RU2801322C2 - Well completion system - Google Patents
Well completion system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2801322C2 RU2801322C2 RU2019131666A RU2019131666A RU2801322C2 RU 2801322 C2 RU2801322 C2 RU 2801322C2 RU 2019131666 A RU2019131666 A RU 2019131666A RU 2019131666 A RU2019131666 A RU 2019131666A RU 2801322 C2 RU2801322 C2 RU 2801322C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- pressure
- sensor
- well completion
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 104
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 87
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 49
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 3
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000009527 percussion Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеThe field of technology to which the invention belongs
Настоящее изобретение относится к системе заканчивания скважин, содержащей эксплуатационную обсадную колонну, установленную в стволе скважине, и систему затрубного барьера, предназначенную для разжимания в затрубном пространстве между эксплуатационной обсадной колонной и стенкой ствола скважины или другой скважинной трубчатой конструкцией в скважине для обеспечения изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины. Настоящее изобретение относится также к способу проверки для проверки изоляции зоны и к способу мониторинга для мониторинга состояния скважины.The present invention relates to a well completion system comprising a production casing string installed in a wellbore and an annulus barrier system designed to expand in the annulus between the production casing string and a wall of the wellbore or other downhole tubular structure in the wellbore to provide isolation of the zone between the first a zone having a first pressure, and a second zone having a second wellbore pressure. The present invention also relates to a test method for checking zone isolation and a monitoring method for monitoring a well condition.
Уровень техникиState of the art
При заканчивании скважины обеспечивают наличие продуктивных зон путем погружения колонны обсадных труб, имеющей затрубные барьеры, в ствол скважины или обсадную колонну скважины. Когда колонна обсадных труб оказывается в нужном положении в стволе скважины или в другой обсадной колонне в стволе скважины, затрубные барьеры разжимают, расширяют или надувают, чтобы изолировать первую зону и вторую зону между скважинной трубчатой конструкцией и стволом скважины или внутренней и внешней трубчатой конструкцией. В некоторых законченных скважинах затрубные барьеры разжимают посредством текучей среды под давлением, что требует определенного количества дополнительной энергии. В других законченных скважинах нагревают вещество внутри затрубного барьера так, что вещество переходит в газообразное состояние и за счет этого увеличивает свой объем, разжимая разжимную металлическую муфту.When the well is completed, productive zones are provided by dipping a casing string having annular barriers into the wellbore or well casing. When the casing string is in position in the wellbore or another casing string in the wellbore, the annulus barriers expand, expand, or inflate to isolate the first zone and the second zone between the downhole tubular structure and the wellbore, or the inner and outer tubular structure. In some completed wells, the annular barriers are unclamped by a pressurized fluid, which requires a certain amount of additional energy. In other completed wells, the substance inside the annular barrier is heated so that the substance passes into a gaseous state and thereby increases its volume, expanding the expandable metal sleeve.
Однако поскольку проверка правильности осуществления разжимания затрубного барьера может вызывать трудности, может возникнуть неопределенность относительно изолирующих и уплотняющих свойств затрубного барьера между первой и второй зонами, если функционирование скважины после заканчивания отличается от запланированного.However, since it can be difficult to verify that the annular barrier has been opened correctly, there may be uncertainty about the isolation and sealing properties of the annulus barrier between the first and second zones if well performance after completion differs from that planned.
В таком случае для изоляции продуктивной зоны используют два затрубных барьера, при этом тестирование давления и температуры может легко быть выполнено через эксплуатационное отверстие в эксплуатационной обсадной колонне между двумя затрубными барьерами посредством инструмента для тестирования, известного из документа US 2003/213591. Однако тестирование изоляционных и уплотняющих свойств затрубных барьеров посредством таких инструментов невозможно.In such a case, two annular barriers are used to isolate the production zone, and pressure and temperature testing can easily be performed through a production hole in the production casing between the two annulus barriers using a testing tool known from US 2003/213591. However, testing the isolation and sealing properties of annulus barriers with such tools is not possible.
Раскрытие сущности изобретенияDisclosure of the essence of the invention
Задача настоящего изобретения состоит в полном или частичном преодолении упомянутых выше недостатков уровня техники. Более конкретно, задача состоит в создании усовершенствованной системы заканчивания скважин, имеющей затрубные барьеры, изоляционные и уплотняющие свойства которых могут быть протестированы.The aim of the present invention is to completely or partially overcome the above disadvantages of the prior art. More specifically, the objective is to provide an improved well completion system having annular barriers whose isolation and sealing properties can be tested.
Вышеупомянутые задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из следующего далее описания, выполнены в решении согласно настоящему изобретению посредством системы заканчивания скважин, содержащей:The above objectives, as well as numerous other objectives, advantages and features evident from the following description, are accomplished in the solution of the present invention by a well completion system comprising:
- эксплуатационную обсадную колонну, установленную в стволе скважины; и- production casing string installed in the wellbore; And
- систему затрубного барьера, предназначенную для разжимания в затрубном пространстве между эксплуатационной обсадной колонной и стенкой ствола скважины или другой скважинной трубчатой конструкцией в скважине для обеспечения изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины, причем система затрубного барьера содержит затрубный барьер, содержащий:- an annular barrier system designed to expand in the annulus between the production casing string and the wellbore wall or other downhole tubular structure in the well to provide isolation of the zone between the first zone having the first pressure and the second zone having the second wellbore pressure, and the system annular barrier contains an annular barrier containing:
- трубчатую металлическую часть, предназначенную для установки в качестве части эксплуатационной обсадной колонны, причем трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность;- a tubular metal part intended to be installed as part of a production casing string, the tubular metal part having an outer surface;
- разжимную металлическую муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность муфты, обращенную к трубчатой металлической части, и наружную поверхность муфты, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной металлической муфты соединен с трубчатой металлической частью; и- an expandable metal sleeve surrounding the tubular metal part and having an inner surface of the sleeve facing the tubular metal part and an outer surface of the sleeve facing the borehole wall, each end of the expandable metal sleeve being connected to the tubular metal part; And
- кольцевое пространство между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты и трубчатой металлической частью, причем кольцевое пространство имеет давление пространства;- an annular space between the inner surface of the expandable metal sleeve and the tubular metal part, the annular space having space pressure;
при этом система заканчивания скважин дополнительно содержит сенсорное устройство, которое связано с первой зоной и/или второй зоной, соответственно, причем сенсорное устройство выполнено с возможностью измерения первого давления первой зоны и второго давления второй зоны для проверки изоляции зон.wherein the well completion system further comprises a sensor device that is associated with the first zone and/or the second zone, respectively, and the sensor device is configured to measure the first pressure of the first zone and the second pressure of the second zone to check the isolation of the zones.
Благодаря размещению сенсорного устройства так, что оно связано со второй зоной, не являющейся продуктивной зоной, для измерения второго давления второй зоны, обеспечена возможность проверки изоляции зоны затрубного барьера, обеспечивающей изоляцию зоны между первой зоной и второй зоной. Когда давление в продуктивной зоне, которая является первой зоной, изменяется, давление во второй зоне должно оставаться неизменным, если затрубный барьер обеспечивает необходимые изоляционные и уплотняющие свойства. Давление в продуктивной зоне изменяется по мере того, как в эксплуатационной обсадной колонне создается избыточное давление изнутри во время разжимания затрубных барьеров и разрывается пласт.By positioning the sensor device so that it is associated with the second zone, which is not the production zone, to measure the second pressure of the second zone, it is possible to check the isolation of the zone of the annulus barrier, which provides isolation of the zone between the first zone and the second zone. When the pressure in the production zone, which is the first zone, changes, the pressure in the second zone must remain constant if the annular barrier provides the necessary insulating and sealing properties. The pressure in the pay zone changes as the production casing is pressurized internally as the annulus barriers expand and the formation fractures.
