ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИНЫ Российский патент 2020 года по МПК E21B43/10 E21B17/00 E21B33/128 

Область техники, к которой относится изобретение

Данное изобретение относится к снаряду для заканчивания скважины, предназначенному для опускания в скважину, расположенную в пласте, через устьевое оборудование скважины или противовыбросовый превентор, содержащему обсадную колонну и буровую трубу. Более того, изобретение относится к способу заканчивания для заканчивания обсадной колонны. Кроме того, изобретение относится к комплекту для заканчивания скважины, предназначенному для изготовления снаряда для заканчивания скважины согласно данному изобретению.

Уровень техники

Работы по заканчиванию скважины являются очень дорогостоящими по причине высокой стоимости материалов, рабочей силы, расходов на выполнение требований по технике безопасности и на аренду буровой платформы. Аренда буровой платформы в день обходится очень дорого, и в прошлом предпринимались попытки разработать усовершенствованный элемент для заканчивания скважины, чтобы сделать процесс заканчивания скважины более простым и, соответственно, сократить время данного процесса. Также, делались попытки по усовершенствованию оборудования для заканчивания скважины с тем, чтобы сократить время, затрачиваемое на введение в эксплуатацию существующих элементов для заканчивания скважины.

Несмотря на известные улучшения, продолжается работа по снижению затрат и, особенно, по сокращению количества дней, в течение которых необходимо использовать буровую платформу.

Раскрытие сущности изобретения

Задача данного изобретения заключается в том, чтобы полностью или частично преодолеть вышеуказанные недостатки предшествующего уровня техники. Более конкретно, задача заключается в том, чтобы обеспечить усовершенствованный снаряд для заканчивания скважины, предназначенный для опускания в скважину, который позволяет заканчивать скважины быстрее, чем известные снаряды, и, при этом, соответствует требованиям техники безопасности.

Вышеперечисленные задачи вместе с многочисленными другими задачами, преимуществами и свойствами, которые очевидны из нижеследующего описании, реализованы посредством решения согласно данному изобретению с помощью снаряда для заканчивания скважины, предназначенного для опускания в скважину, расположенную в пласте, через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор либо от устьевого оборудования или противовыбросового превентора, содержащего:

- обсадную колонну, имеющую первый конец,

- буровую трубу, имеющую первый конец и второй конец, проходящую через устьевое оборудование скважины или противовыбросовый превентор, и соединенную с возможностью отсоединения первым концом с обсадной колонной и, тем самым, удерживающую обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину,

причем обсадная колонна содержит:

- группу трубчатых секций, при этом по меньшей мере две секции представляют собой секции затрубного барьера, причем каждая секция содержит, по меньшей мере один затрубный барьер, при этом затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга, причем каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту, окружающую трубную часть, при этом разжимная муфта соединена с трубной частью, причем трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие для входа флюида под давлением с тем, чтобы расширить муфту,

- второй конец, который закрыт,

при этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство для создания давления, соединенное посредством флюида со вторым концом буровой трубы, создающее давление флюида внутри буровой трубы и внутри обсадной колонны, которое по существу выше, чем давление пластового флюида, служащее для расширения разжимной муфты по меньшей мере двух секций затрубного барьера.

Благодаря возможности по существу одновременного расширения затрубного барьера в процессе работы и расширения разжимных муфт барьеров, процесс заканчивания скважины можно завершить значительно быстрее, чем при использовании известных снарядов для заканчивания скважины. Таким образом, дорогостоящую буровую платформу можно отсоединить от местоположения скважины, предназначенной для заканчивания, и заменить ее менее дорогостоящей буровой платформой. Благодаря сокращению количества дней использования дорогостоящей буровой платформы значительно снижаются расходы на создание скважины. Буровую платформу арендуют на определенное количество дней, и благодаря данному изобретению возможно сократить время аренды дорогостоящей буровой платформы по меньшей мере на 10-15 дней.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, снаряд для заканчивания скважины, предназначенный для опускания в скважину, расположенную в пласте, через устьевое оборудование скважины или противовыбросовый превентор, может содержать:

- обсадную колонну, имеющую первый конец,

- спускной инструмент, проходящий через устьевое оборудование скважины или противовыбросовый превентор и соединенный с возможностью отсоединения с первым концом обсадной колонны и, тем самым, удерживающий обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину,

причем обсадная колонна содержит:

- группу трубчатых секций, при этом по меньшей мере две секции представляют собой секции затрубного барьера, причем каждая секция содержит, по меньшей мере один затрубный барьер, при этом затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга, причем каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту, окружающую трубную часть, при этом разжимная муфта соединена с трубной частью, причем трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие для входа флюида под давлением с тем, чтобы расширить муфту,

- второй конец, который закрыт,

при этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство для создания давления, соединенное посредством флюида со спускным инструментом, создающее давление флюида внутри обсадной колонны, которое по существу выше, чем давление пластового флюида, служащее для расширения разжимной муфты по меньшей мере двух секций затрубного барьера.

При использовании спускного инструмента обсадная колонна может представлять собой кондукторную колонну, при этом по-прежнему возможно по существу одновременное расширение разжимных муфт барьеров, поэтому работы по заканчиванию скважины можно выполнить значительно быстрее, чем при использовании известных снарядов для заканчивания скважины.

Разжимные муфты могут быть расширены по существу одновременно с повышением давления в обсадной колонне изнутри.

Более того, буровая труба может быть соединена с возможностью отсоединения с обсадной колонной посредством спускного инструмента.

Дополнительно, буровая труба может иметь наибольший внешний диаметр, который меньше, чем наибольший внешний диаметр обсадной колонны.

Согласно одному из вариантов осуществления изобретения, одна из трубчатых секций может представлять собой секцию управления входящим потоком, имеющую трубную часть.

Также, одна из секций управления входящим потоком может представлять собой клапанную секцию, имеющую клапаны управления входящим потоком.

