RU2799592C2 - Method for deploying integrated completion case in one ride and completion system - Google Patents
Method for deploying integrated completion case in one ride and completion system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2799592C2 RU2799592C2 RU2021122475A RU2021122475A RU2799592C2 RU 2799592 C2 RU2799592 C2 RU 2799592C2 RU 2021122475 A RU2021122475 A RU 2021122475A RU 2021122475 A RU2021122475 A RU 2021122475A RU 2799592 C2 RU2799592 C2 RU 2799592C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- integral
- well
- completion string
- wellbore
- completion
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
[0001] Настоящее изобретение в целом относится к компоновкам для заканчивания скважин и, в частности, к системам и способам развертывания компоновок для заканчивания необсаженной скважины с автономным фильтром за один рейс. [0001] The present invention relates generally to well completions, and more particularly to systems and methods for deploying open hole completions with a self-contained screen in a single run.
[0002] Настоящий раздел предназначен для ознакомления читателя с различными аспектами области техники, которые могут относиться к различным аспектам настоящего изобретения, которые описаны и/или заявлены ниже. Полагают, что настоящее описание полезно для предоставления читателю дополнительной информации, чтобы обеспечить лучшее понимание различных аспектов настоящего изобретения. Соответственно, следует понимать, что эти утверждения должны быть прочитаны в этом свете, а не в качестве принятия любого типа.[0002] This section is intended to acquaint the reader with various aspects of the art that may relate to various aspects of the present invention, which are described and/or claimed below. I believe that the present description is useful to provide the reader with additional information to provide a better understanding of the various aspects of the present invention. Accordingly, it should be understood that these statements are to be read in that light and not as an acceptance of any kind.
[0003] Стандартные компоновки для заканчивания необсаженной скважины с автономным фильтром развертывают с помощью двух рейсов (см. например, CN 1920246, E21B33/10, 28.02.2007). Например, первый рейс осуществляется для установки компоновки для нижнего заканчивания, которая обычно содержит, среди прочих компонентов, промывочный башмак, противопесочные фильтры, устройство регулирования водоотдачи, подпакерное седло уплотнителя и пакер канала уплотнения. Компоновка для нижнего заканчивания обычно доставляется на конечную глубину при помощи спускной колонны, которая соединена с рабочим инструментом. После осуществления установки и испытания компоновки для нижнего заканчивания рабочую колонну (например, спускную колонну и рабочий инструмент) извлекают на поверхность скважины. Затем осуществляют второй рейс для установки компоновки для верхнего заканчивания, которая обычно содержит, среди прочих компонентов, эксплуатационный пакер, оборудование для постоянного внутрискважинного мониторинга и управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV - англ.: surface-controlled subsurface safety valve).[0003] Standard open-hole completions with self-contained screens are deployed in two runs (see, for example, CN 1920246, E21B33/10, 02/28/2007). For example, the first run is to install a lower completion assembly that typically includes, among other components, a wash shoe, sand screens, a fluid loss control device, an under packer seal seat, and a seal channel packer. The lower completion assembly is typically delivered to the final depth using a running string that is connected to a working tool. After installation and testing of the lower completion assembly, the workstring (eg, workstring and work tool) is retrieved to the surface of the well. A second trip is then made to install the upper completion assembly, which typically includes, among other components, a production packer, continuous downhole monitoring equipment, and a surface-controlled subsurface safety valve (SCSSV).
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
[0004] Сущность определенных вариантов осуществления изобретения, описанных в настоящем документе, изложена ниже. Следует понимать, что эти аспекты представлены только для краткого ознакомления читателя с сущностью некоторых вариантов осуществления изобретения и, что эти аспекты никоим образом не ограничивают объем настоящего изобретения.[0004] The essence of certain embodiments of the invention described in this document, set forth below. It should be understood that these aspects are presented only to briefly familiarize the reader with the essence of some embodiments of the invention and that these aspects do not limit the scope of the present invention in any way.
[0005] Один вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя способ, включающий в себя этапы, на которых осуществляют спуск в скважину интегральной колонны заканчивания скважины в качестве интегрального блока. Интегральная колонна заканчивания скважины включает в себя управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV - англ.: surface-controlled subsurface safety valve), эксплуатационный пакер, расположенный ниже по стволу скважины относительно SCSSV, автономный фильтр, расположенный ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера, и промывочный башмак, расположенный ниже по стволу скважины относительно автономного фильтра. Способ также включает блокирование потока текучей среды радиально наружу через автономный фильтр из внутреннего прохода интегральной колонны заканчивания скважины в кольцевое пространство, сформированное между интегральной колонной заканчивания скважины и стволом скважины, при спуске в скважину интегральной колонны заканчивания скважины. Способ дополнительно включает обеспечение двунаправленного радиального потока текучей среды через автономный фильтр после осуществления спуска в скважину интегральной колонны заканчивания скважины.[0005] One embodiment of the present invention includes a method including the steps of running an integral completion string as an integral unit into a well. The integral completion string includes a surface-controlled subsurface safety valve (SCSSV), a production packer located downhole relative to the SCSSV, an independent filter located downhole relative to the production packer, and a flush shoe located down the wellbore relative to the offline filter. The method also includes blocking the flow of fluid radially outward through the self-contained filter from the internal passage of the integral completion string into the annulus formed between the integral completion string and the wellbore when the integral completion string is lowered into the well. The method further includes providing a bi-directional radial fluid flow through the self-contained filter after the integral completion string has been run into the well.
[0006] Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя систему заканчивания скважины, которая содержит интегральную колонну заканчивания скважины, выполненную с возможностью спуска в скважину в качестве интегрального блока для заканчивания скважины. Интегральная колонна заканчивания скважины содержит управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV), выполненный с возможностью блокирования неуправляемого потока текучей среды вверх по стволу скважины через внутренний проход интегральной колонны заканчивания скважины. Интегральная колонна заканчивания скважины также содержит эксплуатационный пакер, выполненный с возможностью фиксации интегральной колонны заканчивания скважины внутри ствола скважины. Интегральная колонна заканчивания скважины дополнительно содержит автономный фильтр, выполненный с возможностью блокирования потока текучей среды радиально наружу из внутреннего прохода интегральной колонны заканчивания скважины в кольцевое пространство, сформированное между интегральной колонной заканчивания скважины и стволом скважины, при спуске в скважину интегральной колонны заканчивания скважины, а также обеспечения двунаправленного радиального потока текучей среды после осуществления спуска в скважину интегральной колонны заканчивания скважины. Кроме того, интегральная колонна заканчивания скважины содержит промывочный башмак, выполненный с возможностью обеспечения потока текучей среды из внутреннего прохода интегральной колонны заканчивания скважины в кольцевое пространство, а также блокирования потока текучей среды из кольцевого пространства во внутренний проход интегральной колонны заканчивания скважины.[0006] Another embodiment of the present invention includes a well completion system that includes an integral completion string capable of being run into a well as an integral well completion unit. The integral completion string includes a surface-operated downhole safety valve (SCSSV) configured to block uncontrolled fluid flow up the wellbore through the internal passage of the integral completion string. The integral completion string also includes a production packer configured to lock the integral completion string within the wellbore. The integral completion string further comprises an autonomous filter configured to block fluid flow radially outward from the internal passage of the integral completion string into the annulus formed between the integral completion string and the wellbore when the integral completion string is lowered into the well, and providing a bi-directional radial fluid flow after the integral completion string is run into the well. In addition, the integral completion string contains a flushing shoe configured to provide fluid flow from the internal passage of the integral completion string to the annulus, as well as to block the flow of fluid from the annulus to the internal passage of the integral completion string.