Вторая зона может представлять собой продуктивную зону.The second zone may be a production zone.
Также, сенсорное устройство может быть расположено в первой зоне.Also, the sensor device may be located in the first zone.
Кроме того, сенсорное устройство может быть выполнено с возможностью измерения первого давления первой зоны для проверки изоляции зоны.In addition, the sensor device may be configured to measure the first pressure of the first zone to check the isolation of the zone.
В скважине может быть установлена эксплуатационная обсадная колонна для извлечения углеводородсодержащей текучей среды из пласта.A production casing may be installed in the well to remove hydrocarbon containing fluid from the formation.
Дополнительно, сенсорное устройство может быть расположено снаружи трубчатой металлической части.Additionally, the sensor device may be located outside the tubular metal part.
Помимо этого, сенсорное устройство может содержать акустический преобразователь.In addition, the sensor device may include an acoustic transducer.
Указанный акустический преобразователь может быть выполнен с возможностью передачи и/или приема механических вибраций.Said acoustic transducer may be configured to transmit and/or receive mechanical vibrations.
Дополнительно, сенсорное устройство может содержать пьезоэлектрический элемент.Additionally, the sensor device may include a piezoelectric element.
Пьезоэлектрический элемент может быть выполнен с возможностью передачи и/или приема механических вибраций.The piezoelectric element may be configured to transmit and/or receive mechanical vibrations.
Также, сенсорное устройство может содержать по меньшей мере первый датчик давления для измерения первого и второго давлений.Also, the sensor device may include at least a first pressure sensor for measuring the first and second pressures.
Кроме того, сенсорное устройство может содержать управляющий модуль для обеспечения связи между первым датчиком давления и первой зоной или первым датчиком давления и второй зоной.In addition, the sensor device may include a control module for communicating between the first pressure sensor and the first zone or the first pressure sensor and the second zone.
Также, сенсорное устройство может быть связано с возможностью передачи текучей среды с первой зоной и/или второй зоной.Also, the sensor device may be in fluid communication with the first zone and/or the second zone.
Кроме того, первый датчик давления может быть соединен с возможностью передачи текучей среды с первой зоной и/или второй зоной.In addition, the first pressure sensor may be fluidly connected to the first zone and/or the second zone.
Дополнительно, первый датчик давления может быть соединен с первой зоной посредством канала для текучей среды.Additionally, the first pressure sensor may be connected to the first zone via a fluid channel.
Далее, канал для текучей среды может быть разделен выполненной с возможностью перемещения перегородкой, например поршнем или мембраной.Further, the fluid channel may be divided by a movable partition, such as a piston or a membrane.
Управляющий модуль может содержать переключатель и/или соленоид.The control module may include a switch and/or a solenoid.
Кроме того, в соединении с первым датчиком давления может быть расположен трехходовой клапан, при этом трехходовой клапан выполнен с возможностью управления соленоидом.In addition, a three-way valve may be located in connection with the first pressure sensor, wherein the three-way valve is configured to control the solenoid.
Также, первый датчик давления может быть связан с первой зоной, и второй датчик давления может быть связан со второй зоной.Also, the first pressure sensor may be associated with the first zone, and the second pressure sensor may be associated with the second zone.
Далее, первый датчик давления может быть расположен в первой зоне, и второй датчик давления может быть расположен во второй зоне.Further, the first pressure sensor may be located in the first zone, and the second pressure sensor may be located in the second zone.
Один или оба конца разжимной металлической муфты могут быть соединены с трубчатой металлической частью посредством соединительных частей.One or both ends of the expandable metal sleeve may be connected to the tubular metal part by means of connecting parts.
Сенсорное устройство может дополнительно содержать челночный клапан, имеющий элемент, выполненный с возможностью перемещения по меньшей мере между первым положением и вторым положением, причем челночный клапан имеет первое впускное отверстие, связанное с возможностью передачи текучей среды со второй зоной, и второе впускное отверстие, связанное с возможностью передачи текучей среды с первой зоной, при этом челночный клапан имеет выпускное отверстие, связанное с возможностью передачи текучей среды с кольцевым пространством, причем в первом положении первое впускное отверстие связано с возможностью передачи текучей среды с выпускным отверстием с обеспечением уравнивания второго давления второй зоны с давлением пространства, и во втором положении второе выпускное отверстие связано с возможностью передачи текучей среды с выпускным отверстием с обеспечением уравнивания первого давления первой зоны с давлением пространства.The sensor device may further comprise a shuttle valve having an element movable between at least a first position and a second position, wherein the shuttle valve has a first inlet associated with the possibility of transferring fluid to the second zone, and a second inlet associated with the possibility of transferring fluid with the first zone, while the shuttle valve has an outlet associated with the possibility of transferring fluid with the annulus, and in the first position the first inlet is connected with the possibility of transferring fluid with the outlet to equalize the second pressure of the second zone with pressure of space, and in the second position the second outlet is connected with the possibility of transferring fluid with the outlet to equalize the first pressure of the first zone with the pressure of the space.
Кроме того, первый датчик давления может быть расположен в соединении со вторым впускным отверстием челночного клапана, и второй датчик давления может быть расположен в соединении с первым впускным отверстием челночного клапана.In addition, the first pressure sensor may be located in connection with the second inlet of the shuttle valve, and the second pressure sensor may be located in connection with the first inlet of the shuttle valve.
Скважинная система затрубного барьера, описанная выше, может дополнительно содержать третий датчик давления, связанный с возможностью передачи текучей среды с кольцевым пространством.The downhole annulus barrier system described above may further comprise a third pressure sensor in fluid communication with the annulus.
Указанный третий датчик давления может быть расположен в соединении с выпускным отверстием челночного клапана.Said third pressure sensor may be located in connection with the shuttle valve outlet.
Также, третий датчик давления может быть расположен в кольцевом пространстве.Also, a third pressure sensor may be located in the annulus.
Кроме того, третий датчик давления может быть расположен в первой зоне или второй зоне.In addition, the third pressure sensor may be located in the first zone or the second zone.
Сенсорное устройство может содержать модуль хранения данных, например память, записывающий модуль или центральный процессор.The touch device may include a data storage module, such as a memory, a recording module, or a central processing unit.
Далее, сенсорное устройство может содержать коммуникационный модуль.Further, the sensor device may include a communication module.
Указанный коммуникационный модуль может содержать передатчик, предпочтительно беспроводной передатчик.Said communication module may include a transmitter, preferably a wireless transmitter.
Кроме того, коммуникационный модуль может содержать акустический преобразователь.In addition, the communication module may include an acoustic transducer.
Указанный акустический преобразователь может содержать пьезоэлектрический элемент.Said acoustic transducer may contain a piezoelectric element.
Дополнительно, сенсорное устройство может содержать источник питания.Additionally, the touch device may include a power source.
Также, коммуникационный модуль может содержать индукционный модуль, выполненный с возможностью зарядки источника питания через обсадную колонну.Also, the communications module may include an induction module configured to charge a power source through the casing.