Более того, секция управления входящим потоком может быть расположена между секциями затрубного барьера.

Дополнительно, секция управления входящим потоком может содержать клапан для гидроразрыва пласта.

Более того, секция управления входящим потоком может содержать клапан управления входящим потоком, расположенный в трубной части.

Дополнительно может быть установлена муфта, которая расположена так, чтобы скользить или вращаться между открытым положением напротив отверстия для гидроразрыва пласта клапана для гидроразрыва пласта, и закрытым положением или сжатым положением.

Согласно другому варианту осуществления изобретения, снаряд для заканчивания скважины может дополнительно содержать муфту, выполненную с возможностью скольжения вдоль оси обсадной колонны напротив секции управления входящим потоком для того, чтобы герметизировать секцию управления входящим потоком при расширении разжимных муфт.

Более того, вышеописанный снаряд для заканчивания скважины может содержать муфту, выполненную с возможностью скольжения вдоль оси обсадной колонны или вращения внутри обсадной колонны напротив секции управления входящим потоком.

Благодаря способности скользящих муфт закрывать секцию управления входящим потоком и, таким образом, предотвращать выход флюида, находящегося под давлением внутри обсадной колонны, через клапан управления входящим потоком или отверстие, разжимные муфты можно расширять во время работы, даже если обсадная колонна содержит клапаны управления входящим потоком или отверстия в секции управления входящим потоком.

Более того, трубная часть может иметь внутреннюю поверхность, а муфта может иметь внешнюю поверхность, расположенную напротив внутренней поверхности трубной части, и муфта может содержать уплотнительные элементы, расположенные в пазах на внешней поверхности муфты.

Более того, секция управления входящим потоком может содержать секцию входящего потока, имеющую по меньшей мере одно отверстие шириной w_o в осевом направлении, при этом уплотнительный элемент может иметь ширину w_s, которая больше ширины w_o отверстия.

Уплотнительные элементы могут представлять собой уплотнительные кольца, шевронные уплотнения или аналогичные уплотнения.

Также, одна из трубчатых секций может представлять собой секцию, содержащую только трубную часть.

Одна из трубчатых секций может содержать фиксирующее устройство, предназначенное для крепления обсадной колонны к пласту.

Фиксирующее устройство может содержать трубную часть и фиксирующий узел, выступающий из трубной части в направлении пласта в результате активации посредством давления флюида, действующего изнутри обсадной колонны.

Указанное фиксирующее устройство может содержать трубную часть и фиксирующий узел, выступающий из трубной части в направлении пласта в результате активации посредством электродвигателя, генератора усилий, операционного устройства или аналогичного средства, действующего изнутри обсадной колонны.

Далее, фиксирующее устройство может представлять собой затрубный барьер, содержащий фиксирующий элемент, выступающий из разжимной муфты в направлении пласта в результате активации посредством давления флюида, действующего изнутри обсадной колонны.

Более того, затрубный барьер может содержать клапан, расположенный в отверстии, а обсадная колонна может содержать средство

для закрытия второго конца.

Дополнительно, средство для закрытия второго конца может представлять собой шар, сброшенный в посадочное место во втором конце обсадной колонны.

Также, данное изобретение относится к способу заканчивания для заканчивания обсадной колонны согласно приведенному выше описанию, содержащему следующие этапы:

- монтаж на буровой платформе или судне трубчатых секций в первую часть обсадной колонны,

- опускание первой части обсадной колонны в направлении скважины,

- монтаж трубчатых секций во вторую часть обсадной колонны,

- подсоединение второй части обсадной колонны к первой части,

- опускание второй части обсадной колонны вместе с первой частью,

- подсоединение буровой трубы к обсадной колонне и, таким образом, удержание обсадной колонны при опускании обсадной колонны в скважину, причем обсадная колонна содержит по меньшей мере две секции затрубного барьера,

- опускание буровой трубы в скважину до расположения обсадной колонны в заданном положении,

- увеличение давления в буровой трубе и обсадной колонне,

- по существу одновременное расширение разжимных муфт затрубного барьера каждой секции затрубного барьера.

Способ заканчивания может дополнительно содержать этап отсоединения буровой трубы.

Благодаря этому, дорогостоящую буровую платформу можно отсоединить от местоположения скважины, предназначенной для заканчивания, и заменить ее менее дорогостоящей буровой платформой.

Дополнительно, способ заканчивания может содержать этап опускания эксплуатационной колонны в скважину.

Более того, способ заканчивания может дополнительно содержать этап крепления эксплуатационной колонны к обсадной колонне.

Крепление эксплуатационной колонны можно выполнять путем нагнетания пакера вокруг эксплуатацилонной колонны.

Далее, способ заканчивания может содержать этап подсоединения секции управления входящим потоком к обсадной колонне.

Также, способ заканчивания может содержать этапы подсоединения фиксирующего устройства к обсадной колонне и активации фиксирующего узла фиксирующего устройства в скважине, причем этап активации фиксирующего узла можно выполнять по существу одновременно с этапом расширения разжимной муфты.

Способ заканчивания может содержать этапы открытия клапана для гидроразрыва пласта и гидроразрыва пласта посредством флюида под давлением, поступающего изнутри обсадной колонны с тем, чтобы осуществить разрыв пласта.

Также, способ заканчивания может содержать этап закрытия муфты для гидроразрыва пласта.

Дополнительно, способ заканчивания может содержать этап скользящего перемещения скользящей муфты в осевом направлении с тем, чтобы активировать секцию управления входящим потоком.

Способ заканчивания, описанный выше, может дополнительно содержать этапы добычи флюида, содержащего углеводороды, из пласта через входные задвижки клапана или секцию управления входящим потоком.

Более того, способ заканчивания может дополнительно содержать этап прохождения флюида, содержащего углеводороды, через обсадную колонну.

Каждая часть обсадной колонны может содержать по меньшей мере три трубчатые секции.