[0007] Другой вариант осуществления настоящего изобретения включает в себя способ, включающий в себя этапы, на которых осуществляют спуск в скважину интегральной колонны заканчивания скважины в качестве интегрального блока. Интегральная колонна заканчивания скважины содержит управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV), эксплуатационный пакер, расположенный ниже по стволу скважины относительно SCSSV, автономный фильтр, расположенный ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера, и промывочный башмак, расположенный ниже по стволу скважины относительно автономного фильтра.[0007] Another embodiment of the present invention includes a method including the steps of running an integral completion string as an integral unit into a well. The integral completion string comprises a surface-operated downhole safety valve (SCSSV), a production packer located downhole relative to the SCSSV, a self-contained screen located downhole relative to the production packer, and a flush shoe located downhole relative to the self-contained filter .
[0008] Различные модификации признаков, отмеченных выше, могут быть осуществлены в отношении различных аспектов настоящего изобретения. Дополнительные признаки также могут быть включены в эти различные аспекты. Эти модификации и дополнительные признаки могут существовать по отдельности или в любой комбинации. Например, различные признаки, описываемые ниже в связи с одним или более из проиллюстрированных вариантов осуществления изобретения, могут быть включены в любой из вышеописанных аспектов настоящего изобретения отдельно или в любой комбинации. Сущность изобретения, представленная выше, предназначена для ознакомления читателя с определенными аспектами и контекстами вариантов осуществления настоящего изобретения без ограничения заявленным объектом изобретения.[0008] Various modifications of the features noted above can be made in relation to various aspects of the present invention. Additional features may also be included in these various aspects. These modifications and additional features may exist singly or in any combination. For example, the various features described below in connection with one or more of the illustrated embodiments of the invention may be included in any of the above aspects of the present invention alone or in any combination. The summary of the invention presented above is intended to familiarize the reader with certain aspects and contexts of the embodiments of the present invention without limiting the claimed subject matter.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0009] Различные аспекты настоящего изобретения можно лучше понять после прочтения следующего подробного описания и со ссылкой на графические материалы, на которых:[0009] Various aspects of the present invention can be better understood after reading the following detailed description and with reference to the drawings, in which:
[0010] на фиг. 1 представлен частичный вид сбоку в разрезе скважины, которая содержит ствол скважины, проходящий через один или более пластов, содержащих текучую среду на основе углеводородов, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;[0010] in FIG. 1 is a partial sectional side view of a wellbore that includes a wellbore passing through one or more hydrocarbon-based fluid containing formations, in accordance with embodiments of the present invention;
[0011] на фиг. 2 представлен частичный вид сбоку в разрезе однорейсовой системы заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;[0011] in FIG. 2 is a partial side sectional view of a single trip well completion system configured to run an open hole as an integral unit in a single trip, in accordance with embodiments of the present invention;
[0012] на фиг. 3 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;[0012] in FIG. 3 is a partial side sectional view of another example of a single trip well completion system configured to run an open hole as an integral unit in a single trip, in accordance with embodiments of the present invention;
[0013] на фиг. 4 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;[0013] in FIG. 4 is a partial side sectional view of another example of a single trip well completion system configured to run an open hole as an integral unit in a single trip, in accordance with embodiments of the present invention;
[0014] на фиг. 5 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения;[0014] in FIG. 5 is a partial side sectional view of another example of a single trip well completion system configured to run an open hole as an integral unit in a single trip, in accordance with embodiments of the present invention;
[0015] на фиг. 6 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения; и[0015] in FIG. 6 is a partial side sectional view of another example of a single trip well completion system configured to run an open hole as an integral unit in a single trip, in accordance with embodiments of the present invention; And
[0016] на фиг. 7 представлена блок-схема способа установки однорейсовой системы заканчивания скважины в ствол необсаженной скважины в качестве интегрального блока в ходе одного рейса в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.[0016] in FIG. 7 is a flow diagram of a method for installing a single trip well completion system in an open hole as an integral unit during a single trip in accordance with embodiments of the present invention.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS
[0017] Ниже будет описан один или более конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения. Эти описанные варианты осуществления изобретения приводятся исключительно в качестве примеров методов, раскрытых в настоящем документе. Кроме того, чтобы предоставить краткое описание этих вариантов осуществления изобретения, все признаки фактического варианта реализации не могут быть раскрыты в настоящем описании. Следует понимать, что при разработке любого такого фактического варианта реализации, как в любом инженерном проекте или проекте опытно-конструкторских работ, многочисленные характерные для реализации решения должны приниматься для достижения конкретных целей проектировщика, например, для соответствия связанным с системой или производственным ограничениям, которые могут быть различными для каждого варианта реализации. Более того, следует понимать, что такая опытно-конструкторская разработка может быть сложной и потребовать больших затрат времени, но, тем не менее, будет обычной практикой при конструировании, изготовлении и производстве для специалистов в данной области техники, пользующихся преимуществами настоящего изобретения.[0017] One or more specific embodiments of the present invention will be described below. These described embodiments of the invention are provided solely as examples of the methods disclosed herein. In addition, in order to provide a brief description of these embodiments of the invention, all features of the actual embodiment cannot be disclosed in the present description. It should be understood that in the development of any such actual implementation, as in any engineering or development project, numerous implementation-specific decisions must be made in order to achieve the designer's specific goals, for example, to meet system-related or manufacturing constraints that may be different for each implementation. Moreover, it should be understood that such development work can be complex and time consuming, but will nonetheless be common design, fabrication and production practice for those skilled in the art who enjoy the benefits of the present invention.
[0018] При описании элементов различных вариантов осуществления настоящего изобретения формы единственного числа предусматривают существование одного или более таких элементов. Термины «содержащий», «включающий» и «имеющий» являются включающими и предполагают, что кроме перечисленных могут быть дополнительные элементы. Кроме того, следует понимать, что ссылки на «один вариант осуществления» или «вариант осуществления настоящего изобретения» в настоящем описании не должны трактоваться как исключающие существование дополнительных вариантов осуществления изобретения, которые также включают изложенные признаки.[0018] When describing the elements of various embodiments of the present invention, the singular forms provide for the existence of one or more such elements. The terms "comprising", "including" and "having" are inclusive and suggest that there may be additional elements in addition to those listed. In addition, it should be understood that references to "one embodiment" or "an embodiment of the present invention" in the present description should not be construed as excluding the existence of additional embodiments of the invention that also include the recited features.
[0019] Используемые в настоящем документе термины «соединить», «соединение», «соединенный», «в соединении с» и «соединяющий» означают «в непосредственном соединении с» или «в соединении через один или несколько элементов»; а термин «комплект» означает «один элемент» или «более одного элемента». Кроме того, термины «сцеплять», «сцепление», «сцепленный», «сцепленные между собой» и «сцепленный с» означают «непосредственно сцепленные между собой» или «сцепленные между собой через один или более элементов». В контексте настоящего документа термины «вверх» и «вниз», «ниже по стволу скважины» и «выше по стволу скважины», «верхний» и «нижний», «верх» и «низ», а также другие подобные термины, обозначающие положения относительно заданной точки или элемента, применяются для более понятного описания некоторых элементов. Обычно эти термины относятся к опорной точке на поверхности, от которой начинают осуществлять буровые работы, при этом она является самой верхней (например, устьевой или верхней) точкой, а общая глубина по оси бурения является самой нижней (например, забойной или нижней) точкой, причем скважина (например, ствол скважины, буровая скважина) является вертикальной, горизонтальной или наклонной относительно поверхности.[0019] As used herein, the terms "connect", "connection", "connected", "in connection with" and "connecting" mean "in direct connection with" or "in connection through one or more elements"; and the term "kit" means "one item" or "more than one item". In addition, the terms "attach", "attachment", "engaged", "engaged", and "engaged with" mean "directly attached to each other" or "attached to each other through one or more elements". In the context of this document, the terms "up" and "down", "downhole" and "uphole", "up" and "down", "up" and "down", as well as other similar terms indicating positions relative to a given point or element are used to more clearly describe some elements. Usually these terms refer to a reference point on the surface from which drilling is started, which is the highest (for example, wellhead or top) point, and the total depth along the drilling axis is the lowest (for example, bottomhole or bottom) point, moreover, the well (eg, wellbore, borehole) is vertical, horizontal or inclined relative to the surface.