В дополнение к этому, сенсорное устройство может содержать дополнительный датчик, выполненный с возможностью измерения по меньшей мере одного свойства текучей среды, причем свойство текучей среды может представлять собой, например, электрическую емкость, удельное сопротивление, скорость потока, содержание воды или температуру.In addition, the sensor device may include an additional sensor configured to measure at least one fluid property, the fluid property being, for example, capacitance, resistivity, flow rate, water content, or temperature.
Дополнительный датчик может представлять собой датчик скорости потока, емкостный датчик, датчик удельного сопротивления, акустический датчик, датчик температуры или тензометрический датчик.The additional sensor may be a flow sensor, a capacitive sensor, a resistivity sensor, an acoustic sensor, a temperature sensor, or a strain gauge sensor.
Также, беспроводная передача может осуществляться посредством антенны, индукции, электромагнитного излучения или телеметрии.Also, wireless transmission may be by antenna, induction, electromagnetic radiation, or telemetry.
Кроме того, разжимная муфта может быть изготовлена из металла.In addition, the expanding sleeve can be made of metal.
Дополнительно, трубчатая часть может быть изготовлена из металла.Additionally, the tubular part may be made of metal.
Далее, в трубчатой металлической части может быть выполнено отверстие.Further, a hole may be formed in the tubular metal part.
Между соединительной частью или концом разжимной металлической муфты и трубчатой металлической частью может быть расположено уплотнительное средство.Between the connecting part or the end of the expandable metal sleeve and the tubular metal part, a sealing means may be located.
Кроме того, кольцевое пространство может содержать вторую муфту.In addition, the annulus may include a second sleeve.
Система заканчивания скважин согласно настоящему изобретению может дополнительно содержать скважинный инструмент, имеющий коммуникационный модуль инструмента, предназначенный для считывания и/или загрузки измерений из системы затрубного барьера.The well completion system of the present invention may further comprise a downhole tool having a tool communication module for reading and/or downloading measurements from the annulus barrier system.
Также, система заканчивания скважин, описанная выше, может дополнительно содержать источник давления для повышения первого давления первой зоны или для повышения второго давления второй зоны.Also, the well completion system described above may further comprise a pressure source for increasing the first pressure of the first zone or for increasing the second pressure of the second zone.
Дополнительно, первое давление можно увеличивать через фрак-порт, скользящую муфту, впускной клапан или порт, муфту с отверстиями или с поверхности.Additionally, the first pressure can be increased through a frock port, a sliding sleeve, an inlet valve or port, a ported sleeve, or from the surface.
В соединении со скважинной трубчатой конструкцией может быть расположено множество систем затрубных барьеров.A plurality of annular barrier systems may be located in connection with the downhole tubular structure.
Далее, вдоль скважинной трубчатой конструкции могут быть расположены коммуникационные модули.Further, communication modules may be located along the downhole tubular structure.
Настоящее изобретение относится также к способу проверки для проверки изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины, причем способ содержит следующие этапы:The present invention also relates to a test method for checking zone isolation between a first zone having a first pressure and a second zone having a second wellbore pressure, the method comprising the steps of:
- разжимание системы затрубного барьера, описанной выше, для обеспечения изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление;expanding the annulus barrier system described above to isolate the zone between the first zone having a first pressure and the second zone having a second pressure;
- повышение первого давления;- increase in the first pressure;
- измерение первого повышенного давления и второго давления; и- measurement of the first elevated pressure and the second pressure; And
- выполнение проверки изоляции путем сравнения повышенного первого давления со вторым давлением.- performing an insulation test by comparing the increased first pressure with the second pressure.
Способ проверки, описанный выше, может дополнительно содержать этап передачи измеряемых давлений скважинному инструменту и/или приемнику.The verification method described above may further comprise the step of transmitting measured pressures to a downhole tool and/or receiver.
Также, способ проверки, описанный выше, может содержать этап зарядки источника питания системы затрубного барьера посредством скважинного инструмента.Also, the test method described above may include the step of charging the annulus barrier system power source with the downhole tool.
Настоящее изобретение относится также к способу мониторинга для мониторинга состояния скважины, содержащему следующие этапы:The present invention also relates to a monitoring method for monitoring a well condition, comprising the steps of:
- разжимание системы затрубного барьера, описанной выше, для обеспечения изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление;expanding the annulus barrier system described above to isolate the zone between the first zone having a first pressure and the second zone having a second pressure;
- измерение первого давления;- measurement of the first pressure;
- измерение второго давления;- measurement of the second pressure;
- повторение этапов измерения первого и второго давлений; и- repetition of the steps of measuring the first and second pressures; And
- сохранение и/или передача измеряемых давлений.- storage and/or transmission of measured pressures.
Способ мониторинга, описанный выше, может также содержать этап измерения третьего давления внутри кольцевого пространства посредством третьего датчика давления в процессе разжимания разжимной металлической муфты затрубного барьера.The monitoring method described above may also include the step of measuring the third pressure within the annulus by means of a third pressure sensor during the expansion of the expandable metal sleeve of the annulus barrier.
Дополнительно, способ мониторинга, описанный выше, может содержать следующие этапы:Additionally, the monitoring method described above may include the following steps:
- измерение третьего давления внутри кольцевого пространства;- measurement of the third pressure inside the annulus;
- сравнение третьего давления с первым давлением и/или вторым давлением; и- comparing the third pressure with the first pressure and/or the second pressure; And
- уравнивание третьего давления с первым давлением или вторым давлением.- equalization of the third pressure with the first pressure or the second pressure.
Наконец, способ мониторинга, описанный выше, может содержать этап зарядки источника питания системы затрубного барьера посредством скважинного инструмента.Finally, the monitoring method described above may include the step of charging the annulus barrier system power supply with the downhole tool.
Краткое описание чертежейBrief description of the drawings
Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:The invention and its many advantages are described in more detail below with reference to the accompanying schematic drawings, in which, for the purpose of illustration, some non-limiting embodiments of the invention are shown, and in which:
- на фиг. 1а показан вид в разрезе системы заканчивания скважин;- in Fig. 1a is a sectional view of a well completion system;
- на фиг. 1b показан вид в разрезе системы затрубного барьера;- in Fig. 1b shows a sectional view of an annulus barrier system;
- на фиг. 2 показан вид в разрезе еще одной системы затрубного барьера, имеющей коммуникационный модуль;- in Fig. 2 is a sectional view of yet another annulus barrier system having a communications module;
- на фиг. 3 показан вид в разрезе системы затрубного барьера, имеющей два датчика давления;- in Fig. 3 is a sectional view of an annulus barrier system having two pressure sensors;
- на фиг. 4 показан вид в разрезе системы затрубного барьера, имеющей источник питания;- in Fig. 4 is a sectional view of an annulus barrier system having a power source;
- на фиг. 5 показан вид в разрезе системы затрубного барьера, имеющей два отдельных датчика давления;- in Fig. 5 is a sectional view of an annulus barrier system having two separate pressure sensors;
- на фиг. 6 показан вид в разрезе еще одной системы затрубного барьера;- in Fig. 6 is a sectional view of another annulus barrier system;
- на фиг. 7 показан вид в разрезе системы затрубного барьера, имеющей третий датчик давления;- in Fig. 7 is a sectional view of an annulus barrier system having a third pressure sensor;
- на фиг. 8а показан вид в изометрии системы затрубного барьера;- in Fig. 8a shows an isometric view of the annulus barrier system;
- на фиг. 8b показан челночный клапан;- in Fig. 8b shows a shuttle valve;
- на фиг. 9 показано сенсорное устройство, содержащее узел со срезным штифтом;- in Fig. 9 shows a sensor device including a shear pin assembly;
- на фиг. 10 показан вид в разрезе еще одной системы затрубного барьера;- in Fig. 10 is a sectional view of yet another annulus barrier system;
- на фиг. 11 показана еще одна система заканчивания скважин; и- in Fig. 11 shows another well completion system; And
- на фиг. 12 показано еще одно сенсорное устройство.- in Fig. 12 shows another touch device.
