Заканчивание соединения ствола скважины с управлением потерями текучей среды

Изобретение относится к оборудованию, используемому в подземных скважинах. Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине включает этапы, на которых вставляют первую трубную колонну в отклонитель. Осуществляют уплотняющее взаимодействие первой трубной колонны в отклонителе. Открывают устройство управления потоком посредством первой трубной колонны в ответ на вставление. Скважинная система содержит отклонитель, расположенный на пересечении между первой, второй и третьей секциями ствола скважины. Соединитель трубных колонн содержит первую и вторую трубные колонны, которые соединены с его концом. Первая трубная колонна установлена в отклонителе и уплотняющим образом взаимодействует с уплотнением в отклонителе и функционально взаимодействует с устройством управления потоком, расположенным в первой секции ствола скважины. Вторая трубная колонна установлена во второй секции ствола скважины. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится по существу к оборудованию, используемому в подземных скважинах, и работам в таких скважинах, в описанном ниже примере, в частности, предложено заканчивание соединения ствола скважины с управлением потерями текучей среды.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Соединение ствола скважины обеспечивает соединение стволов в разветвленных или многоствольных скважинах. Такое соединение может включать в себя уплотненное соединение по текучей среде и/или проход между конкретными секциями ствола скважины.

К сожалению, обычное заканчивание соединения ствола скважины не предусматривает управления потерями текучей среды. Поэтому следует понимать, что улучшения должны быть выгодны в технике заканчивания соединения ствола скважины.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В описанном ниже изобретении предложены устройство и способы, улучшающие конфигурацию узлов соединения ствола скважины. Ниже описан один пример, в котором узел соединения ствола скважины содержит трубную колонну, которая установлена в отклонителе, и открывает устройство управления потоком. В другом примере, описанном ниже, устройство управления потоком изолирует секции ствола скважины друг от друга до установки трубной колонны.

В одном аспекте предложен описанный ниже способ установки узла соединения ствола скважины в скважине. В одном примере способ может включать в себя этапы, на которых вставляют трубную колонну в отклонитель и открывают устройства управления потоком в ответ на вставление.

В другом аспекте данного изобретения предложено описание скважинной системы. В одном примере скважинная система может содержать отклонитель, расположенный на пересечении между по меньшей мере тремя секциями ствола скважины, и соединитель трубных колонн, содержащий по меньшей мере две трубных колонны, соединенных с его концом, причем первая трубная колонна установлена в отклонителе и взаимодействует с устройством управления потоком, расположенным в секции ствола скважины, а другая трубная колонна установлена в другой секции ствола скважины.

В еще одном аспекте способ установки узла соединения ствола скважины в скважине описан ниже. В одном примере способ может включать в себя этапы, на которых вставляют трубную колонну в отклонитель, расположенный на пересечении стволов скважины, затем осуществляют уплотняющее взаимодействие с трубной колонной и затем открывают устройство управления потоком в ответ на вставление.

Эти и другие признаки, преимущества и выгоды должны стать ясны специалисту в данной области техники при внимательном рассмотрении подробного описания примеров и прилагаемых чертежей, в которых аналогичные элементы на различных фигурах указаны с использованием одинаковых ссылочных позиций.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показана на виде с местными разрезами скважинная система и соответствующий способ, в которых реализованы принципы настоящего изобретения.

На фиг.2 показан на виде с местными разрезами узел соединения ствола скважины, который можно использовать в системе и способе по фиг.1.

На фиг.3A-3E показаны детализированные виды с разрезом узла соединения ствола скважины, расположенной в стволе скважины с ответвлением.

На фиг.4 показан в разрезе участок узла соединения, содержащего устройство управления потоком.

На фиг.5 показан в разрезе узел соединения с устройством управления потоком, открытым вставлением в него трубной колонны.

На фиг.6 показан в разрезе узел соединения с другим устройством управления потоком, открытым в нем.

На фиг.7-10 показаны виды в разрезе дополнительных конфигураций устройства управления потоком.

ОПИСАНИЕ НАИБОЛЕЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На фиг.1 показана скважинная система 10 и соответствующий способ, в которых можно реализовать принципы настоящего изобретения. В скважинной системе 10, соединение 12 ствола скважины выполнено на пересечении трех секций 14, 16, 18 стволов скважины.

В данном примере секции 14, 16 ствола скважины являются частями «главного» или основного ствола скважины, а секция 18 ствола является «боковым» или ответвляющимся стволом скважины, продолжающимся от оси основного ствола скважины. В других примерах секции 14, 18 ствола скважины могут образовывать основной ствол скважины, а секция 16 ствола скважины может являться ответвляющимся стволом скважины. В дополнительных примерах больше трех секций ствола скважины могут пересекаться в соединении 12 ствола скважины, обе секции 16, 18 ствола скважины могут являться ответвлениями секции ствола 14 скважины и т.д. Таким образом, следует понимать, что принципы настоящего изобретения не ограничены конкретной конфигурацией скважинной системы 10 и соединения 12 ствола скважины, показанного на фиг.1 и описанного в данном документе.