Более того, данное изобретение относится к комплекту для заканчивания скважины, предназначенному для изготовления снаряда для заканчивания скважины, описанного выше, содержащему контейнер, содержащий:

- группу трубчатых секций в виде секций затрубного барьера,

- группу трубчатых секций в виде секций управления входящим потоком.

Контейнер может содержать по меньшей мере одно фиксирующее устройство.

Дополнительно, контейнер может содержать группу трубчатых секций, содержащих только трубную часть.

Краткое описание чертежей

Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых для иллюстрации показаны некоторые не ограничительные варианты осуществления изобретения, и на которых:

на фиг. 1 показана буровая платформа после бурения скважины с установленным противовыбросовым превентором, в период монтажа первой части обсадной колонны из трубчатых секций,

на фиг. 2 показана первая часть обсадной колонны, расположенная в вышке перед опусканием в скважину с одновременным монтажом второй части обсадной колонны,

на фиг. 3 показана вторая часть обсадной колонны, подсоединяемая к первой части, во время монтажа третьей части обсадной колонны,

на фиг. 4 показаны части обсадной колонны, опускаемой в скважину,

на фиг. 5 показана обсадная колонна после расширения затрубных барьеров и активации анкерного крепления,

на фиг. 6 показана обсадная колонна в скважине и отсоединенная буровая труба,

на фиг. 7 показана законченная скважина с обсадной колонной и направляющей обсадной колонной,

на фиг. 8 показано горизонтальное заканчивание,

на фиг. 9 в разрезе показан снаряд для заканчивания скважины,

на фиг. 10 в разрезе показана секция управления входящим потоком,

на фиг. 11 показана скользящая муфта в закрытом положении,

на фиг. 12 показано фиксирующее устройство,

на фиг. 12а и 12b показано еще одно фиксирующее устройство,

на фиг. 13 показан комплект для заканчивания,

на фиг. 13А и 13В в поперечном разрезе показаны два продольных вида секции 120 управления входящим потоком.

Все чертежи выполнены схематически и не обязательно с соблюдением масштаба, при этом показаны только те части, которые нужны для пояснения изобретения, другие части не показаны или показаны без объяснения.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 показана буровая платформа 50 после окончания бурения скважины 6 в пласте 7, и после установки противовыбросового превентора (ВОР) 51 или устьевого оборудования 51. На платформе три трубчатые секции 101 смонтированы в виде одной части обсадной колонны на первом кране 107. После монтажа трех трубчатых секций 101 в первую часть обсадной колонны 104, первую часть перемещают посредством первого крана 107 в вышку 106 для бурения, при этом три другие трубчатые секции 101 монтируют во вторую часть обсадной колонны 104 на втором кране 108, как показано на фиг. 2.

Далее, вторую часть обсадной колонны 104 перемещают посредством второго крана 108 в вышку 106 для бурения, после чего вторую часть обсадной колонны 104 присоединяют к первой части обсадной колонны 104. В процессе соединения первой части со второй частью монтируют третью часть из трех трубчатых секций 101, как показано на фиг. 3. Данный процесс повторяют и заканчивают тогда, когда обсадная колонна 104 содержит нужное количество трубчатых секций 101.

Как показано на фиг. 4, обсадная колонна 104 смонтирована так, что содержит все свои трубчатые секции 101. Обсадная колонна соединена своим первым концом 105 с первым концом 103 буровой трубы 102, удерживающей обсадную колонну при опускании обсадной колонны 104 в скважину 109, образуя, таким образом, снаряд 100 для заканчивания скважины. Когда снаряд 100 для заканчивания скважины расположен в заданном положении в скважине 6, в буровой трубе 102 создают давление с буровой платформы с тем, чтобы закрепить обсадную колонну 104 в скважине 6. Согласно другому варианту осуществления изобретения, буровая платформа может представлять собой судно.

Обсадная колонна 104 содержит группу трубчатых секций 101, при этом по меньшей мере две секции представляют собой секции 110 затрубного барьера, причем каждая секция содержит по меньшей мере один затрубный барьер. Затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга, причем каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту 116, окружающую трубную часть 4, при этом трубная часть 4 образует часть обсадной колонны 104 и имеет отверстие 118 для входа флюида под давлением с тем, чтобы расширить муфту. Обсадная колонна 104 закрыта у своего второго конца 111. Для создания давления в буровой трубе 102 снаряд 100 для заканчивания скважины содержит устройство 119 для создания давления, соединенное со вторым концом 112 буровой трубы 102, создающее давление флюида обсадной трубы внутри буровой трубы 102 и внутри обсадной колонны 104. Таким образом, устройство для создания давления 119 находится над устьевым оборудованием скважины, предпочтительно на буровой платформе или судне. Для расширения разжимной муфты 116 затрубных барьеров, давление флюида обсадной колонны Рс внутри буровой трубы 102 намного выше, чем давление Pf пластового флюида. Таким образом, разжимные муфты 116 расширяются за одну операцию и по существу одновременно. Второй конец 111 обсадной колонны 104 можно закрыть путем сброса шара вниз буровой трубы 102 так, чтобы упавший шар укрепился в посадочном месте на втором конце 111 обсадной трубы 104.

Благодаря возможности по существу одновременного расширения затрубного барьера во время работы и расширения разжимных муфт 116 барьеров, работы по заканчиванию скважины можно завершить значительно быстрее, чем при использовании известных снарядов для заканчивания скважины. Таким образом, дорогостоящую буровую платформу можно отсоединить от местоположения скважины, предназначенной для заканчивания, и заменить ее менее дорогостоящей буровой платформой. Благодаря сокращению количества дней использования дорогостоящей буровой платформы значительно снижаются расходы на создание скважины. Буровую платформу арендуют на определенное количество дней, и благодаря данному изобретению возможно сократить время аренды дорогостоящей буровой платформы по меньшей мере на 10-15 дней.