Все чертежи выполнены схематически и без обязательного соблюдения масштаба, при этом на них изображены только те части, которые необходимы для разъяснения изобретения, тогда как другие части опущены или же носят необязательный характер.All drawings are shown schematically and not necessarily to scale, showing only those parts necessary to explain the invention, while other parts are omitted or are optional.
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
На фиг. 1a показана система 200 заканчивания скважин, содержащая эксплуатационную обсадную колонну 3, постоянно установленную в стволе 6 скважины для извлечения углеводородсодержащей текучей среды из пласта скважины, и систему 100 затрубного барьера, содержащую два затрубных барьера 1, разжатые в затрубном пространстве 2 между эксплуатационной обсадной колонной 3 и стенкой 5 ствола 6 скважины в скважине с обеспечением изоляции продуктивной зоны для извлечения углеводородсодержащей текучей среды из пласта. Таким образом, один из барьеров обеспечивает изоляцию зоны между первой зоной 101, имеющей первое давление P1, и второй зоной 102, являющейся продуктивной зоной и имеющей второе давление Р2 ствола скважины. Каждая система 100 затрубного барьера содержит трубчатую металлическую часть 7, установленную в качестве части эксплуатационной обсадной колонны 3, и разжимную металлическую муфту 8, окружающую трубчатую металлическую часть 7 и соединенную с наружной поверхностью трубчатой металлической части, образуя кольцевое пространство 15 между разжимной металлической муфтой и трубчатой металлической частью. Изоляцию обеспечивают путем разжимания разжимной металлической муфты, например за счет повышения давления внутри трубчатой металлической части и впуска текучей среды под давлением в кольцевое пространство. Затрубный барьер 1 содержит сенсорное устройство 16, которое связано с возможностью передачи текучей среды с первой зоной и выполнено с возможностью измерения по меньшей мере первого давления первой зоны для проверки изоляции зоны. Сенсорное устройство 16 расположено снаружи трубчатой металлической части в первой зоне и связано с возможностью передачи текучей среды с первой зоной.In FIG. 1a shows a
Благодаря расположению сенсорного устройства так, что оно связано с первой зоной, не являющейся продуктивной зоной, для измерения первого давления первой зоны, обеспечена возможность проверки изоляции зоны затрубным барьером, обеспечивающим изоляцию зоны между продуктивной зоной 102 и первой зоной 101. Когда давление в продуктивной зоне 102 изменяется, давление в первой зоне должно оставаться неизменным, если затрубный барьер обеспечивает необходимые изоляционные и уплотняющие свойства. Давление в продуктивной зоне 102 изменяется по мере того, как в эксплуатационной обсадной колонне создается избыточное давление изнутри во время разжимания затрубных барьеров и по мере того, как осуществляется разрыв пласта. После разжимания затрубного барьера и образования им уплотнения в стволе скважины, давление в продуктивной зоне 102 будет продолжать повышаться, пока не будет снижено давление внутри трубчатой металлической части, однако давление в первой зоне 101 не повышается, что обеспечивает возможность проверки изоляционной способности затрубного барьера. В дальнейшем изоляционная способность затрубного барьера может быть легко проверена путем повышения давления в продуктивной зоне 101 в процессе измерения давления в первой зоне 101, которое должно оставаться постоянным в процессе создания избыточного давления в продуктивной зоне, если затрубный барьер работает правильно.By positioning the sensing device in communication with the first zone, which is not the production zone, to measure the first pressure of the first zone, it is possible to check the isolation of the zone with an annulus barrier providing zone isolation between the
На фиг. 1b показана скважинная система 100 затрубного барьера, содержащая затрубный барьер 1, предназначенный для разжимания в затрубном пространстве 2 в углеводородсодержащей продуктивной скважине 103 между эксплуатационной обсадной колонной 3 и стенкой 5 ствола 6 скважины или другой скважинной трубчатой конструкцией 3а (как показано на фиг. 2) в скважине для обеспечения изоляции зоны между первой зоной 101, имеющей первое давление P1 и второй зоной 102, имеющей второе давление Р2 ствола скважины, для извлечения углеводородсодержащей текучей среды из одной зоны, а не из другой зоны. Первая зона находится ближе всего к нижней части ствола скважины, и вторая зона находится ближе всего к верхней части ствола скважины рядом с поверхностью скважины 103, причем вторая зона является продуктивной зоной.In FIG. 1b shows a downhole
Затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть 7, выполненную с возможностью установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции 3 (как показано на фиг. 2), являющейся колонной обсадных труб или эксплуатационной обсадной колонной 3 для извлечения углеводородсодержащей текучей среды, например посредством обычных резьбовых соединений. Трубчатая металлическая часть 7 имеет наружную поверхность 4, окруженную разжимной металлической муфтой 8. Разжимная металлическая муфта имеет внутреннюю поверхность 9 муфты, обращенную к трубчатой металлической части, и наружную поверхность 10 муфты, обращенную к стенке ствола скважины. Каждый конец 12, 13 разжимной металлической муфты соединен с трубчатой металлической частью, заключая в себе кольцевое пространство 15 между внутренней поверхностью разжимной металлической муфты 8 и трубчатой металлической частью 7. Кольцевое пространство 15 имеет давление Ps пространства, которое повышают для разжимания разжимной металлической муфты 8 за счет впуска текучей среды под давлением в пространство 15 изнутри трубчатой металлической части 7 или за счет химической реакции или разложения компонентов, присутствующих в кольцевом пространстве 15. Разжимная металлическая муфта 8 разжимается до вхождения в контакт со стенкой 5 ствола 6 скважины или другой скважинной трубчатой конструкции 3а (как показано на фиг. 2), и при разжимании муфты 8 она разделяет затрубное пространство на две зоны, первую и вторую зоны 101, 102, соответственно.The annulus barrier comprises a
Для проверки указанной изоляции зоны, система 100 затрубного барьера дополнительно содержит сенсорное устройство 16, которое связано с текучей средой первой зоны 101 и текучей средой второй зоны 102, соответственно. Сенсорное устройство 16 выполнено с возможностью измерения первого давления P1 первой зоны 101 и второго давления Р2 второй зоны 102 для проверки изоляции зоны. Чаще всего давление второй зоны, находящейся ближе всего к устью, повышают, чтобы проверить, обеспечивает ли затрубный барьер 1 достаточную изоляцию зоны. В другой ситуации повышают давление первой зоны 101 вместо давления второй зоны 102.To test said zone isolation, the
Для измерения давления сенсорное устройство 16 содержит по меньшей мере первый датчик 17 давления для измерения первого и второго давлений. Как показано на фиг. 1b, сенсорное устройство 16 содержит управляющий модуль 18 для обеспечения связи между первым датчиком 17 давления и первой зоной 101 или первым датчиком давления и второй зоной 102. Управляющий модуль 18 переключается между первым положением, в котором первый датчик 17 давления связан с первым давлением P1 в первой зоне 101, и вторым положением, в котором первый датчик 17 давления связан со вторым давлением Р2 во второй зоне 102. Таким образом, управляющий модуль 18 может содержать переключатель или соленоид для переключения между первым положением и вторым положением или даже третьим положением для измерения давления пространства.For pressure measurement, the
Как показано на фиг. 1b, сенсорное устройство и, следовательно, первый датчик давления связаны с возможностью передачи текучей среды с первой зоной и/или второй зоной посредством первого канала 21 для текучей среды и второго канала 22 для текучей среды. Первый канал для текучей среды обеспечивает связь с возможностью передачи текучей среды с первой зоной, и/или второй канал для текучей среды обеспечивает связь с возможностью передачи текучей среды со второй зоной. Первый канал для текучей среды расположен во втором конце 13 разжимной металлической муфты, и первый канал для текучей среды отходит от второго конца 13 разжимной металлической муфты 8 через кольцевое пространство в первый конец 12 разжимной металлической муфты 8. Таким образом, сенсорное устройство 16 в первой зоне 101 имеет датчик, обеспечивающий беспроводную связь со вторым датчиком или коммуникационным модулем во втором положении.As shown in FIG. 1b, the sensor device and therefore the first pressure sensor is in fluid communication with the first zone and/or the second zone via the