В одном из вариантов скважинной системы 10 узел 20 соединения ствола скважины устанавливается в секциях 14, 16, 18 ствола скважины для обеспечения управляемого соединения по текучей среде и прохода между секциями ствола скважины. Узел 20 содержит соединитель 22 трубных колонн, трубные колонны 24, 26, прикрепленные к концу 28 соединителя, и трубную колонну 30, прикрепленную к противоположному концу 32 соединителя.

В данном примере соединитель 22 обеспечивает уплотненное соединение по текучей среде между трубной колонной 30 и каждой из трубных колонн 24, 26. В дополнение создается физический проход через соединитель 22 между трубной колонной 30 и по меньшей мере одной из трубных колонн 24, 26.

Клапан или другое устройство 36 управления потоком управляет потоком вдоль трубной колонны 40 в секции 16 ствола скважины. В данном примере требуется поддерживать устройство 36 управления потоком закрытым до установки узла 20 соединения на соединение 12 ствола скважины, для предотвращения потерь текучей среды в пласт горной породы, пройденный стволом скважины, для предотвращения протекания текучей среды к поверхности из пласта ниже клапана (например, для предотвращения «проявления» или притока текучей среды) и/или для предотвращения воздействия давления над клапаном на пласт ниже клапана, и т.д.

В примере, показанном на фиг.1, секции 14, 16 ствола скважины закреплены обсадной колонной 42 и цементом 44, но секция 18 ствола скважины является необсаженной или открытым отверстием. Окно 46 выполнено в обсадной колонне 42 и цементе 44, через которое секция 18 ствола скважины продолжается наружу.

Однако другие способы заканчивания и конфигурации можно использовать, если требуется. Например, секция 18 ствола скважины может иметь крепление посредством хвостовика, уплотняющим образом соединенного с окном 46 или другим участком обсадной колонны 42, и т.д. Следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничен любыми из признаков скважинной системы 10 или соответствующего способа, описанными в данном документе или показанными на чертежах.

Отклонитель 48 закреплен в обсадной колонне 42 на соединении 12 посредством пакера, фиксатора или якоря 50. Трубная колонна 40 уплотняющим образом закреплена на якоре 50 и отклонителе 48 так, что канал 52 в трубной колонне 40 соеодинен с каналом 54 в отклонителе 48, когда устройство 36 управления потоком открыто. Устройство 36 управления потоком может закрываться, например, после установки пакера 50 на участке 16 ствола скважины. Трубная колонна 24 после этого соединяется с уплотнениями 56 в отклонителе 48, так что трубная колонна 24 уплотняющим образом соединена с трубной колонной 40 в секции 16 ствола скважины.

Резьбовая заглушка 58 на нижнем конце трубной колонны 26 является слишком большой для канала 54 в отклонителе 48, и поэтому при спуске узла 20 соединения в скважину, резьбовая заглушка 58 отклоняется в сторону в секцию 18 ствола скважины. Однако трубная колонна 24 выполнена с возможностью входа в канал 54, и когда узел 20 соединения надлежащим образом расположен, как показано на фиг.1, и устройство 36 управления потоком открыто, трубная колонна 24 должна быть в уплотняющем соединении с трубной колонной 40 через канал 52.

В примере по фиг.1 текучие среды (такие как углеводородные текучие среды, нефть, газ, вода, пар и т.д.) можно получать из секций 16, 18 ствола скважины через соответствующие трубные колонны 24, 26. Текучие среды могут проходить через соединитель 22 в трубной колонне 30 для последующего получения на поверхности.

Однако такая эксплуатация не является обязательной в объеме настоящего изобретения. В других примерах текучую среду (такую как пар, жидкую воду, газ и т.д.) можно нагнетать в одну из секций 16, 18 ствола скважины, и другую текучую среду (такую как нефть и/или газ и т.д.) можно получать из другой секции ствола скважины, текучие среды можно нагнетать в обе секции 16, 18 ствола скважины, и т.д. Таким образом, любой тип нагнетания и/или добычи можно выполнять согласно принципам настоящего изобретения.

В дополнение на фиг.2 показан на виде с местными разрезами узел 20 соединения ствола скважины, без остальных частей системы 10. В данном примере текучую среду 60 получают из секции 16 ствола скважины по трубной колонне 24 в соединитель 22, и другую текучую среду 62 получают из секции 18 ствола скважины по трубной колонне 26 в соединитель. Текучие среды 60, 62 могут являться однотипными текучими средами (например, нефтью, газом, паром, водой и т.д.) или могут являться текучими средами разного типа.