Как показано на фиг. 5, буровая труба имеет наибольший внешний диаметр, который меньше, чем наибольший внешний диаметр обсадной колонны, при этом буровая труба соединена с возможностью отсоединения с обсадной колонной, предпочтительно посредством спускного инструмента 53.

Снаряд 100 для заканчивания скважины дополнительно содержит трубчатые секции 101, имеющие фиксирующее устройство 113, предназначенное для крепления обсадной колонны 104 к пласту 7. Как показано на фиг. 5, в буровой трубе 102 и обсадной колонне 104 создано давление, а затрубный барьер и фиксирующие устройства 113 расширены. Разжимная муфта 116 затрубного барьера расширяется до тех пор, пока не упрется во внутреннюю поверхность скважины 6 с тем, чтобы изолировать эксплуатационную зону. Фиксирующие устройства 113 или анкерные крепления расширяются до тех пор, пока не закрепятся жестко в пласте 7, причем данное действие представляет собой одну операцию с операцией по расширению муфты затрубных барьеров и, выполняется по существу одновременно с расширением муфт. Фиксирующее устройство 113 содержит трубную часть 4 и фиксирующий узел 20, выступающий из трубной части в направлении пласта 7 в результате активации посредством давления флюида, действующего изнутри обсадной колонны 104. Назначение анкерных креплений состоит в фиксации обсадной колонны 104 в ее осевом направлении таким образом, чтобы не нарушить изоляционные свойства затрубных барьеров при расширении затрубных барьеров и/или при добыче углеводородов.

После расширения затрубных барьеров и анкерных креплений буровую трубу 102 отсоединяют от обсадной колонны 104 и оставляют обсадную колонну в скважине 6, как показано на фиг. 6. Между эксплуатационной колонной 114 и обсадной колонной 104 устанавливают пакер 115 с тем, чтобы создать второй барьер, как показано на фиг. 7.

На фиг. 1-7 показан снаряд 100 для заканчивания, опускаемый в вертикальную скважину, а на фиг. 8 показан снаряд 100 для заканчивания, опускаемый в горизонтальную скважину, причем обсадная колонна 104 содержит группу секций 110 затрубного барьера. Обсадная колонна 104 далее соединена с эксплуатационной колонной 114 посредством пакера 115 или шевронных уплотнений. Обсадная колонна 104 вставлена в скважину 6 посредством бурильной колонны, и после расположения в заданном положении внутри бурильной колонны 102 и обсадной колонны 104 создают давление посредством устройства 119 для создания давления, расположенного у второго конца 112 буровой трубы 102. Таким образом, затрубные барьеры расширяют за одну операцию и по существу одновременно.

Одна из трубчатых секций 101 снаряда 100 для заканчивания может представлять собой секцию 120 управления входящим потоком или секцию 120 клапана, имеющую клапаны 121, как показано на фиг. 8-11. Секция 120 управления входящим потоком содержит трубную часть 4, в которой расположено отверстие 5 так, чтобы флюид мог протекать из пласта 7 через отверстие 5 в обсадную колонну 104 при добыче углеводородов. В то время, как в обсадной колонне 104 изнутри создают избыточное давление, отверстие секции 120 управления входящим потоком герметизируется посредством скользящей или вращающейся муфты 26. Трубная муфта 26 имеет внешнюю поверхность 8, при этом муфта выполнена с возможностью скольжения в осевом направлении 28 или с возможностью вращения по окружности вдоль внутренней поверхности 3. На фиг. 10 и 11 показана муфта 26, выполненная в виде скользящей муфты, во втором положении, в котором она предотвращает прохождение флюида через отверстие. Секция 120 управления входящим потоком расположена между секциями 110 затрубного барьера так, что затрубные барьеры изолируют эксплуатационную зону, и нефть из пласта 7 может протекать через секцию 120 управления входящим потоком. В последующем описании, для упрощения муфта описана как скользящая муфта, но скользящая муфта легко может быть заменена на вращающуюся муфту.

Благодаря возможности скользящих муфт 26 закрывать клапан или секцию 120 управления входящим потоком и, таким образом, предотвращать вытекание флюида, находящегося под давлением внутри обсадной колонны 104, через клапан или клапан 121 управления входящим потоком или отверстие, разжимные муфты 116 можно расширить при работе, даже если обсадная колонна 104 содержит клапаны 121 управления входящим потоком или отверстия в клапане или в секции 120 управления входящим потоком.

Скользящая муфта 26 дополнительно содержит уплотнительный элемент 9, который соединен с муфтой и расположен в проходящих по окружности пазах 10 на внешней поверхности 8. Как показано на фиг. 11, отверстие 5 имеет ширину в осевом направлении 28 трубной части 4, а уплотнительный элемент 9 имеет ширину, большую, чем ширина отверстия 5. Так как ширина уплотнительного элемента больше, чем ширина отверстия, уплотнительный элемент 9 не застревает при прохождении скользящей муфты 26 через отверстие 5.

Скользящая муфта 26 имеет внутреннюю поверхность и зубцы на внутренней поверхности, предназначенные для того, чтобы муфту можно было переместить в углубление 27 посредством ключевого инструмента, который входит в контакт с зубцами и заставляет муфту скользить в осевом направлении вдоль внутренней поверхности углубления 27. Уплотнительные элементы 9 расположены на осевом расстоянии друг от друга, которое больше, чем ширина отверстия, поэтому уплотнение во второй позиции расположено на противоположных сторонах отверстия и, таким образом, уплотняет отверстие. Уплотнительный элемент представляет собой шевронное уплотнение.

Скользящая муфта 26 показана в закрытом положении, в котором она предотвращает прохождение флюида из клапана управления входящим потоком 121, находящимся в отверстии, в обсадную колонну, а также предотвращает вытекание флюида из обсадной колонны через клапан 121 управления входящим потоком. Скользящие муфты 26 расположены напротив клапанов с возможностью скольжения между открытым положением и закрытым положением так, что муфты скользят вперед и назад в углублениях 27, расположенных в стенке обсадной колонны, и образуют часть толщины стенки.

