86 расположена в Y-образном блоке 77 и может устанавливаться с возможностью извлечения с помощью перепускного канала 76 и выбивающего инструмента (не показан), как известно специалистам. Таким образом, всю верхнюю секцию 14 скважинной установки можно устанавливать выборочно и интегрировать с остальной частью скважинной установки 10, например с нижней секцией 16 скважинной установки. Более того, поскольку насосная система 86 расположена в Y-образном блоке 77, для механического изменения положения клапанов 24 по мере необходимости можно использовать сдвигающий инструмент (не показан), пропускаемый через основное проходное сечение лифтовой колонны 74 в нижнюю колонну 20 НКТ.
В варианте по фиг 4 подобные элементы обозначены теми же позициями, что и на фиг.3. В этом варианте, однако, система 36 датчиков размещена в лифтовой колонне 74 и в нижней колонне 20 НКТ. Кроме того, в этом варианте система 36 датчиков содержит трубопровод 90, например, из сворачиваемых труб, с размещенным в нем оптоволоконным кабелем 38 или оптоволоконным кабелем 38, размещенным внутри управляющей линии 90, плотно заблокированным в основном проходном сечении лифтовой колонны 74 пробкой 92, расположенной между трубопроводом 90 и окружающей стенкой перепускного канала 76. Трубопровод 90 может опускаться вместе с верхней секцией 14 скважинной установки или после спуска верхней секции 14. В любом случае трубопровод 90 и заключенный в нем оптоволоконный кабель 38 проходят в нижней колонне 20 НКТ через пласты 13 и 15.
Вариант скважинной установки 10 по фиг.5 несколько отличается от предыдущих вариантов, хотя он обеспечивает в некоторой степени функциональность, подобную этим предыдущим вариантам. На первоначальном этапе в скважину 12 спускают секцию 100 для предотвращения поступления песка. Как и в предыдущих вариантах, секция 100 для предотвращения поступления песка содержит пакеры 22, которые уплотняют и крепят секцию 100 к обсаженному участку 21 и необсаженному участку 23 скважины 12. Секция 100 содержит по меньшей мере один песочный фильтр 102, содержащий песочный фильтрующий элемент 104 и основную трубу 106 фильтра (что широко известно в отрасли).
Скважинная установка 10 также содержит трубопровод 110, который спускается позже и вставляется в секцию 100 для противодействия поступлению песка. Трубопровод 110 содержит нижнюю колонну 20 НКТ, которая прикреплена к лифтовой колонне 74, которая в свою очередь содержит Y-образный блок 77, насос 86 и перепускной канал 76. Механические клапаны 24 размещены вдоль нижней колонны 20 так, что каждый клапан 24 сообщается с соответствующим пластом, например пластами 13 и 15, когда трубопровод 110 правильно вставлен в секцию 100 для предотвращения поступления песка. В этом варианте клапаны 24 могут содержать механические сдвижные муфты или гидравлические или электрические дроссели. Вдоль нижней колонны 20 также установлен по меньшей мере один уплотняющий узел 112 для изоляции участков между клапанами 24 и тем самым изоляции пластов 13 и 15. В одном варианте каждый уплотняющий узел 112 плотно и с возможностью скольжения взаимодействует с внешней поверхностью нижней колонны 20 для обеспечения необходимой изоляции. В одном варианте каждый уплотняющий узел 112 осуществляет уплотнения с нижней колонной 20 рядом с соответствующим пакером 22.
Оптоволоконный кабель 38 или управляющую линию, в которой проходит такой кабель, спускают в трубопровод 110. В показанном варианте этот кабель или управляющую линию спускают через каналы в уплотняющих узлах 112 и проводят от поверхности через пласты 13 и 15.
Каждый из вариантов скважинной установки 10, описанных выше, облегчает заканчивание многозонной подземной скважины и эксплуатацию такой скважины. Скважинная установка включает комбинацию компонентов, которую можно спускать в скважину как единую скважинную установку или как части скважинной установки, содержащие разные компоненты. Каждый вариант скважинной установки объединяет использование распределенной системы датчиков, например распределенной системы датчиков температуры, с по меньшей мере одним клапаном регулирования потока, которой можно легко управлять без проведения операций внутри скважины или с проведением недорогих операций внутри скважины. Такая комбинация облегчает эффективную эксплуатацию разнообразных скважин.