Как показано на фиг. 2, второй канал для текучей среды разделяется подвижной перегородкой, например поршнем или мембраной. За счет этого первый датчик давления не связан напрямую с загрязненной скважинной текучей средой, и, хотя это не показано, первый канал также может разделяться подвижной перегородкой 23, например поршнем или мембраной. Сенсорное устройство 16 содержит модуль 19 хранения данных, например память, записывающий модуль или центральный процессор. Кроме того, сенсорное устройство 16 содержит коммуникационный модуль 24 для сообщения измеряемых данных инструменту, как показано на фиг. 11, в скважинной трубчатой конструкции 3 или коммуникационному модулю 46 выше по скважине, как показано на фиг. 1а. Коммуникационный модуль 24 содержит передатчик, предпочтительно беспроводной передатчик, так что обеспечена возможность беспроводной передачи данных посредством антенны, индукции, электромагнитного излучения, акустики или телеметрии. Сенсорное устройство дополнительно содержит источник 35 питания, который может представлять собой батарею, например перезаряжаемую батарею. Сенсорное устройство 16 может также быть временно запитанным от инструмента 50 (как показано на фиг. 11), если сенсорное устройство не имеет источника питания или вообще питания. Тогда инструмент перемещают в место, где находится сенсорное устройство, и инструмент обеспечивает сенсорное устройство достаточным питанием для выполнения измерений и загрузки данных в инструмент.As shown in FIG. 2, the second fluid passage is separated by a movable partition, such as a piston or diaphragm. Due to this, the first pressure sensor is not directly connected to the contaminated well fluid, and although not shown, the first channel can also be separated by a
Как показано на фиг. 3, первый датчик 17 давления связан с первой зоной 101, и второй датчик 36 давления связан со второй зоной 102. Первый и второй датчики расположены во втором конце 13 муфты 8. Таким образом, первая зона имеет датчик, осуществляющий беспроводную связь с положением второго датчика.As shown in FIG. 3, the
Как показано на фиг. 2, первый конец 12 разжимной металлической муфты 8 соединен с трубчатой металлической частью 7 посредством первой соединительной части 14, и второй конец 13 разжимной металлической муфты 8 соединен с трубчатой металлической частью 7 посредством второй соединительной части 15b. Второй канал 22 для текучей среды проходит через первую и вторую соединительные части 14, 15b, и сенсорное устройство 16 расположено во второй соединительной части 15b. В другом варианте осуществления изобретения только один конец разжимной металлической муфты 8 соединен с трубчатой металлической частью посредством соединительных частей.As shown in FIG. 2, the
Как показано на фиг. 3, сенсорное устройство 16 может быть отдельной частью, выполненной с возможностью присоединения в качестве добавочного модуля к затрубному барьеру 1. Сенсорное устройство 16 расположено вокруг трубчатой металлической части 7 и соединено со вторым каналом для текучей среды. Коммуникационный модуль 24 расположен ближе всего к наружной поверхности трубчатой металлической части 7, благодаря чему связь через скважинную трубчатую конструкцию или эксплуатационную обсадную колонну становится проще и повышается ее качество.As shown in FIG. 3, the
Как показано на фиг. 4, сенсорное устройство 16 встроено во второй конец 13 разжимной металлической муфты 8, имеющей увеличенную толщину, благодаря чему в процессе разжимания концы сохраняют свою форму и не подвергаются деформации, что позволяет сохранять уплотнение между разжимной металлической муфтой 8 и трубчатой металлической частью 7.As shown in FIG. 4, the
Как показано на фиг. 5, второй датчик 36 давления расположен в первой соединительной части 14, и измеряемые данные записывают в модуль 19 хранения данных, например в память, через линию 37а электрической связи, проходящую через кольцевое пространство 15 или в трубчатой металлической части 7 (не показано). Таким образом, первый датчик 17 давления расположен в первой зоне 101 и/или второй датчик 36 давления расположен во второй зоне 102. Измеряемые данные с датчиков 17, 36 могут быть сохранены в модуле 19 хранения данных и переданы посредством коммуникационного модуля 24 непрерывно или порциями данных через определенные интервалы, или же могут быть сброшены в инструмент в скважине. Таким образом, данные могут быть переданы без их хранения, за счет чего можно обойтись без устройства хранения.As shown in FIG. 5, the
Как показано на фиг. 6, в соединении со вторым датчиком 36 давления расположен второй коммуникационный модуль 24а для передачи измеряемых данных от второго датчика 36 давления коммуникационному модулю, расположенному во второй соединительной части 15b. При этом передача происходит беспроводным образом, и коммуникационные модули могут как отправлять, так и принимать данные и/или сигналы о работе. Сенсорное устройство 16 дополнительно содержит процессор 38 для сравнения данных от одного датчика с данными от другого датчика. Таким образом, в модуле 19 хранения хранятся только изменения в измеряемых данных/величинах, что обеспечивает незагруженность объема хранения нерелевантными данными. Кроме того, сенсорное устройство 16 содержит источник 35 питания для подачи питания датчикам и другим электронным модулям в сенсорном устройстве 16. Система 100 может быть также запрограммирована для хранения данных на основании времени, изменений давления или остатка имеющейся памяти.As shown in FIG. 6, a
Как показано на фиг. 7, сенсорное устройство 16 дополнительно содержит дополнительные датчики 41, выполненные с возможностью измерения по меньшей мере одного свойства текучей среды, например электрической емкости, удельного сопротивления, содержания воды, температуры или шума (акустика). Таким образом, дополнительный датчик может представлять собой датчик скорости потока, емкостный датчик, датчик удельного сопротивления, акустический датчик, датчик температуры или тензометрический датчик.As shown in FIG. 7,
Сенсорное устройство 16 образует модуль скважинных данных (WDM), повторно используя датчики для мониторинга скважины 103 после разжимания затрубного барьера 1 и проверки изоляционной способности. Дополнительные датчики могут быть использованы для проверки изоляционной способности и/или мониторинга скважины, например для обнаружения прорыва воды в продуктивной зоне или просто снижения давления в продуктивной зоне, например в первой или второй зоне.The
Как показано на фиг. 8а, сенсорное устройство 16 дополнительно содержит челночный клапан 11, образующий модуль 11 предотвращения смятия, имеющий элемент 20 (как показано на фиг. 8b), выполненный с возможностью сдвигания в двух противоположных направлениях между первым положением и вторым положением в зависимости от давления в первой и второй зонах. Челночный клапан 11 расположен на наружной поверхности трубчатой металлической части 7 или на наружной поверхности эксплуатационной обсадной колонны или скважинной трубчатой конструкции 3, как показано на фиг. 10. Челночный клапан 11 и, следовательно, сенсорное устройство 16 расположены с примыканием к разжимной металлической муфте 8, упираясь в соединительные части второго конца разжимной металлической муфты 8. Как показано на фиг. 3, сенсорное устройство 16 расположено с упором в разжимную металлическую муфту 8. Как показано на фиг. 8а, сенсорное устройство 16 расположено снаружи кольцевого пространства в соединительных частях.As shown in FIG. 8a, the
Челночный клапан 11 имеет первое впускное отверстие 25, связанное с возможностью передачи текучей среды со второй зоной, и второе впускное отверстие 26, связанное с возможностью передачи текучей среды с первой зоной, причем челночный клапан имеет выпускное отверстие, связанное с возможностью передачи текучей среды с кольцевым пространством, при этом в первом положении первое впускное отверстие 25 связано с возможностью передачи текучей среды с выпускным отверстием с обеспечением уравнивания второго давления второй зоны с давлением пространства, и во втором положении второе впускное отверстие 26 связано с возможностью передачи текучей среды с выпускным отверстием с обеспечением уравнивания первого давления первой зоны с давлением пространства. Второй датчик 36 давления расположен в соединении с первым впускным отверстием 25 челночного клапана, и первый датчик 17 давления расположен в соединении со вторым впускным отверстием 26 челночного клапана. Кроме того, в соединении с выпускным отверстием 27 расположен третий датчик давления, измеряющий давление пространства и, таким образом, выполненный с возможностью измерения давления в процессе разжимания затрубного барьера.