При расположении скользящей муфты 26 напротив клапана или отверстия в виде части стенки обсадной колонны, скользящую муфту 26 можно закрыть при нагнетании давления внутри обсадной колонны 4 для выполнения операции, для которой требуется наличие флюида под высоким давлением, например, для расширения затрубных барьеров. После окончания выполнения операции, для которой требуется наличие высокого давления, скользящую муфту 26 можно открыть, и флюид из затрубного пространства может протекать в обсадную колонну через клапан.

Как показано на фиг. 10, секция 120 клапана содержит клапан 121 управления входящим потоком, расположенный в отверстии 5 трубной части 4. Клапан 121 управления входящим потоком может представлять собой любой тип клапана для ограничения потока, например, дроссельный клапан, клапан постоянного потока, штуцер переменного диаметра, паровой клапан или фракционный клапан. Как показано на фиг. 10, клапан 121 управления входящим потоком представляет собой клапан постоянного потока, имеющий диафрагму 12А, 12В, действующую в направлении посадочного места 35 и мембраны 31 для управления потоком через фильтр 29, а далее наружу в обсадную колонну 104, если поток не перекрыт скользящей муфтой 26.

Одна скользящая муфта может перекрывать несколько отверстий и/или устройств управления входящим потоком. Отверстия могут быть расположены друг за другом как по окружности обсадной колонны, так и вдоль осевого направления обсадной колонны.

На фиг. 9 изображена часть обсадной колонны, имеющая три трубчатые секции 101. Между двумя секциями барьера также расположен клапан или секция 120 управления входящим потоком так, что затрубные барьеры изолируют эксплуатационную зону, и скважинный флюид поступает в обсадную колонну 104 через клапан или секцию 120 управления входящим потоком. Клапан или секция 120 управления входящим потоком имеет клапан 122 для гидроразрыва пласта, который открывается или переводится в сжатое положение путем скольжения скользящей муфты 26 после того, как внутри обсадной колонны 104 увеличено давление, а пласт 7 разорвался под воздействием флюида под давлением. После этого скользящая муфта 122 может быть снова закрыта, а следующая муфта 26 перемещена для того, чтобы открыть клапан 121 управления входящим потоком.

На фиг. 12 показана трубчатая секция 101, содержащая фиксирующее устройство 113, причем фиксирующее устройство 113 находится в активированном положении. Фиксирующее устройство 113 содержит трубную часть 4, имеющую пустое внутреннее пространство. Трубная часть 4 проходит в осевом направлении и имеет внешнюю поверхность, определяющую границы фиксирующего устройства 113. Фиксирующее устройство 113 дополнительно содержит фиксирующий узел 20, находящийся в активированном состоянии, при этом фиксирующий узел 20 выступает в радиальном направлении относительно трубной части 4. Когда фиксирующий узел 20 находится в выступающем положении, фиксирующее устройство 113 может выдерживать нагрузку, создаваемую обсадной колонной 104.

Фиксирующий узел 20 содержит первый конец и второй конец, которые могут быть перемещены относительно друг друга. При активации фиксирующего устройства 113 фиксирующий узел 20 выступает благодаря перемещению первого конца на расстояние "d" по направлению ко второму концу, который зафиксирован относительно трубной части 4.

На фиг. 12 показан фиксирующий узел 20, содержащий хвостовик 126 с щелевыми прорезями, окружающий трубную часть 4. Хвостовик 126 с щелевыми прорезями имеет первый конец и второй конец. Хвостовик 126 с щелевыми прорезями содержит группу прорезей 25, образующих элементы 23, соединяющие первый конец и второй конец. Выступ 127, расположенный рядом с первым концом фиксирующего узла 20, имеет пустое внутреннее пространство, в которое входит конец фиксирующего узла 20. Первый конец хвостовика 126 с щелевыми прорезями расположен внутри внутреннего пространства выступа 127 и выполнен в виде поршня. Второй конец закреплен в углублении 27, образованном краем другого выступа 127. В альтернативном варианте осуществления изобретения второй конец может быть зафиксирован на трубной части 4 путем сварки или любым другим подходящим способом, который будет одобрен специалистом в данной области техники. Внутреннее пространство выступа 127, где расположен первый конец фиксирующего узла 20 или хвостовик 126 с щелевыми прорезями, обеспечивает проход флюида между пустым внутренним пространством трубной части 4 и концом хвостовика 126 с щелевыми прорезями. После активации фиксирующего устройства 113 путем подачи флюида под давлением во внутреннее пространство трубной части 4, флюид проталкивается через проход для флюида, создавая, таким образом, усилие, действующее на поверхность первого конца хвостовика 126 с щелевыми прорезями. Данное усилие направлено в элементы 23, в результате чего элементы 23 выдвигаются, и фиксирующий узел 20 входит в заданное положение.

На фиг. 12а показан вид в поперечном разрезе другого фиксирующего устройства 113 в активированном положении. Как показано на фиг. 12а, фиксирующее устройство 113 содержит затрубный барьер 3, имеющий три фиксирующих элемента 40, выступающих из разжимной муфты 116 в направлении пласта 7 в результате активации посредством давления флюида, действующего через отверстие 118 изнутри обсадной колонны. Разжимная муфта прикреплена своими концами к трубной части 4, 117 посредством соединительных элементов 41. Как показано на фиг. 12b, фиксирующие элементы 40 входят в пласт 7 и, таким образом, крепят обсадную колонну в осевом направлении обсадной колонны.