[0020] Как описано выше, стандартные компоновки для заканчивая скважины с автономным фильтром, например, для необсаженных скважин, обычно развертывают с помощью двух рейсов. Перед установкой компонентов компоновки для нижнего заканчивания необсаженный ствол обычно заполняют текучей средой, не содержащей твердой фазы, а обсадную колонну обычно заполняют фильтрованным рассолом. Компоненты компоновки для нижнего заканчивания обычно спускают в ствол скважины в качестве колонны, причем первым спускают промывочный башмак, за которым следуют противопесочные фильтры, устройство регулирования водоотдачи, подпакерное седло уплотнителя и пакер канала уплотнения. В какой-то момент времени, как правило, непосредственно до или после присоединения устройства регулирования водоотдачи к колонне, компоновку для нижнего заканчивания устанавливают на клиньях и вспомогательный ротор располагают над колонной; в этот момент времени в ствол скважины может быть спущена внутренняя колонна, которая обычно включает в себя колонну промывочной трубы, имеющую хвостовик на забойном конце, который врезается в канал уплотнения прямо над промывочным башмаком. Затем рабочий инструмент в сборе обычно присоединяют к колонне промывочной трубы. Как правило, в этот момент времени пакер канала уплотнения входит в зацепление с витками резьбы наружной колонны (например, противопесочных фильтров), в то время как рабочий инструмент входит в зацепление с внутренней колонной (например, промывочной трубой). Затем всю колонну компоновки для нижнего заканчивания перемещают на конечную глубину при помощи бурильной трубы.[0020] As described above, standard off-line filter completion assemblies, such as open wells, are typically deployed in two runs. Prior to installation of the lower completion components, the open hole is typically filled with a solids-free fluid and the casing is typically filled with filtered brine. The components of a lower completion are typically run into the wellbore as a string, with the wash shoe running first, followed by the sand screens, fluid loss control device, under packer seal seat, and seal channel packer. At some point in time, typically just before or after the fluid loss control device is connected to the string, the lower completion assembly is placed on slips and the auxiliary rotor is positioned above the string; at this point in time, an inner string may be run into the wellbore, which typically includes a washpipe string having a bottom end liner that cuts into the seal channel just above the wash shoe. The working tool assembly is then typically attached to the washpipe string. Typically, at this point in time, the seal channel packer engages the threads of the outer string (eg, sand filters) while the working tool engages the inner string (eg, washpipe). The entire lower completion string is then moved to the final depth using drill pipe.
[0021] После того как компоновка для нижнего заканчивания расположена на надлежащей глубине, пакер канала уплотнения обычно устанавливают путем прикладывания давления с поверхности скважины, а затем испытывают герметичность и механическую целостность пакера канала уплотнения. Как правило, затем вниз по стволу скважины через бурильную трубу и промывочную трубу закачивают текучую среду для разрушения осадка после фильтрования, которая вытесняет текучую среду, не содержащую твердой фазы, в необсаженном стволе и облегчает удаление осадка после фильтрования. Тем не менее, в определенных ситуациях текучая среда для разрушения осадка после фильтрования может альтернативно закачиваться вниз по стволу скважины через бурильную трубу и промывочную трубу перед установкой пакера канала уплотнения. В таких ситуациях путь вытеснения проходит вниз через бурильную трубу и промывочную трубу, а затем вверх через кольцевое пространство через промывочный башмак. После завершения вытеснения давление в рабочей колонне (например, включающей в себя спускную колонну и рабочий инструмент) повышают для осуществления установки пакера канала уплотнения.[0021] Once the lower completion is located at the proper depth, the seal bore packer is typically set by applying pressure from the surface of the well and then testing the tightness and mechanical integrity of the seal bore packer. Typically, a filter cake breaking fluid is then pumped down the wellbore through the drill pipe and wash pipe, which displaces the solids-free fluid in the open hole and facilitates the removal of the filter cake. However, in certain situations, the filter cake breaking fluid may alternatively be pumped down the wellbore through the drill pipe and wash pipe prior to setting the seal channel packer. In such situations, the displacement path goes down through the drill pipe and wash pipe and then up through the annulus through the wash shoe. After displacement is complete, the pressure in the workstring (eg, including the workstring and work tool) is increased to effect setting of the seal channel packer.
[0022] Затем в любом из сценариев рабочий инструмент обычно извлекают из ствола скважины, оставляя компоненты компоновки для нижнего заканчивания (например, промывочный башмак, противопесочные фильтры, устройство регулирования водоотдачи, подпакерное седло уплотнителя и пакер канала уплотнения) в надлежащем месте внутри ствола скважины. Как правило, промывочную трубу также извлекают как часть рабочей колонны. Устройство регулирования водоотдачи обычно испытывают, когда промывочная труба находится над устройством регулирования водоотдачи, тем самым удостоверяясь в том, что устройство регулирования водоотдачи все еще удерживает столб текучей среды наверху, чтобы предотвратить потери во время установки компоновки для верхнего заканчивания.[0022] In either scenario, the working tool is then typically removed from the wellbore, leaving the lower completion components (e.g., wash shoe, sand screens, fluid loss control device, seal underpacker seat, and seal path packer) in the proper location within the wellbore. Typically, the wash pipe is also removed as part of the work string. The fluid loss control device is typically tested with the washpipe above the fluid loss control device, thereby verifying that the fluid loss control device still holds the fluid column at the top to prevent losses during installation of the upper completion.
[0023] Затем компоновку для верхнего заканчивания устанавливают вслед за компоновкой для нижнего заканчивания. Различные компоненты могут быть включены в состав компоновки для верхнего заканчивания, но обычно они включают в себя насосно-компрессорные трубы, устройство для заглушки насосно-компрессорных труб, эксплуатационный пакер, управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV) и подвеску насосно-компрессорных труб. Как правило, после того как осуществлена посадка подвески насосно-компрессорных труб, эксплуатационный пакер устанавливают рядом с устройством для заглушки насосно-компрессорных труб. Затем испытывают под давлением целостность насосно-компрессорных труб, после чего осуществляют испытание на приток SCSSV. Завершающий этап обычно представляет собой испытание под давлением уплотнений эксплуатационного пакера и подвески насосно-компрессорных труб с обратной стороны. После того как скважину подключают к фонтанной арматуре, устройство для заглушки насосно-компрессорных труб обычно удаляют или переводят в открытое положение либо дистанционно, либо посредством проведения внутрискважинных работ, и устройство регулирования водоотдачи открывают с помощью циклов изменения давления или механических средств в зависимости от типа применяемого устройства регулирования водоотдачи.[0023] The upper completion assembly is then installed next to the lower completion assembly. Various components can be included in a top completion, but typically they include tubing, tubing plug, production packer, surface-operated downhole safety valve (SCSSV) and tubing hanger. Typically, after the tubing hanger has been set, the production packer is installed adjacent to the tubing plug. The integrity of the tubing is then pressure tested, followed by an inflow test of the SCSSV. The final step is usually a pressure test of the production packer seals and the back side of the tubing hanger. After the well is connected to the X-mas tree, the tubing plug device is usually removed or moved to the open position, either remotely or through intervention, and the fluid loss control device is opened by pressure cycling or mechanical means, depending on the type used. water control devices.