Как показано на фиг. 8b, первое впускное отверстие 25 модуля 11 предотвращения смятия связано с возможностью передачи текучей среды со второй зоной через трубопровод 45 (показан на фиг. 10), проходящий через кольцевое пространство 15, как показано на фиг. 10. Кроме того, на наружной поверхности трубчатой металлической части 7 перед вторым впускным отверстием 26 расположена сетка 44, показанная на фиг. 8а и 10. Трубопровод 45, показанный на фиг. 10, прикреплен к первому концу 12 разжимной металлической муфты 8 и связан с возможностью передачи текучей среды со второй зоной 102 через канал в первом конце 12 разжимной металлической муфты 8 и через сетку 44 или фильтр 44, расположенный снаружи пространства 15 с примыканием к разжимной металлической муфте 8. Поскольку текучая среда из второй зоны 102 протекает сквозь сетку 44, лишь самые мелкие частицы могут попадать с текучей средой в трубопровод 45 и дальше в челночный клапан 11, расположенный в первой зоне 101. Точно так же текучая среда из первой зоны 101 проходит через сетку 44 или фильтр 44 перед попаданием в челночный клапан 11.As shown in FIG. 8b, the
Трубопровод 45, показанный на фиг. 10, расположен в пространстве 15 и проходит по спирали вокруг наружной поверхности 4 трубчатой металлической части 7. Таким образом, трубопровод 45 функционирует также в качестве средства предотвращения смятия в процессе введения затрубного барьера 1 в ствол скважины. В процессе введения эксплуатационной обсадной колонны или скважинной трубчатой конструкции 3 для добычи углеводородсодержащей текучей среды разжимная металлическая муфта 8 может ударяться в выступы в стволе скважины, что могло бы вызвать некоторое смятие разжимной металлической муфты 8 внутрь, если бы трубопровод 45 отсутствовал. Трубопровод 45 может быть соединен с первым впускным отверстием 25 челночного клапана 11 и сенсорным устройством 16 в другой плоскости сечения, отличной от показанной на фиг. 10. Штриховой линией показано положение разжимной металлической муфты 8 после разжимания.
Как показано на фиг. 8b, элемент 20 челночного клапана представляет собой поршень 20а, выполненный с возможностью перемещения в корпусе 29 поршня между первым положением и вторым положением. Корпус 29 поршня имеет полость 32, в которой расположена пружина 31. Пружина 31 сжимается, когда поршень 20а перемещается в первом направлении ко второму впускному отверстию 26 и второе давление выше, чем давление пространства и первое давление. Поршень 20а перемещается до тех пор, пока не будет открыт доступ к выпускному отверстию 27 и, тем самым, пока не будет обеспечена связь с возможностью передачи текучей среды в пространство. Когда давление пространства будет уровнено со вторым давлением, пружина 31 воздействует с усилием на поршень 20а в обратном направлении, разрывая тем самым связь с возможностью передачи текучей среды между первым впускным отверстием 25 и выпускным отверстием 27 и обеспечивая связь с возможностью передачи текучей среды между первой зоной и пространством.As shown in FIG. 8b,
Как показано на фиг. 9, затрубный барьер 1 дополнительно содержит узел 37 со срезным штифтом. Узел 37 со срезным штифтом имеет порт А, выполненный с возможностью приема текучей среды изнутри скважинной трубчатой конструкции через сетку 44. Порт А соединен с возможностью передачи текучей среды с портом D в процессе разжимания, что обеспечивает разжимание разжимной металлической муфты 8 под действием разжимающей текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции. Когда разжимная металлическая муфта 8 разжимается так, что упирается в стенку ствола скважины, давление нарастает и обеспечивается срезание срезного штифта или диска в узле со срезным штифтом, что в свою очередь обеспечивает разрыв соединения с возможностью передачи текучей среды из порта А, и обеспечивает соединение с возможностью передачи текучей среды между портом В и портом С, так что текучая среда из второго впускного отверстия может попадать в пространство через узел со срезным штифтом. Когда увеличивается второе давление во второй зоне, текучая среда из порта Е, соединенного с портом I, который представляет собой первое впускное отверстие 25, давит на элемент в челночном клапане, приводя его в движение, что обеспечивает связь с возможностью передачи текучей среды между портом I и портом Н, который представляет собой выпускное отверстие, и, таким образом, далее через порты В и С и в пространство через порт D. Когда увеличивается первое давление в первой зоне, на элемент воздействует усилие в противоположном направлении, и обеспечивается связь с возможностью передачи текучей средой между портом G и портом Н, т.е. связь с возможностью передачи текучей среды между вторым впускным отверстием и выпускным отверстием челночного клапана или модуля 11 предотвращения смятия, за счет чего текучая среда попадает в пространство через порты В, С и D.As shown in FIG. 9, the
Как показано на фиг. 12, управляющий модуль 18 содержит трехходовой клапан 48, расположенный в соединении с первым датчиком 17 давления. Трехходовой клапан выполнен с возможностью управления посредством соленоида 42 для осуществления переключения связи с возможностью передачи текучей среды между первым датчиком 17 давления и, соответственно, первой или второй зоной.As shown in FIG. 12, the
Затрубный барьер 1 может содержать третий датчик 43 давления, связанный с возможностью передачи текучей среды с кольцевым пространством. Как показано на фиг. 8а, третий датчик 43 давления расположен в соединении с выпускным отверстием 27 клапана 11, и как показано на фиг. 7, третий датчик 43 давления расположен в кольцевом пространстве 15 вместе с третьим коммуникационным модулем 24b, что обеспечивает возможность передачи данных. Как показано на фиг. 8а, третий датчик давления расположен в первой зоне, однако сенсорное устройство 16 и, следовательно, датчики давления могут также быть расположены во второй зоне.The
Затрубный барьер 1 изготовлен по существу из металла; таким образом, разжимная металлическая муфта изготовлена из металла, и трубчатая металлическая часть изготовлена из металла. Затрубный барьер может содержать уплотняющие элементы, расположенные на наружной поверхности разжимной металлической муфты 8 и в пространстве между трубчатой металлической частью и концами разжимной металлической муфты 8 или соединительных частей 14, 15b.The
Как показано на фиг. 10, в трубчатой металлической части расположено отверстие 28 для впуска текучей среды под давлением в кольцевое пространство 15 для разжимания разжимной металлической муфты 8. Кроме того, хотя это не показано, затрубный барьер может содержать вторую муфту, расположенную в кольцевом пространстве 15, и в разжимной металлической муфте может быть выполнено отверстие, чтобы обеспечивать прохождение текучей среды из одной из зон в отверстие в муфте и уравнивание давления в кольцевом пространстве, не ухудшая изоляционной способности затрубного барьера 1, поскольку вторая муфта разрывает связь с возможностью передачи текучей среды со скважинной трубчатой конструкцией.As shown in FIG. 10, an