На фиг. 13А и 13В показана секция 120 управления входящим потоком, выполненная в виде многофункциональной муфты, имеющей две части 70, 71 входящего потока в первой трубной части 4. Между частями входящего потока расположен второй трубчатый элемент 78, выполненный в виде поворотной муфты и контролирующий входящий поток с обеих частей 70, 71 входящего потока. Секция 120 управления входящим потоком содержит первый трубчатый элемент 4, имеющий двенадцать входных отверстий 5, и первую стенку 76, имеющую двенадцать первых осевых каналов 77, проходящих в первой стенке 76 от входных отверстий 5. Под осевыми каналами понимается, что осевые каналы проходят в осевом направлении относительно секции 120 управления входным потоком. Второй трубчатый элемент 78 имеет первый конец 79, второй конец 80 и двенадцать выходных отверстий 81, при этом на фиг. 13А показаны только шесть из них. Второй трубчатый элемент 78 выполнен с возможностью вращения внутри первого трубчатого элемента 4 и имеет вторую стенку 82 с двенадцатью вторыми осевыми каналами 83 (показаны только два), проходящими во второй стенке 82 от первого конца 79 к выходному отверстию 81. Таким образом, каждое выходное отверстие имеет свой собственный второй осевой канал.

Второй трубчатый элемент 78 выполнен с возможностью вращения относительно первого трубчатого элемента 4 по меньшей мере между первым положением, в котором первый канал 77 и второй канал совпадают друг с другом так, что флюид может протекать из залежи в обсадную колонну через первый конец 79 второго трубчатого элемента 78, и вторым положением, в котором первый канал 77 и второй канал не совпадают друг с другом так, что флюид не может протекать в обсадную колонну.

Секция 120 управления входящим потоком также содержит первый пакер 14, расположенный между первым трубчатым элементом 4 и первым концом 79 второго трубчатого элемента 78. Пакер 14 проходит вокруг внутреннего кругового углубления. Пакер 14 содержит сквозные каналы 15 пакера, количество которых совпадает с количеством первых осевых каналов, то есть в данном варианте осуществления изобретения двенадцать каналы 15 пакера совпадают с первыми осевыми каналами 77.

Пакер 14 предпочтительно выполнен из керамики, благодаря чему контактные поверхности пакера 14 можно сделать гладкими, что улучшает герметизирующие свойства пакера 14, так как гладкую контактную поверхность можно плотнее прижать к противоположной поверхности, например, к первому концу 79 второго трубчатого элемента 78. Тем не менее, в других вариантах осуществления изобретения, пакер может быть выполнен из металла, композитного материала, полимера или аналогичного материала. Между пакером 14 и трубчатым элементом 4 расположены пружинные элементы 17, предназначенные для прижатия пакера ко второму трубчатому элементу или вращающейся муфте 78. Каналы 15 пакера расположены таким же образом, что и две группы входных отверстий в соответствии с описанием. Пружинный элемент 17 расположен между стенкой 76 первого трубчатого элемента 4 и пакером 14. Пружинный элемент 17 установлен в том же внутреннем круговом углублении 13, что и пакер 14 и второй трубчатый элемент. Пружинный элемент 17 имеет форму сильфона и предпочтительно выполнен из металла. Пружинный элемент 17, имеющий форму сильфона, содержит расположенные в осевом направлении пазы, в которых поток флюида может прижимать пружинный элемент 17 к пакеру 14, в результате чего поток флюида и давление оказывают осевое усилие на пакер 14 так, что пакер прижимается ко второму трубчатому элементу, обеспечивая улучшенные герметизирующие свойства.

Более того, второй трубчатый элемент 8 содержит по меньшей мере одно углубление 18, к которому есть доступ изнутри, причем углубление 18 предназначено для принятия ключевого инструмента (не показан), предназначенного для вращения второго трубчатого элемента 8 относительно первого трубчатого элемента 4.

Как показано на фиг. 13А и 13В, во входных отверстиях 5 расположены ограничители 19 потока, предназначенные для ограничения или регулировки входящего потока флюида в первых каналах 77. Ограничители 19 потока могут представлять собой любой тип подходящих клапанов, например, клапан 86 постоянного потока, показанный на правой части 71 входящего потока.

Более того, вокруг входных отверстий 5 расположен фильтр 84, предназначенный для защиты входных отверстий 5, а также ограничителей потока и клапанов, установленных во входных отверстиях, когда блок входного потока не работает.

Дополнительно к данным признакам, секция управления входящим потоком также содержит третий трубчатый элемент, выполненный с возможностью вращения внутри первого трубчатого элемента 4. Третий трубчатый элемент 38, выполненный с возможностью вращения, может, например, представлять собой порт для гидроразрыва пласта или вращающуюся муфту для гидроразрыва пласта.

На показанном клапане или секции 120 управления входящим потоком, в которых пакеры 14 и пружинные элементы 17 расположены на обеих сторонах второго трубчатого элемента 78, флюид, текущий в осевых каналах по обеим сторонам второго трубчатого элемента, создает осевое усилие на обе стороны второго трубчатого элемента 78, то есть на пружинные элементы 17 и, тем самым, на пакеры 14. Благодаря этому обеспечиваются улучшенные герметизирующие свойства на обеих сторонах второго трубчатого элемента 78. Даже когда второй трубчатый элемент 78 находится в закрытом положении (как показано на фиг. 13А и 13В) на одном конце или на обоих концах, флюид, протекающий внутрь через входные отверстия, будет по-прежнему создавать осевое усилие через пружинные элементы и пакеры в направлении второго трубчатого элемента 78. Таким образом, когда все осевые каналы, расположенные на каждом конце второго трубчатого элемента 78, не совпадают с осевыми каналами первого трубчатого элемента, флюид по меньшей мере остановлен и не протекает в обсадную колонну в данных точках. Однако, так как флюид на обоих концах второго трубчатого элемента по-прежнему имеет давление потока, которое практически равно пластовому давлению, давление флюида создает осевое усилие на оба конца второго трубчатого элемента и, в результате, заставляет пакеры перемещаться по направлению к концам второго трубчатого элемента 78, в результате чего секция управления входным потоком имеет улучшенную герметизацию вокруг второго трубчатого элемента 78, даже после остановки потока флюида.