[0024] Варианты осуществления настоящего изобретения преодолевают недостатки обычных компоновок для заканчивания необсаженной скважины с автономным фильтром за счет применения методики заканчивания и развертывания, которая обеспечивает установку автономных фильтров и заканчивание скважины за один рейс интегральной колонны заканчивания скважины. В частности, как более подробно описано в настоящем документе, варианты осуществления настоящего изобретения, например, устраняют необходимость выполнять спуск пакера канала уплотнения, подпакерного седла уплотнителя, устройства регулирования водоотдачи, внутренней колонны промывочной трубы и промежуточной рабочей колонны (например, спускной колонны и рабочего инструмента). Таким образом, описанные в настоящем документе варианты осуществления обеспечивают экономию затрат за счет однорейсовой установки, что также значительно снижает время работ на скважине по сравнению со стандартными двухрейсовыми установками компоновок для заканчивания, описание которых приведено выше. В частности, экономится время, так как нет необходимости спускать и извлекать, например, колонны промывочных и бурильных труб, чтобы переместить автономные фильтры на глубину. Кроме того, описанные в настоящем документе варианты осуществления не требуют, чтобы устройство регулирования водоотдачи, подпакерное седло уплотнителя и пакер канала уплотнения спускались в ствол скважины. Описанные в настоящем документе варианты осуществления также снижают количество арендуемого оборудования (такого как, например, инструмент для установки пакера канала уплотнения, внутренняя промывочная труба с хвостовиком и другое вспомогательное оборудование), необходимого для заканчивания скважины.[0024] Embodiments of the present invention overcome the shortcomings of conventional open-hole completions with a self-contained screen by employing a completion and reaming technique that allows for the installation of self-contained screens and completion of the well in a single run of the integral completion string. In particular, as described in more detail herein, embodiments of the present invention, for example, eliminate the need to run the seal channel packer, under packer seal seat, fluid loss control device, inner washpipe string, and intermediate workstring (e.g., workstring and working tool). ). Thus, the embodiments described herein provide the cost savings of a single-trip installation, which also significantly reduces well time compared to the standard two-trip completions described above. In particular, time is saved, as there is no need to run and retrieve, for example, washing and drill strings to move offline filters to depth. In addition, the embodiments described herein do not require the fluid loss control device, the under-packer seal seat, and the packer to be run into the wellbore. The embodiments described herein also reduce the amount of rental equipment (such as, for example, a seal channel packer setting tool, an internal liner, and other ancillary equipment) required to complete a well.
[0025] На фиг. 1 представлен частичный вид сбоку в разрезе скважины 10, которая содержит ствол 12 скважины, проходящий через один или более пластов 14 (например, коллекторов), содержащих текучую среду на основе углеводородов, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В варианте осуществления, изображенном на фиг. 1, представлен ствол 12 скважины, содержащий первый сегмент (например, обсаженный сегмент 16 ствола скважины), который обсажен посредством обсадной колонны 18, и второй сегмент, который представляет собой необсаженный сегмент 20 ствола скважины. Хотя на фиг. 1 изображен вертикальный необсаженный сегмент ствола скважины, в других вариантах осуществления необсаженный сегмент 20 ствола скважины может включать в себя боковой сегмент. Дополнительно, в других вариантах осуществления ствол 12 скважины может включать в себя более одного бокового необсаженного сегмента ствола скважины. Кроме того, различные системы, узлы, технологии и т. д. могут применяться к континентальным скважинам, подводным скважинам и подобным сооружениям, которые могут включать в себя один или более вертикальных сегментов и/или один или более наклонно-направленных сегментов, которые могут включать в себя один или более боковых сегментов (например, один или более по существу горизонтальных сегментов).[0025] FIG. 1 is a partial sectional side view of a well 10 that includes a wellbore 12 passing through one or more formations 14 (eg, reservoirs) containing hydrocarbon-based fluid, in accordance with embodiments of the present invention. In the embodiment depicted in FIG. 1, a wellbore 12 is shown comprising a first segment (eg, a cased wellbore segment 16) that is cased by a
[0026] Вариант осуществления, изображенный на фиг. 1, включает в себя интегральную однорейсовую систему 22 заканчивания скважины, которая может быть установлена при помощи соответствующего оборудования (например, оборудования буровой установки и т. д.). Как изображено, однорейсовая система 22 заканчивания скважины является частью колонны 24 труб с соответствующим оборудованием компоновки для верхнего заканчивания, которая проходит до поверхности 26 скважины 10 и подвешена при помощи подвески насосно-компрессорных труб (не показана), предусмотренной в области ее верхнего осевого конца. Как описано в настоящем документе, скважина 10 может быть задана с помощью центральной оси 44 вдоль ствола 12 скважины от верхнего (например, устьевого) осевого конца на поверхности 26 скважины 10 до нижнего (например, забойного) осевого конца, который может быть вертикальным и/или наклонно-направленным, как описано в настоящем документе. Осевые и/или радиальные координаты могут применяться в настоящем документе для задания положения одного или более компонентов однорейсовой системы 22 заканчивания скважины вдоль центральной оси 44, заданной посредством ствола 12 скважины.[0026] The embodiment shown in FIG. 1 includes an integral single-
[0027] Описанная в настоящем документе однорейсовая система 22 заканчивания скважины может быть установлена в качестве интегрального блока за один рейс в скважину 10 (например, за один спуск без удаления каких-либо компонентов однорейсовой системы 22 заканчивания скважины во время спуска в ствол 12 скважины). Другими словами, в отличии от стандартных систем, которые содержат компоновки для верхнего и нижнего заканчивания, которые отдельно спускаются в ствол скважины за два рейса, варианты осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, описанной в настоящем документе, объединяют компоненты компоновки для заканчивания, которые обычно включаются в состав компоновок для верхнего и нижнего заканчивания, в интегральный блок, который может быть спущен в ствол 12 скважины за один рейс. Например, однорейсовая система 22 заканчивания скважины может рассматриваться как включающая в себя компоновку для верхнего заканчивания и компоновку для нижнего заканчивания, которые приблизительно обозначены на фиг. 1 соответственно как верхняя секция 28 (например, или верхний участок, компоновка для верхнего заканчивания, устьевая секция и т. д.) и нижняя секция 30 (например, или нижний участок, компоновка для нижнего заканчивания, забойная секция и т. д.), однорейсовой системы 22 заканчивания скважины.[0027] The single-
[0028] Как изображено на фиг. 1, нижняя секция 30 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины может включать в себя фильтр 32 в сборе (например, автономный фильтр), который проходит в необсаженный сегмент 20 ствола скважины 12. Однако в других вариантах осуществления фильтр 32 в сборе может проходить внутри обсадной колонны 18, если скважина 10 полностью обсажена (т. е. отсутствует необсаженный ствол). Фильтр 32 в сборе может располагаться рядом с нижним (например, забойным) концом нижней секции 30 и передавать скважинную текучую среду из кольцевого пространства 34, которое окружает фильтр 32 в сборе, во внутренний проход 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины (и колонны 24 труб).[0028] As shown in FIG. 1, the
[0029] Дополнительно, как более подробно описано в настоящем документе, в определенных вариантах осуществления фильтр 32 в сборе выполнен с возможностью блокирования потока текучей среды радиально наружу из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34 при спуске в скважину 10 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. Другими словами, в зависимости от того, спускается ли однорейсовая система 22 заканчивания скважины в скважину 10 или уже установлена на конечной глубине, функциональность фильтра 32 в сборе может изменяться. В частности, когда однорейсовая система 22 заканчивания скважины спускается в скважину 10, за счет блокировки потока текучей среды радиально наружу в необсаженный ствол фильтр 32 в сборе обеспечивает функциональность промывки путем обеспечения того, что поток текучей среды, нагнетаемый вниз по стволу скважины через однорейсовую систему 22 заканчивания скважины, будет входить в необсаженный ствол только после прохождения через промывочный башмак 40, расположенный на нижнем (например, забойном) конце однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, что устраняет необходимость спуска промывочной трубы наряду с другими компонентами в ходе отдельного рейса, как более подробно описано в настоящем документе. Точнее, фильтр 32 в сборе действует в качестве сплошного соединения во время развертывания однорейсовой системы 22 заканчивания скважины (т. е. обеспечивая функциональность промывки), но трансформируется в обычный противопесочный фильтр в сборе для добычи после развертывания однорейсовой системы 22 заканчивания скважины.[0029] Additionally, as described in more detail herein, in certain embodiments, the