Отклик датчика давления может быть использован для оценки разжимания затрубного барьера 1. Поскольку геометрия разжимного порта или отверстия известны, информация о давлении и времени в процессе разжимания может быть использована для подтверждения разжимания путем оценки общего объема, используемого для разжимания затрубного барьера и, тем самым, объема кольцевого пространства после разжимания.The response of the pressure sensor can be used to evaluate the expansion of the
Как показано на фиг. 1а, изобретение относится также к системе 200 заканчивания скважин, содержащей скважинную трубчатую конструкцию или эксплуатационную обсадную колонну 3 и две системы 100 затрубных барьеров для изоляции продуктивной зоны или второй зоны 102. Затрубные барьеры 1 соединены с сенсорными устройствами 16 так, что самое нижнее сенсорное устройство в скважине осуществляет связь, например беспроводным образом, с сенсорным устройством 16, расположенным выше и ближе к устью 47 скважины, которое затем осуществляет связь с коммуникационными модулями 46. Система заканчивания скважин дополнительно содержит источник 53 давления для повышения второго давления второй зоны с верхней части скважины. Первое давление в первой зоне или второе давление во второй зоне может быть повышено также через фрак-порт 54 (как показано на фиг. 11), скользящую муфту, впускной клапан или порт или через муфту с отверстиями.As shown in FIG. 1a, the invention also relates to a
Как показано на фиг. 11, система 200 заканчивания скважин дополнительно содержит скважинный инструмент 50, имеющий коммуникационный модуль 51 инструмента, предназначенный для считывания и/или загрузки измерений из сенсорного устройства 16 системы 100 затрубного барьера.As shown in FIG. 11, the
Настоящее изобретение относится также к способу проверки для проверки изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление ствола скважины. После разжимания системы затрубного барьера согласно настоящему изобретению она обеспечивает изоляцию зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление. Однако необходима проверка того, что изоляция зоны функционирует желаемым образом.The present invention also relates to a testing method for testing zone isolation between a first zone having a first pressure and a second zone having a second wellbore pressure. Once the annulus barrier system of the present invention is expanded, it seals off the zone between the first zone having a first pressure and the second zone having a second pressure. However, it needs to be verified that the zone isolation functions as desired.
Проверку выполняют путем повышения первого давления в первой зоне. Повышение давления может осуществляться, например, путем повышения давления текучей среды с поверхности скважины, за счет чего будет обеспечиваться, что первое давление превышает давление пласта и, таким образом, второе давление во второй зоне. Повышение давления может быть также достигнуто другими мерами. Так, давление гидроразрыва повышает давление в зоне, на которое оно воздействует, вследствие чего это повышенное давление может быть использовано для проверки изоляции зоны между зоной, где происходит разрыв, и прилегающей зоной, изолированной системой затрубного барьера согласно изобретению.The test is carried out by increasing the first pressure in the first zone. The pressurization may be accomplished, for example, by pressurizing the fluid from the surface of the well, thereby ensuring that the first pressure exceeds the formation pressure and thus the second pressure in the second zone. The increase in pressure can also be achieved by other measures. Thus, the fracturing pressure increases the pressure in the zone it affects, whereby this increased pressure can be used to test the isolation of the zone between the zone where the fracture occurs and the adjacent zone isolated by the annular barrier system according to the invention.
После повышения первого давления его измеряют, а также измеряют второе давление. Затем два измеренных давления сравнивают друг с другом. Если повышенное первое давление в момент сравнения выше второго давления, изоляция зоны не нарушена. Однако если повышенное первое давление по существу равно второму давлению, желаемая изоляция зоны между первой и второй зонами, по всей вероятности, нарушена. Таким образом, для обеспечения изоляции зоны может быть разжата другая система затрубного барьера, которая затем может быть проверена так же, как это описано выше.After increasing the first pressure, it is measured and the second pressure is also measured. The two measured pressures are then compared with each other. If the increased first pressure at the time of comparison is higher than the second pressure, the zone isolation is not broken. However, if the increased first pressure is substantially equal to the second pressure, the desired zone isolation between the first and second zones is likely to be violated. Thus, another annulus barrier system can be decompressed to provide zone isolation, which can then be tested in the same manner as described above.
Измеренные первое и второе давления с обеих сторон системы затрубного барьера могут быть переданы от сенсорного устройства скважинному инструменту и/или приемнику для дальнейшей обработки.The measured first and second pressures on both sides of the annulus barrier system may be transmitted from the sensor device to a downhole tool and/or receiver for further processing.
Сенсорное устройство содержит источник питания, например модуль батарей, который может быть использован с течением времени. Таким образом, источник питания предпочтительно является перезаряжаемым, чтобы его можно было заряжать, например, посредством скважинного инструмента, имеющего модуль зарядки.The touch device contains a power source, such as a battery pack, that can be used over time. Thus, the power source is preferably rechargeable so that it can be recharged, for example, by a downhole tool having a charging module.
Предпочтительно, после проверки изоляции зоны с использованием системы затрубного барьера согласно настоящему изобретению сенсорное устройство системы затрубного барьера может впоследствии быть использовано для мониторинга скважины.Preferably, after zone isolation has been verified using the annular barrier system of the present invention, the sensor device of the annular barrier system may subsequently be used for well monitoring.
Соответственно, предложен способ мониторинга для мониторинга состояния скважины посредством системы затрубного барьера согласно изобретению. Способ мониторинга содержит следующие этапы:Accordingly, a monitoring method is provided for monitoring the condition of a well by means of an annular barrier system according to the invention. The monitoring method comprises the following steps:
- разжимание системы затрубного барьера для обеспечения изоляции зоны между первой зоной, имеющей первое давление, и второй зоной, имеющей второе давление;expanding the annular barrier system to isolate the zone between the first zone having the first pressure and the second zone having the second pressure;
- измерение первого давления;- measurement of the first pressure;
- измерение второго давления;- measurement of the second pressure;
- повторение этапов измерения первого и второго давлений; и- repetition of the steps of measuring the first and second pressures; And
- сохранение и/или передача измеряемых давлений.- storage and/or transmission of measured pressures.