Одна или большее количество трубчатых секций 101 могут также представлять собой трубчатую секцию / трубчатые секции, содержащие только трубную часть без затрубных барьеров, фиксирующих устройств или клапанов управления входящим потоком или отверстий.

Затрубный барьер содержит клапан, расположенный в отверстии 5 трубной части 4.

Снаряд 100 для заканчивания скважины может содержать средство для закрытия второго конца 111 обсадной колонны 104. Закрывающее средство может представлять собой шар, сброшенный в посадочное место второго конца 111 обсадной колонны 104.

Как показано на фиг. 13, изобретение также относится к комплекту 200 для заканчивания скважины, предназначенному для заканчивания обсадной колонны 104 вышеупомянутого снаряда 100 для заканчивания скважины. Комплект 200 для заканчивания скважины содержит контейнер 201, содержащий группу трубчатых секций 101 в виде секций 110 затрубного барьера и группу трубчатых секций 101 в виде секций 120 управления входным потоком. Более того, контейнер содержит по меньшей мере фиксирующее устройство 113 и группу трубчатых секций 101, содержащих только трубную часть 4. Все трубные части 101 расположены в контейнере в порядке, необходимом для монтажа трубчатых секций 101 в одну обсадную колонну 104. Таким образом, контейнер 201 содержит все трубчатые секции 101, необходимые для подсоединения всей обсадной колонны 104 к буровой трубе 102 и опускания в скважину 6. Контейнер 201 имеет обычный размер, его можно транспортировать на буровую платформу посредством судна так, что буровую платформу можно перевезти прямо на площадку, на которой нужно закончить скважину. Таким образом, можно сэкономить время и деньги, потому что буровую платформу не нужно перевозить в порт для загрузки на борт трубчатых секций 101. Вместо этого, ее можно отвезти непосредственно на следующую площадку, на которой нужно выполнить скважину.

Длина входящих в комплект трубчатых секций соответствует длине стандартного контейнера и стандартного монтажного устройства, расположенного на буровой платформе. Поэтому трубчатые секции можно транспортировать любым способом, пригодным для транспортировки контейнеров, и трубчатые секции можно собрать в одну обсадную колонну с помощью обычного монтажного оборудования на буровой платформе или судне.

Под давлением в обсадной колонне понимается давление флюида, присутствующее в обсадной колонне, когда в обсадной колонне 104 нагнетается давление посредством устройства 119 для создания давления. Под давлением пластового флюида понимается давление флюида, присутствующее в пласте 7 снаружи обсадной колонны 104 в затрубном пространстве, окружающем обсадную колонну, расположенную в скважине 6.

Под флюидом или скважинным флюидом понимается любой тип флюида, который может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газового состава, присутствующий в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяного состава, например, сырая нефть, нефтесодержащий флюид и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.

Под обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, используемый в скважине для добычи нефти или природного газа. Под обсадной колонной также понимается обсадная колонна-хвостовик.

В случае, если инструмент не может быть полностью погружен в обсадную колонну, для проталкивания инструментов полностью до нужного положения в скважине можно использовать скважинный трактор. Скважинный трактор может представлять собой любой тип приводного устройства, посредством которого можно толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.

Хотя изобретение описано на примере предпочтительных вариантов осуществления, специалисту в данной области очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.

Группа изобретений относится к заканчиванию скважины. Технический результат - повышение эффективности заканчивания за счет его упрощения и сокращения сроков. Снаряд для заканчивания предназначен для опускания в скважину с использованием устьевого оборудования или противовыбросового превентора и содержит обсадную колонну, имеющую первый конец, буровую трубу, имеющую первый конец и второй конец, проходящую через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор и соединенную с возможностью отсоединения первым концом с обсадной колонной и удерживающую обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину. При этом упомянутая обсадная колонна содержит группу трубчатых секций. По меньшей мере две секции представляют собой секции затрубного барьера. Каждая секция содержит по меньшей мере один затрубный барьер. Затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга. Каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту, окружающую трубную часть. Разжимная муфта соединена с трубной частью. Трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие для входа флюида под давлением с тем, чтобы расширить муфту, и второй конец, который закрыт. При этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство для создания давления, соединенное посредством флюида со вторым концом буровой трубы для создания давления флюида внутри буровой трубы и внутри обсадной колонны, которое выше, чем давление пластового флюида, и служит для расширения разжимной муфты по меньшей мере двух секций затрубного барьера. При этом одна из трубных секций представляет собой секцию клапана, имеющую клапаны, или секцию управления входящим потоком. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 17 ил.

1. Снаряд (100) для заканчивания скважины, предназначенный для опускания в скважину (6) в пласте (7) через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор (51) и содержащий:

- обсадную колонну (104), имеющую первый конец (105),

- трубу (102), имеющую первый конец (103) и второй конец (112), проходящую через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор и соединенную с возможностью отсоединения первым концом с обсадной колонной, удерживая, таким образом, обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину,

причем обсадная колонна содержит:

- группу трубчатых секций (101), при этом по меньшей мере две секции представляют собой секции (110) затрубного барьера, каждая из которых содержит по меньшей мере один затрубный барьер (3), при этом затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга и каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту (116), окружающую трубную часть (4, 117), при этом разжимная муфта соединена с трубной частью, и трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие (118) для входа флюида под давлением для расширения муфты,

- второй конец, который закрыт,

при этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство (119) для создания давления, соединенное посредством флюида со вторым концом (112) трубы и создающее давление флюида внутри трубы и внутри обсадной колонны, которое по существу больше давления пластового флюида, и служит для расширения разжимной муфты указанных по меньшей мере двух секций затрубного барьера,

причем одна из трубных секций представляет собой секцию (120) клапана, имеющую клапаны (121), или секцию (120) управления входящим потоком.