[0030] В определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины может образовывать кольцевое уплотнение между наружной частью однорейсовой системы 22 заканчивания скважины и внутренней поверхностью обсадной колонны 18 посредством установки эксплуатационного пакера 38, который является частью нижней секции 30 и расположен рядом с верхним (например, устьевым) концом нижней секции 30. Благодаря этой компоновке поток добытой скважинной текучей среды направляется через фильтр 32 в сборе в однорейсовую систему 22 заканчивания скважины и, таким образом, в колонну 24 труб и далее на поверхность 26 скважины 10. В целом, эксплуатационный пакер 38 действует в качестве устройства механической фиксации и изоляции давления на протяжении жизненного цикла скважины 10. В определенных вариантах осуществления эксплуатационный пакер 38 может представлять собой гидравлически устанавливаемый пакер. Однако в других вариантах осуществления эксплуатационный пакер 38 может представлять собой пакер другого типа, который устанавливается посредством другого механизма. В определенных вариантах осуществления, в которых эксплуатационный пакер 38 представляет собой гидравлически устанавливаемый пакер, эксплуатационный пакер 38 может быть установлен с помощью внутреннего давления в насосно-компрессорных трубах, которое передается вниз по стволу скважины через внутренний проход 36 колонны 24 труб (и однорейсовой системы 22 заканчивания скважины).[0030] In certain embodiments, the single-
[0031] В определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины может содержать на своем нижнем (забойном) конце промывочный башмак 40, который может быть выполнен с возможностью герметизации внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в осевых местоположениях ниже эксплуатационного пакера 38. В определенных вариантах осуществления уплотнение внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины обеспечивает создание или повышение давления, что может применяться для установки эксплуатационного пакера 38. В целом, промывочный башмак 40 имеет по меньшей мере три назначения: обеспечение более плавного спуска однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в ствол 12 скважины за счет формы и функциональности циркуляции промывки; функционирование в качестве обратного клапана, который обеспечивает поток текучей среды из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34, сформированное между однорейсовой системой 22 заканчивания скважины и стволом 12 скважины, блокируя при этом поток текучей среды в противоположном направлении; и помощь в обеспечении того, что текучая среда для разрушения осадка после фильтрования будет перекрывать весь необсаженный ствол.[0031] In certain embodiments, the single-
[0032] В определенных вариантах осуществления промывочный башмак 40 может содержать седло шара, которое служит для размещения запорного шара, направляемого (например, путем сбрасывания и/или нагнетания) с поверхности 26 скважины 10. Однако в других вариантах осуществления могут применяться другие типы клапанов для создания герметичного объема во внутреннем проходе 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины с целью активации эксплуатационного пакера 38. Например, в определенных вариантах осуществления один или более клапанов для изоляции пластов могут применяться для обратимой герметизации и/или предотвращения сообщения между одним участком внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины и другим участком внутреннего прохода 36.[0032] In certain embodiments, the
[0033] В определенных вариантах осуществления, как более подробно описано в настоящем документе, эксплуатационный пакер 38 может представлять собой многопортовый пакер, который может обеспечить множество вводов для прохождения линий управления и/или кабелей связи (например, электрических кабелей, оптических кабелей и т. д.) в кольцевое пространство 34 между участками однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, разделенной посредством эксплуатационного пакера 38. В определенных вариантах осуществления эксплуатационный пакер 38 может быть механически установлен или установлен при помощи линии управления, что устраняет необходимость отдельной установки компонентов, таких как изоляционная заглушка насосно-компрессорных труб, ниже эксплуатационного пакера 38.[0033] In certain embodiments, as described in more detail herein, the
[0034] Однорейсовая система 22 заканчивания скважины, описанная в настоящем документе, может быть совместима с различными системами циркуляции бурового раствора, может быть развернута в глубоководных средах, подводных средах и/или системах наземных скважин. Дополнительно, однорейсовая система 22 заканчивания скважины, описанная в настоящем документе, может быть совместимой с различными типами компонентов компоновки для заканчивания. В определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины может предусматривать нагнетание воды или другие формы эксплуатации скважины альтернативно или в дополнение к добыче углеводородов.[0034] The single-trip
[0035] Для дополнительной иллюстрации функциональности вариантов осуществления, описанных в настоящем документе, на фиг. 2 представлен частичный вид сбоку в разрезе однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Как более подробно описано в настоящем документе, однорейсовая система 22 заканчивания скважины представляет собой интегральную колонну заканчивания скважины, выполненную с возможностью спуска в скважину 10 в качестве интегрального блока для заканчивания скважины 10. Как изображено на фиг. 2, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины включает в себя управляемый с поверхности внутрискважинный предохранительный клапан (SCSSV) 42, выполненный с возможностью блокирования неуправляемого потока текучей среды вверх по стволу скважины через внутренний проход 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины включает в себя эксплуатационный пакер 38, расположенный ниже по стволу скважины относительно SCSSV 42 вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. Как описано в настоящем документе, эксплуатационный пакер 38 выполнен с возможностью, среди прочего, фиксирования однорейсовой системы 22 заканчивания скважины внутри ствола 12 скважины 10 (например, относительно обсадной колонны 18 обсаженного сегмента 16 ствола 12 скважины).[0035] To further illustrate the functionality of the embodiments described herein, FIG. 2 is a partial side sectional view of a single trip
[0036] Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины включает в себя автономный фильтр 32, расположенный ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38 вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. Как более подробно описано в настоящем документе, автономный фильтр 32 выполнен с возможностью блокирования потока текучей среды радиально наружу из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34, сформированное между однорейсовой системой 22 заканчивания скважины и необсаженным сегментом 20 ствола 12 скважины 10, (обеспечивая при этом поток текучей среды радиально вовнутрь в противоположном направлении) при спуске в скважину 10 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, а также обеспечения двунаправленного радиального потока текучей среды из кольцевого пространства 34 во внутренний проход 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины после осуществления спуска в скважину 10 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. В частности, во время спуска в скважину 10 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины автономный фильтр 32 обеспечивает функциональность промывки, что устраняет необходимость спуска промывочной трубы наряду с другими компонентами в ходе отдельного рейса. После развертывания компоновки для заканчивания и подачи текучей среды для разрушения осадка после фильтрования в необсаженный ствол автономный фильтр 32 больше не нуждается в обеспечении функциональности промывки (т. е. автономный фильтр 32 больше не блокирует поток текучей среды радиально наружу из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в необсаженный ствол).[0036] Additionally, in certain embodiments, the single-
[0037] Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины включает в себя промывочный башмак 40, расположенный ниже по стволу скважины относительно автономного фильтра 32 вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. Как описано выше, промывочный башмак 40 выполнен с возможностью обеспечения потока текучей среды из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34, блокируя при этом поток текучей среды из кольцевого пространства 34 во внутренний проход 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины необязательно включает в себя устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб, расположенное между эксплуатационным пакером 38 и автономным фильтром 32 (например, ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38 и выше по стволу скважины относительно автономного фильтра 32) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. В целом, устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб может применяться для различных задач, таких как установка эксплуатационного пакера 38, испытание определенных компонентов насосно-компрессорных труб однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изоляция пласта 14 и т. д. В определенных вариантах осуществления устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб может управляться либо дистанционно, либо при помощи проведения внутрискважинных работ.[0037] Additionally, in certain embodiments, the single-