Повторяя измерения первого и второго давлений, можно осуществлять мониторинг состояния скважины в месте расположения системы затрубного барьера с точки зрения давлений. Например, если обнаружено, что давление изменяется, это может указывать на увеличение содержания воды в скважинной текучей среде в данной зоне.By repeating the measurements of the first and second pressures, it is possible to monitor the condition of the well at the location of the annular barrier system in terms of pressures. For example, if pressure is detected to change, this may indicate an increase in water content in the well fluid in that zone.
Повторные измерения давлений могут быть сохранены в модуле хранения, например записывающем устройстве или памяти, или же могут быть переданы беспроводным образом, например, к модулю скважинных данных. Модуль скважинных данных может принимать измеряемые данные из многих различных положений в скважине, что позволяет осуществлять мониторинг общего состояния и статуса скважины и, тем самым, оптимизировать производительность скважины с точки зрения измеряемых данных, среди прочего - измеряемых давлений.The repeated pressure measurements may be stored in a storage module, such as a recorder or memory, or may be transmitted wirelessly, such as to a well data module. The well data module can receive measured data from many different positions in the well, which allows monitoring of the general condition and status of the well and thereby optimizing well performance in terms of measured data, among other things, measured pressures.
Кроме того, в соединении с кольцевым пространством может быть установлен третий датчик давления для измерения третьего давления внутри кольцевого пространства. Третье давление можно непрерывно сравнивать с первым давлением и/или вторым давлением, при этом третье давление можно уравнивать с первым давлением, когда первое давление выше третьего давления, или же третье давление можно уравнивать со вторым давлением, когда второе давление выше третьего давления. За счет этого обеспечена возможность сохранения изоляции зоны даже в условиях, когда происходит повышение давления либо в первой, либо во второй зоне и, кроме того, обеспечена возможность значительного снижения вероятности смятия затрубного барьера.In addition, a third pressure transducer may be provided in connection with the annulus to measure a third pressure within the annulus. The third pressure can be continuously compared to the first pressure and/or the second pressure, wherein the third pressure can be equalized to the first pressure when the first pressure is higher than the third pressure, or the third pressure can be equalized to the second pressure when the second pressure is higher than the third pressure. This makes it possible to maintain the isolation of the zone even under conditions where there is an increase in pressure in either the first or the second zone and, in addition, it is possible to significantly reduce the likelihood of collapse of the annulus barrier.
Датчики давления или дополнительные датчики обеспечивают измерение свойства текучей среды, что порождает отклик или данные, которые хранятся и/или передаются для анализа. Таким образом, отклик датчиков может представлять собой измеряемые данные.Pressure sensors or additional sensors provide a measurement of a property of the fluid that generates a response or data that is stored and/or transmitted for analysis. Thus, the response of the sensors may be measurable data.
Ударный инструмент представляет собой инструмент, обеспечивающий локальное повышение давления для разжимания разжимной металлической муфты или создания повышенного давления в зоне для проверки изоляционной способности системы 100 затрубного барьера. Ударный инструмент содержит электрический двигатель для приведения в действие насоса. Насос закачивает текучую среду в корпус поршня, чтобы привести поршень в движение в корпусе. Поршень расположен на ходовой штанге. Насос выполнен с возможностью закачивания текучей среды в корпус поршня с одной стороны и одновременного откачивания текучей среды с другой стороны поршня.The percussion tool is a tool that provides a local increase in pressure to open an expandable metal sleeve or pressurize a zone to test the isolation capability of the
Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда 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.By fluid or well fluid is meant any type of fluid that may be present in an oil or gas well, such as natural gas, oil, drilling fluid, crude oil, water, and so on. Gas refers to any type of gas mixture present in a well, whether completed or uncased, and oil refers to any type of oil mixture, such as crude oil, oily fluid, and so on. Thus, the composition of gas, oil and water may include other elements or substances that are not gas, oil and/or water, respectively.
Под скважинной трубчатой конструкцией или эксплуатационной обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, трубопровода, хвостовика, колонны труб и так далее, постоянно установленных в скважине и используемых при добыче нефти или природного газа. Трубчатая металлическая часть может быть изготовлена из металла и может быть изготовлена из того же металла, что и скважинная трубчатая конструкция.A downhole tubular structure or production casing is understood to mean any type of pipe, tubular, pipeline, liner, tubing string, and so on, permanently installed in a well and used in the production of oil or natural gas. The tubular metal portion may be made of metal and may be made of the same metal as the downhole tubular structure.
В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован приводной модуль 52, например скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь выдвижные рычаги с колесами, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для продвижения трактора и инструмента вперед в обсадной колонне. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.In the event that it is not possible to fully insert the tool into the casing string, a
Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные формулой изобретения.Although the invention has been described above in terms of its preferred embodiments, it will be apparent to those skilled in the art that modifications to the invention are possible without departing from the scope of the invention as defined by the claims.
Claims (36)
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14167760.9 | 2014-05-09 | ||
| EP14167760.9A EP2942475A1 (en) | 2014-05-09 | 2014-05-09 | Downhole annular barrier system |
| EP14192566.9 | 2014-11-10 | ||
| EP14192566 | 2014-11-10 |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016145849A Division RU2713071C2 (en) | 2014-05-09 | 2015-05-08 | Downhole completion system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019131666A RU2019131666A (en) | 2019-12-23 |
| RU2801322C2 true RU2801322C2 (en) | 2023-08-07 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU64270U1 (en) * | 2007-02-07 | 2007-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU2389872C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-05-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Pressurisation and survey method of oil and gas wells |
| WO2013079574A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
| WO2013092801A1 (en) * | 2011-12-21 | 2013-06-27 | Welltec A/S | An annular barrier with an expansion detection device |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU64270U1 (en) * | 2007-02-07 | 2007-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | TEST PACKER |
| RU2389872C1 (en) * | 2008-08-22 | 2010-05-20 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Pressurisation and survey method of oil and gas wells |
| WO2013079574A1 (en) * | 2011-11-30 | 2013-06-06 | Welltec A/S | Pressure integrity testing system |
| WO2013092801A1 (en) * | 2011-12-21 | 2013-06-27 | Welltec A/S | An annular barrier with an expansion detection device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2713071C2 (en) | Downhole completion system | |
| US11680454B2 (en) | Method of plugging and pressure testing a well | |
| US10724360B2 (en) | Well isolation | |
| CA2541190C (en) | Apparatus and method for sensing downhole parameters | |
| US6357525B1 (en) | Method and apparatus for testing a well | |
| US20170335644A1 (en) | Smart frac ball | |
| EP2912267B1 (en) | Systems and methods for collecting one or more measurments and/or samples | |
| CN106460499B (en) | Downhole Sensor System | |
| US20110168389A1 (en) | Surface Controlled Downhole Shut-In Valve | |
| US8371161B2 (en) | Apparatus and method for formation testing | |
| RU2801322C2 (en) | Well completion system | |
| US9304054B2 (en) | Non-electronic air chamber pressure sensor | |
| EP2942475A1 (en) | Downhole annular barrier system | |
| RU2500879C2 (en) | Garipov packer with electronic instrument (versions) and method of its implementation |