2. Снаряд для заканчивания скважины по п. 1, в котором секция управления входящим потоком содержит клапан (122) для гидроразрыва пласта.

3. Снаряд (100) для заканчивания скважины, предназначенный для опускания в скважину (6) в пласте (7) через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор (51) и содержащий:

- обсадную колонну (104), имеющую первый конец (105),

- трубу (102), имеющую первый конец (103) и второй конец (112), проходящую через устьевое оборудование или противовыбросовый превентор и соединенную с возможностью отсоединения первым концом с обсадной колонной, удерживая, таким образом, обсадную колонну при опускании обсадной колонны в скважину,

причем обсадная колонна содержит:

- группу трубчатых секций (101), при этом по меньшей мере две секции представляют собой секции (110) затрубного барьера, каждая из которых содержит по меньшей мере один затрубный барьер (3), при этом затрубные барьеры расположены на заданном расстоянии друг от друга и каждый затрубный барьер содержит разжимную муфту (116), окружающую трубную часть (4, 117), при этом разжимная муфта соединена с трубной частью, и трубная часть образует часть обсадной колонны и имеет отверстие (118) для входа флюида под давлением для расширения муфты,

- второй конец, который закрыт,

при этом снаряд для заканчивания скважины дополнительно содержит устройство (119) для создания давления, соединенное посредством флюида со вторым концом (112) трубы и создающее давление флюида внутри трубы и внутри обсадной колонны, которое по существу больше давления пластового флюида, и служит для расширения разжимной муфты указанных по меньшей мере двух секций затрубного барьера,

причем одна из трубных секций представляет собой фракционный клапан или секцию (120) управления входящим потоком, содержащую муфту (122) для гидроразрыва пласта.

4. Снаряд для заканчивания скважины по пп. 1-3, в котором секция управления входящим потоком имеет трубную часть (4).

5. Снаряд для заканчивания скважины по пп. 1-4, в котором секция управления входящим потоком содержит клапан (121) управления входящим потоком в трубчатой части.

6. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-5, в котором секция управления входящим потоком представляет собой секцию клапана, имеющую клапан управления входящим потоком.

7. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-6, в котором секция клапана расположена между секциями затрубного барьера.

8. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 3-7, в котором муфта (26) расположена так, чтобы скользить или вращаться между открытым положением напротив отверстия (5) для гидроразрыва пласта клапана для гидроразрыва пласта и закрытым положением или сжатым положением.

9. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-8, дополнительно содержащий муфту (26), выполненную с возможностью скольжения вдоль оси обсадной колонны или вращения внутри обсадной колонны напротив секции управления входящим потоком.

10. Снаряд для заканчивания скважины по п. 8 или 9, в котором трубная часть имеет внутреннюю поверхность (3), а муфта имеет внешнюю поверхность (8), расположенную напротив внутренней поверхности трубной части, и муфта содержит уплотнительные элементы (9), расположенные в пазах (10) на внешней поверхности муфты.

11. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-10, в котором одна из трубчатых секций представляет собой секцию, содержащую только трубную часть.

12. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-11, в котором одна из трубчатых секций содержит фиксирующее устройство (113), предназначенное для крепления обсадной колонны к пласту.

13. Снаряд для заканчивания скважины по любому из пп. 1-12, в котором труба представляет собой кондукторную колонну.

14. Способ заканчивания для заканчивания обсадной колонны (104) по любому из пп. 1-13, содержащий следующие этапы:

- монтаж трубчатых секций (101) на буровой платформе или судне в первую часть обсадной колонны,

- опускание первой части обсадной колонны в направлении скважины (6),

- монтаж трубчатых секций во вторую часть обсадной колонны,

- подсоединение второй части обсадной колонны к первой части,

- опускание второй части обсадной колонны вместе с первой частью,

- подсоединение трубы (102) к обсадной колонне и, таким образом, удержание обсадной колонны при опускании обсадной колонны в скважину, причем обсадная колонна содержит по меньшей мере две секции (110) затрубного барьера,

- опускание трубы в скважину до расположения обсадной колонны в заданном положении,

- увеличение давления в трубе и обсадной колонне,

- по существу одновременное расширение разжимной муфты (116) затрубного барьера (3) каждой секции затрубного барьера.

15. Способ заканчивания по п. 14, в котором этап подсоединения трубы к обсадной колонне выполняют с использованием спускного инструмента (53).

16. Способ заканчивания по п. 14 или 15, дополнительно содержащий этап отсоединения трубы.

17. Способ заканчивания по любому из пп. 14-16, дополнительно содержащий этап подсоединения секции (120) управления входящим потоком к обсадной колонне.

18. Способ заканчивания по любому из пп. 14-17, дополнительно содержащий этапы подсоединения фиксирующего устройства (113) к обсадной колонне и активации фиксирующего узла (20) фиксирующего устройства в скважине.

19. Способ заканчивания по любому из пп. 14-18, дополнительно содержащий этапы открытия клапана для гидроразрыва пласта и гидроразрыва пласта (7) посредством флюида под давлением, поступающего изнутри обсадной колонны, с тем, чтобы осуществить разрыв пласта.

20. Способ заканчивания по любому из пп. 14-19, дополнительно содержащий этап добычи флюида, содержащего углеводороды, из пласта через входную задвижку клапана или секцию управления входящим потоком.

21. Комплект (200) для заканчивания скважины, предназначенный для изготовления снаряда для заканчивания скважины по любому из пп. 1-13, содержащий контейнер (201), содержащий:

- группу трубчатых секций (101) в виде секций (110) затрубного барьера,

- группу трубчатых секций в виде секций (120) управления входящим потоком.

22. Комплект для заканчивания скважины по п. 21, в котором контейнер содержит по меньшей мере одно фиксирующее устройство (113).

23. Комплект для заканчивания скважины по п. 21 или 22, в котором контейнер содержит группу трубчатых секций, содержащих только трубную часть (4).