[0038] Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины необязательно включает в себя газлифтные оправки 48, расположенные между SCSSV 42 и эксплуатационным пакером 38 (например, ниже по стволу скважины относительно SCSSV 42 и выше по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины необязательно включает в себя стационарный скважинный измерительный прибор 50 (например, для осуществления мониторинга температуры, давления и подобных параметров), расположенный между SCSSV 42 и эксплуатационным пакером 38 (например, ниже по стволу скважины относительно SCSSV 42 и выше по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины.[0038] Additionally, in certain embodiments, single-
[0039] В целом, вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 2, включает в себя обсаженный сегмент 16 ствола 12 скважины, заполненный фильтрованным рассолом, и необсаженный сегмент 20 ствола 12 скважины, заполненный буровым раствором перед спуском однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока за один рейс. Процесс спуска однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенной на фиг. 2, в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока за один рейс начинается с кондиционирования бурового раствора в скважине 10 в соответствии со спецификациями эксплуатационных испытаний кольматации забойных фильтров (PST - англ.: production screen testing) перед спуском автономного фильтра 32 в качестве части однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. После осуществления кондиционирования бурового раствора однорейсовую систему 22 заканчивания скважины спускают в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока на заданную глубину. После установки однорейсовой системы 22 заканчивания скважины на заданной глубине подвеску насосно-компрессорных труб (не показана), соединенную с верхним (например, устьевым) концом однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, спускают и фиксируют на месте внутри ствола 12 скважины (например, относительно обсадной колонны 18 обсаженного сегмента 16 ствола 12 скважины).[0039] In general, the embodiment of the single-trip
[0040] После фиксации на месте подвески насосно-компрессорных труб внутри ствола скважины 12 автономный фильтр 32 и промывочный башмак 40 осуществляют функцию промывки для вытеснения текучей среды в кольцевом пространстве 34, сформированном между однорейсовой системой 22 заканчивания скважины и необсаженным сегментом 20 ствола 12 скважины, и создания потока текучей среды для разрушения осадка после фильтрования из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34. После того как текучая среда для разрушения осадка после фильтрования введена в кольцевое пространство 34, автономный фильтр 32 больше не функционирует в режиме закачки текучей среды (т. е. поток текучей среды может протекать радиально наружу из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34), и фактически автономный фильтр 32 функционирует в обычном режиме противопесочного фильтра (т. е. текучая среда может радиально протекать в виде двунаправленного потока через автономный фильтр 32).[0040] After locking in place the tubing hanger within the wellbore 12, the self-contained
[0041] Затем закрывают устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб, повышают давление в колонне 24 труб однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, чтобы установить эксплуатационный пакер 38, и осуществляют испытание на приток SCSSV 42. Дополнительно, эксплуатационный пакер 38 и уплотнения подвески насосно-компрессорных труб подвергают опрессовке кольцевого пространства, чтобы гарантировать целостность скважины 10. После успешного завершения процедур испытаний однорейсовую систему 22 заканчивания скважины могут присоединять к фонтанной арматуре на поверхности 26 скважины 10. Затем устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб либо удаляют, либо переводят в открытое положение, чтобы обеспечить добычу из скважины 10. Далее скважина 10 может быть подготовлена к обратному притоку путем создания дисбаланса между давлением в стволе 12 скважины и давлением в коллекторе 14.[0041] The
[0042] На фиг. 3 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. И в этом случае однорейсовая система 22 заканчивания скважины, изображенная на фиг. 3, является интегральной колонной заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в скважину 10 в качестве интегрального блока для заканчивания скважины 10. Вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 3, по существу аналогичен варианту осуществления, изображенному на фиг. 2. Однако вариант осуществления, изображенный на фиг. 3, включает в себя циркуляционную втулку 52, расположенную между эксплуатационным пакером 38 и устройством 46 для заглушки насосно-компрессорных труб (например, ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38 и выше по стволу скважины относительно устройства 46 для заглушки насосно-компрессорных труб) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. Циркуляционная втулка 52 функционирует в качестве циркуляционной втулки между колонной 24 труб и кольцевым пространством 34 и пластом 14. В целом, циркуляционная втулка 52 выполнена с возможностью вытеснения текучей среды в обсаженном сегменте 16 ствола 12 скважины после установки однорейсовой системы 22 заканчивания скважины на заданной глубине. Хотя на фиг. 3 циркуляционная втулка 52 изображена расположенной ниже эксплуатационного пакера 38, в других вариантах осуществления она может располагаться выше эксплуатационного пакера 38, чтобы помочь разгрузить скважину 10 после установки однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. В определенных вариантах осуществления циркуляционная втулка 52 может либо дистанционно управляться, либо размещаться посредством внутрискважинных работ.[0042] FIG. 3 is a partial side sectional view of another example of a single trip
[0043] В целом, вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 3, включает в себя как обсаженный сегмент 16 ствола 12 скважины, так и необсаженный сегмент 20 ствола 12 скважины, заполненный буровым раствором перед спуском однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока за один рейс. Процесс спуска однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенной на фиг. 3, в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока за один рейс начинается с кондиционирования бурового раствора в скважине 10 в соответствии со спецификациями эксплуатационных испытаний кольматации забойных фильтров (PST - англ.: production screen testing) перед спуском автономного фильтра 32 в качестве части однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. После осуществления кондиционирования бурового раствора однорейсовую систему 22 заканчивания скважины спускают в ствол 12 скважины в качестве интегрального блока на заданную глубину. После установки однорейсовой системы 22 заканчивания скважины на заданной глубине подвеску насосно-компрессорных труб (не показана), соединенную с верхним (например, устьевым) концом однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, спускают и фиксируют на месте внутри ствола 12 скважины (например, относительно обсадной колонны 18 обсаженного сегмента 16 ствола 12 скважины).[0043] In general, the embodiment of the single-trip
[0044] После того как подвеска насосно-компрессорных труб зафиксирована на месте внутри ствола 12 скважины, устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб переводят в закрытое положение, а циркуляционную втулку 52 открывают таким образом, чтобы обеспечить вытеснение фильтрованного рассола для заканчивания скважины в обсаженном сегменте 16 ствола 12 скважины. Затем циркуляционную втулку 52 закрывают.[0044] Once the tubing hanger is locked in place within the wellbore 12, the
[0045] После закрытия циркуляционной втулки 52 автономный фильтр 32 и промывочный башмак 40 осуществляют функцию промывки для вытеснения текучей среды в кольцевом пространстве 34, сформированном между однорейсовой системой 22 заканчивания скважины и необсаженным сегментом 20 ствола 12 скважины, и создания потока текучей среды для разрушения осадка после фильтрования из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34. После того как текучая среда для разрушения осадка после фильтрования введена в кольцевое пространство 34, автономный фильтр 32 больше не функционирует в режиме закачки текучей среды (т. е. поток текучей среды может протекать радиально наружу из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34), и фактически автономный фильтр 32 функционирует в обычном режиме противопесочного фильтра (т. е. текучая среда может радиально протекать в виде двунаправленного потока через автономный фильтр 32).[0045] After the circulating
[0046] Затем закрывают устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб, повышают давление в колонне 24 труб однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, чтобы установить эксплуатационный пакер 38, и осуществляют испытание на приток SCSSV 42. Дополнительно, эксплуатационный пакер 38 и уплотнения подвески насосно-компрессорных труб подвергают опрессовке кольцевого пространства, чтобы гарантировать целостность скважины 10. После успешного завершения процедур испытаний однорейсовую систему 22 заканчивания скважины могут присоединять к фонтанной арматуре на поверхности 26 скважины 10. Затем устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб либо удаляют, либо переводят в открытое положение, чтобы обеспечить добычу из скважины 10. Далее скважина 10 может быть подготовлена к обратному притоку путем создания дисбаланса между давлением в стволе 12 скважины и давлением в коллекторе 14.[0046] The