Более того, каждая скважинная установка может содержать насосную систему, которая позволяет осуществлять искусственный подъем и добычу флюидов из пластов 13 и 15. В каждом из этих вариантов насосная система является селективно извлекаемой из скважинной установки и не требует извлечения остальной части скважинной установки 10 из скважины.
Комбинация пакеров 22 (уплотняющих узлов 112 на фиг.5) с клапанами 24 еще более облегчает эффективную эксплуатацию скважины. Пакеры 22 позволяют выборочно изолировать и обсаженные и необсаженные участки скважины, примыкающие к множественным пластам. Клапаны 24 взаимодействуют с пакерами 22, позволяя осуществлять независимое управление потоком из пластов (или в пласты), например пластов 13, 15, без операций внутри скважины или с минимальными операциями внутри скважины. Клапаны 24 по фиг.1 и 2 приводятся в действие гидравлически и поэтому могут заглушаться, открываться и закрываться без внутрискважинных операций. Клапаны 24 по фиг.3-5 приводятся в действие механически и, следовательно, могут заглушаться, открываться и закрываться с минимальными внутрискважинными операциями. Использование Y-образного блока 77 в варианте по фиг.3-5 позволяет проводить операции с клапанами без необходимости извлечения какой-либо части скважинной установки 10 и при необходимости без подъема насосной системы. Клапаны 24 могут быть автономными (фиг.5) или интегрированными с другим оборудованием, например песочными фильтрами (фиг.1-4).
Скважинные установки 10 имеют распределенную систему 36 датчиков, например распределенную систему датчиков температуры, которую можно спускать в скважину как часть любой из скважинных установок 10. Система 36 датчиков позволяет осуществлять мониторинг параметров потока флюида, связанных с движением флюида по скважине для создания обратной связи для оператора. Эта обратная связь позволяет оператору скважины регулировать положение клапанов 24 для обеспечения поддержания добычи без вредных событий, таких как прорыв воды. В некоторых вариантах система 36 датчиков может быть полностью развернута вместе с по меньшей мере частью скважинной установки 10. В других вариантах система 36 датчиков может быть развернута частями, которые соединяются в скважине, например, через гидроизолирующие разъемы.
Соответственно, хотя выше были подробно описаны лишь некоторые варианты настоящего изобретения, специалисты легко поймут, что в предложенное решение могут быть внесены многочисленные изменения, не выходящие за пределы сути настоящего изобретения. Такие изменения включены в объем настоящего изобретения, который определен прилагаемой формулой.
Изобретение относится к заканчиванию подземной скважины. Обеспечивает создание системы и способа для заканчивания подземной скважины, обеспечивающих улучшение эффективного управления потоком флюида из одного или нескольких пластов или в один или несколько пластов. Сущность изобретения: установка и способ предусматривают нижнюю колонну насосно-компрессорных труб, включающую по меньшей мере один клапан, выполненный с возможностью спуска в скважину, и находящуюся в уплотняющем взаимодействии c по меньшей мере одним пакером. При этом по меньшей мере один клапан расположен под по меньшей мере одним пакером и сообщен по меньшей мере с одним пластом. Имеется верхняя секция, содержащая насос, выполненный с возможностью выборочного спуска в скважину и его извлечения, а также распределенная система датчиков, проходящая через по меньшей мере один пласт с возможностью измерения температурного профиля на по меньшей мере одном пласте. Предусмотрен вариант установки с дополнительными решениями относительно вышеописанной установки. 3 н. и 25 з.п. ф-лы, 5 ил.
размещение нижней колонны насосно-компрессорных труб в скважине вблизи пласта; функциональное уплотнение нижней колонны насосно-компрессорных труб относительно скважины с помощью пакера; размещение по меньшей мере одного клапана на нижней колонне насосно-компрессорных труб и под пакером; выборочный спуск в скважину насоса с возможностью его извлечения; измерение температурного профиля на по меньшей мере одном пласте.