[0047] Другие варианты осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины могут включать в себя дополнительные признаки. Например, на фиг. 4 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. И в этом случае однорейсовая система 22 заканчивания скважины, изображенная на фиг. 4, является интегральной колонной заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в скважину 10 в качестве интегрального блока для заканчивания скважины 10. Вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 4, по существу аналогичен варианту осуществления, изображенному на фиг. 3. Однако вариант осуществления, изображенный на фиг. 4, включает в себя управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54 вместо устройства 46 для заглушки насосно-компрессорных труб, изображенного на фиг. 2 и 3. Как изображено на фиг. 4, аналогично устройству 46 для заглушки насосно-компрессорных труб, управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54 расположен между эксплуатационным пакером 38 и автономным фильтром 32 (например, ниже по стволу скважины относительно эксплуатационного пакера 38 и выше по стволу скважины относительно автономного фильтра 32) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. В определенных вариантах осуществления управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54 функционирует в качестве глубокоуровневого барьера, например, при удалении противовыбросового превентора или во время любых внутрискважинных операций, осуществляемых в ходе жизненного цикла скважины 10. Дополнительно, в определенных вариантах осуществления управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54 также может применяться для гидравлической установки эксплуатационного пакера 38.[0047] Other embodiments of the single-trip
[0048] На фиг. 5 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. И в этом случае однорейсовая система 22 заканчивания скважины, изображенная на фиг. 5, является интегральной колонной заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в скважину 10 в качестве интегрального блока для заканчивания скважины 10. Вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 5, по существу аналогичен варианту осуществления, изображенному на фиг. 4. Однако вариант осуществления, изображенный на фиг. 5, включает в себя активируемое давлением разъединяемое соединение 56, которое также может быть спущено в ствол 12 скважины над автономным фильтром 32. Как изображено на фиг. 5, активируемое давлением разъединяемое соединение 56 расположено между управляемым с поверхности клапаном-отсекателем 54 и автономным фильтром 32 (например, ниже по стволу скважины относительно управляемого с поверхности клапана-отсекателя 54 и выше по стволу скважины относительно автономного фильтра 32) вдоль центральной оси 44 ствола 12 скважины. В ситуациях, когда однорейсовая система 22 заканчивания скважины заклинила во время развертывания, а колонна 24 труб не может двигаться ни вверх, ни вниз, давление может быть приложено для срезания активируемого давлением разъединяемого соединения 56 и возврата компонентов однорейсовой системы 22 заканчивания скважины над активируемым давлением разъединяемым соединением 56. Затем могут быть возвращены остальные компоненты однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, включая автономный фильтр 32, например, с помощью отдельной колонны с ловильным оборудованием, таким как овершот, труболовка и т. д.[0048] FIG. 5 is a partial side sectional view of another example of a single trip
[0049] В определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины облегчает установку инструментов для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока на протяжении автономного фильтра 32 и интервала заканчивания забоя. В определенных вариантах осуществления инструменты для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока могут включать в себя один или более стационарных скважинных измерительных приборов 50, распределенных температурных датчиков (например, волоконно-оптических распределенных температурных датчиков), распределенных акустических датчиков (например, для обнаружения пескопроявлений и сейсмической разведки), расходомеров и других различных систем мониторинга.[0049] In certain embodiments, the single-
[0050] На фиг. 6 представлен частичный вид сбоку в разрезе другого примера однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса, в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. И в этом случае однорейсовая система 22 заканчивания скважины, изображенная на фиг. 6, является интегральной колонной заканчивания скважины, выполненной с возможностью спуска в скважину 10 в качестве интегрального блока для заканчивания скважины 10. Вариант осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенный на фиг. 6, по существу аналогичен варианту осуществления, изображенному на фиг. 4 и 5, который содержит управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54. Однако вариант осуществления, изображенный на фиг. 6, включает в себя кабели датчиков и/или волоконно-оптические линии 58 (например, гидравлические линии, электрические линии и т. д.), которые облегчают применение инструментов 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока (например, инструментов интеллектуальной системы заканчивания скважины), установленных на протяжении забоя.[0050] FIG. 6 is a partial side sectional view of another example of a single trip
[0051] Кроме того, в определенных вариантах осуществления, как описано в настоящем документе, эксплуатационный пакер 38 может включать в себя байпасные порты 62, которые обеспечивают установку кабелей датчиков и/или волоконно-оптических линий 58 по всей длине однорейсовой системы 22 заканчивания скважины без необходимости в осуществлении соединений или разъединений между компоновками для верхнего и нижнего заканчивания (например, поскольку однорейсовая система 22 заканчивания скважины представляет собой интегральный блок). Хотя кабели датчиков и/или волоконно-оптические линии 58 и связанные с ними инструменты 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока показаны в качестве применяемых с вариантом осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, изображенной на фиг. 4 и 5, они могут применяться с другими вариантами осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, описанной в настоящем документе (например, вариантами осуществления, изображенными на фиг. 2 и 3, в которых применяется устройство 46 для заглушки насосно-компрессорных труб).[0051] In addition, in certain embodiments, as described herein, the
[0052] Дополнительно, в определенных вариантах осуществления однорейсовая система 22 заканчивания скважины может включать в себя один или более клапанов регулирования потока (не показаны) вместе с одним или более пакерами для необсаженного забоя (не показаны), что может облегчить зональное изолирование и регулировку дебитов добычи из каждой зоны в интервале заканчивания забоя. В определенных вариантах осуществления байпасные порты 62 эксплуатационного пакера 38 также позволяют применять линии управления (например, гидравлические линии, электрические линии и т. д.) для SCSSV 42, управляемого с поверхности клапана-отсекателя 54, одного или более клапанов регулировки потока (не показаны), а также для любых компонентов однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, которые могут регулироваться системой 64 управления, расположенной на поверхности 26 скважины 10.[0052] Additionally, in certain embodiments, the single-
[0053] Обратимся снова к фиг. 1, в определенных вариантах осуществления система 64 управления может включать в себя процессор 66 и запоминающее устройство 68, которое может быть выполнено с возможностью хранения команд, выполняемых процессором 66 для управления любым или всеми компонентами однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, описанной в настоящем документе, для заканчивания скважины 10. Например, в определенных вариантах осуществления система 64 управления может управлять различными компонентами однорейсовой системы 22 заканчивания скважины по меньшей мере частично на основе данных, полученных от инструментов 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока через кабели датчиков и/или волоконно-оптические линии 58.[0053] Referring again to FIG. 1, in certain embodiments, the
[0054] На фиг. 7 представлена блок-схема способа 70 установки однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в ствол 12 необсаженной скважины 10 в качестве интегрального блока в ходе одного рейса в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. Как изображено, в определенных вариантах осуществления способ 70 включает спуск в скважину 10 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в качестве интегрального блока (блок 72). Дополнительно, в определенных вариантах осуществления способ 70 включает блокирование потока текучей среды радиально наружу через автономный фильтр 32 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины из внутреннего прохода 36 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в кольцевое пространство 34, сформированное между однорейсовой системой 22 заканчивания скважины и стволом 12 скважины 10 (с одновременным обеспечением потока текучей среды радиально вовнутрь в противоположном направлении), при спуске однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в скважину 10 (блок 74). Дополнительно, в определенных вариантах осуществления способ 70 включает обеспечение двунаправленного радиального потока через автономный фильтр 32 однорейсовой системы 22 заканчивания скважины после спуска однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в скважину 10 (блок 76).[0054] FIG. 7 is a flow diagram of a
[0055] Варианты осуществления однорейсовой системы 22 заканчивания скважины, описанной в настоящем документе, обеспечивают множество преимуществ по сравнению со стандартными двухрейсовыми системами заканчивания скважины. Например, описанные в настоящем документе варианты осуществления обеспечивают экономию затрат за счет однорейсовой установки компоновки для заканчивания, что также значительно снижает время работ на скважине по сравнению со стандартными двухрейсовыми установками компоновок для заканчивания. В частности, экономится время, так как нет необходимости спускать и извлекать, например, колонны промывочных и бурильных труб, чтобы переместить автономные фильтры на глубину. Кроме того, описанные в настоящем документе варианты осуществления не требуют, чтобы устройство регулирования водоотдачи, подпакерное седло уплотнителя и пакер канала уплотнения спускались в ствол 12 скважины. Описанные в настоящем документе варианты осуществления также снижают количество арендуемого оборудования (такого как, например, инструмент для установки пакера канала уплотнения, инструмент для извлечения пакера канала уплотнения, внутренняя промывочная труба и другое вспомогательное оборудование), необходимого для заканчивания скважины 10.[0055] Embodiments of the single-trip
[0056] Кроме того, описанные в настоящем документе варианты осуществления также устраняют риск отказа устройства регулирования водоотдачи до развертывания отдельной компоновки для верхнего заканчивания, а также связанных с этим неблагоприятных эффектов, которые могут быть направлены на коллектор 14 из-за потери текучей среды и т. д. Дополнительно, в вариантах осуществления, в которых применяется управляемый с поверхности клапан-отсекатель 54, нет необходимости проводить внутрискважинные работы для установки эксплуатационного пакера 38. Вместо этого, эксплуатационный пакер 38 может быть установлен путем повышения давления в колонне 24 труб однорейсовой системы 22 заканчивания скважины перед управляемым с поверхности клапаном-отсекателем 54, который будет действовать в качестве устройства 46 для заглушки насосно-компрессорных труб. В других вариантах осуществления эксплуатационный пакер 38 может устанавливаться посредством линий управления.[0056] In addition, the embodiments described herein also eliminate the risk of failure of the fluid loss control device prior to deployment of a separate upper completion assembly, as well as the associated adverse effects that may be directed to the
[0057] Дополнительно, описанные в настоящем документе варианты осуществления облегчают применение текучей среды для разрушения осадка после фильтрования в необсаженном стволе, чтобы растворить осадок после фильтрования и упростить процесс обратного притока, улучшая тем самым добычу из и/или нагнетание в коллектор 14 путем обеспечения того, что все секции коллектора 14 сообщаются со стволом 12 скважины. Кроме того, описанные в настоящем документе варианты осуществления эффективно удаляют осадок после фильтрования, предотвращая тем самым возникновения эрозии в ходе жизненного цикла скважины 10, а также предотвращая повреждение, например, поверхностных сепараторов из-за твердых частиц из осадка после фильтрования, поступающих обратно на поверхность 26 скважины 10 в процессе добычи.[0057] Additionally, the embodiments described herein facilitate the use of an open hole filter cake breaking fluid to dissolve the filter cake and simplify the flowback process, thereby improving production from and/or injection into
[0058] Дополнительно, описанные в настоящем документе варианты осуществления устраняют необходимость в инструментах для отсоединения (например, инструментах для отсоединения в жидкости), чтобы разместить инструменты 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока на протяжении забоя, что значительно снижает риск и сложность функционирования однорейсовой системы 22 заканчивания скважины в сравнении со стандартными двуэтапными системами заканчивания. Как более подробно описано со ссылкой на фиг. 6, байпасные порты 62 эксплуатационного пакера 38 облегчают присоединение кабелей датчиков и/или волоконно-оптических линий 58 к инструментам 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока и системе 64 управления, расположенной на поверхности 26 скважины 10, которая может применять данные от инструментов 60 для мониторинга продуктивных пластов и/или регулирования потока для управления различными компонентами однорейсовой системы 22 заканчивания скважины. Благодаря этой более обширной информации о скважине интеллектуальная система заканчивания скважины (например, с зональной изоляцией и управлением) позволяет системе 64 управления действовать на основе этих данных и оптимизировать добычу. Собранные данные предоставляют дополнительную информацию для дальнейшего понимания и анализа производительности коллектора 14.[0058] Additionally, the embodiments described herein eliminate the need for release tools (e.g., fluid release tools) to accommodate reservoir monitoring and/or downhole
[0059] Конкретные варианты осуществления, описанные выше, были показаны в качестве примера, и следует понимать, что эти варианты осуществления могут быть подвержены различным модификациям и альтернативным формам. Кроме того, следует понимать, что формула изобретения не предназначена для ограничения конкретными раскрытыми формами, а скорее для охвата всех модификаций, эквивалентов и альтернатив, подпадающих под сущность и объем настоящего изобретения.[0059] The specific embodiments described above have been shown by way of example, and it should be understood that these embodiments may be subject to various modifications and alternative forms. In addition, it should be understood that the claims are not intended to be limited to the specific forms disclosed, but rather to cover all modifications, equivalents, and alternatives falling within the spirit and scope of the present invention.
Claims (15)
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021122475A RU2021122475A (en) | 2023-01-31 |
| RU2799592C2 true RU2799592C2 (en) | 2023-07-07 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1920246A (en) * | 2004-12-23 | 2007-02-28 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | System and method for completing a subterranean well |
| EA200700517A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-12-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | SYSTEM FOR FINISHING WELLS, HAVING DEVICES FOR CONTROLLING THE EFFICIENCY OF THE SAND, INDUCTIVE CONNECTOR AND SENSOR LOCATED NEAR THE DEVICES FOR THE CONTROL OF THE EXTRACT OF THE SAND |
| US20150123808A1 (en) * | 2012-07-10 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Eletric subsurface safety valve with integrated communications system |
| RU2590918C1 (en) * | 2015-08-05 | 2016-07-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination |
| WO2017105401A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orientation and actuation of pressure-activated tools |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1920246A (en) * | 2004-12-23 | 2007-02-28 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | System and method for completing a subterranean well |
| EA200700517A1 (en) * | 2006-03-30 | 2007-12-28 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | SYSTEM FOR FINISHING WELLS, HAVING DEVICES FOR CONTROLLING THE EFFICIENCY OF THE SAND, INDUCTIVE CONNECTOR AND SENSOR LOCATED NEAR THE DEVICES FOR THE CONTROL OF THE EXTRACT OF THE SAND |
| US20150123808A1 (en) * | 2012-07-10 | 2015-05-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Eletric subsurface safety valve with integrated communications system |
| RU2590918C1 (en) * | 2015-08-05 | 2016-07-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination |
| WO2017105401A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orientation and actuation of pressure-activated tools |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7066264B2 (en) | Method and apparatus for treating a subterranean formation | |
| EP3431703B1 (en) | Method for setting a packer within a wellbore | |
| US8919439B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| AU761225B2 (en) | Apparatus and method for open hole gravel packing | |
| US20020074128A1 (en) | Method and apparatus for surge reduction | |
| EP3726004B1 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| US8985215B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| AU2018230986B2 (en) | Liner conveyed compliant screen system | |
| US20080311776A1 (en) | Well Completion Self Orienting Connector system | |
| AU2018230978B2 (en) | Liner conveyed stand alone and treat system | |
| WO2020153864A1 (en) | Single trip completion systems and methods | |
| RU2799592C2 (en) | Method for deploying integrated completion case in one ride and completion system | |
| WO2023200751A1 (en) | Systems and methods for single trip gravel packing in open hole borehole | |
| US9567829B2 (en) | Dual barrier open water completion | |
| US7140447B2 (en) | Subsurface annular safety barrier | |
| CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
| NO348373B1 (en) | Valve operable in response to engagement of different engagement members and associated methods | |
| US9127522B2 (en) | Method and apparatus for sealing an annulus of a wellbore | |
| US7730944B2 (en) | Multi-function completion tool | |
| WO2022076006A1 (en) | Method of securing a well with shallow leak in upward cross flow |