Текучая среда 62 протекает через соединитель 22 в другую трубную колонну 64, расположенную в трубной колонне 30. Текучая среда 60 протекает через соединитель 22 в область 65, образованную радиально между трубными колоннами 30, 64.

Штуцеры или устройства 66, 68 управления потоком других типов можно использовать для изменяемого регулирования потока текучих сред 60, 62 в трубную колонну 30 над трубной колонной 64. Устройствами 66, 68 можно дистанционно управлять непосредственно посредством проводного или беспроводного средства (например, посредством акустической, по импульсам давления или электромагнитной телеметрии, посредством оптического волновода, электрического провода или линий управления, механически, гидравлически и т.д.), создавая высокотехнологичное заканчивание, в котором добычей из различных секций ствола скважины можно независимо управлять.

Хотя текучие среды 60, 62 показаны на фиг.2 сливающимися в трубной колонне 30 над трубной колонной 64, следует понимать, что в других примерах текучие среды могут оставаться разделенными. В дополнение, хотя устройство 68 показано выполненным с возможностью перекрывания канала 70 трубной колонны 64, в других примерах устройство 68 может быть расположено с возможностью эффективного регулирования потока текучей среды 62 без перекрывания канала.

На фиг.3A-3E дополнительно показаны детализированные виды в разрезе узла 20 соединения с секциями 14, 16, 18 ствола скважинной системы 10. Для ясности остальные части скважинной системы 10 не показаны на фиг.3A-3E.

На фиг.3A-3E можно ясно видеть совместную работу элементов узла 20 соединения для обеспечения удобной и эффективной установки в секциях 14, 16, 18 ствола скважины. Необходимо отметить, что трубная колонна 26 отклоняется отклонителем 48 в секцию 18 ствола скважины, трубная колонна 24 уплотняющим образом установлена в уплотнениях 56, и устройство 36 управления потоком открывается при вставлении трубной колонны 24 в каналы 52, 54. Соединение по текучей среде установлено между соединителем 22 (и трубной колонной 30 над ним) и каждой из трубных колонн 24, 26.

Предпочтительно, трубная колонна 24 уплотняющим образом взаимодействует с уплотнениями 56 до открывания устройства 36 управления потоком. В данном способе уплотняющее соединение по текучей среде устанавливается между трубной колонной 24 и каналом 54 до открывания устройства 36 управления потоком, что обеспечивает непрерывное управление давлением и потоком, направляемым в канал 52 (и пластов, пройденных ниже секции 16 ствола скважины) при открытом устройстве управления потоком.

Устройство 36 управления потоком можно открывать с использованием множества различных техник, некоторые из которых описаны ниже. Однако объем настоящего изобретения не ограничен конкретными техниками для открывания устройства 36 управления потоком различных примеров, описанных ниже, поскольку любой способ открывания устройства управления потоком можно использовать в объеме настоящего изобретения.

Предпочтительно устройство 36 управления потоком открывается в ответ на вставление трубной колонны 24 в каналы 52, 54. Как упомянуто выше, устройство 36 управления потоком также предпочтительно открывается после уплотняющего взаимодействия трубной колонны 24 с уплотнениями 56.

В дополнение на фиг.4 показана с увеличением в разрезе секция узла 20 соединения без остальных частей скважинной системы 10. В данном примере устройство 36 управления потоком расположено ниже уплотнений 56, так что, когда трубная колонна 24 вставляется в канал 54, трубная колонна должна взаимодействовать с уплотнениями 56 непосредственно перед взаимодействием с устройством управления потоком.

Устройство 36 управления потоком является аналогичным в некоторых отношениях изделию Glass Диск Sub (Model DP-SDS), поставляемому Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas USA. Устройство 36 управления потоком содержит разрушаемый барьер 72 (такой как стеклянный или керамический, и т.д.), который вначале предотвращает соединение по текучей среде между каналами 52, 54. При разрушении барьера 72 обеспечивается соединение по текучей среде между каналами 52, 54.

Предусмотрено по меньшей мере два способа разрушения барьера 72. Трубная колонна 24 может разрушать барьер 72, когда трубная колонна вставляется в канал 54 (как показано на фиг.5), или увеличенное давление в канале 52 ниже устройства 36 управления потоком может смещать кольцевой поршень 74 для удара по барьеру снизу.

Увеличенное давление в канале 52 ниже устройства 36 управления потоком может возникать вследствие вдавливания отклонителя 48 в якорь 50. В таком варианте барьер 72 может разрушаться вследствие увеличенного давления перед вставлением трубной колонны 24 в канал 54.

В другом примере устройством 36 можно управлять посредством подачи давления в линию управления или отверстие, связанное с камерой (не показано), для воздействия на поршень (см. фиг.4) устройства. Поршень должен затем смещаться, когда давление в камере должно достаточно увеличиться для разрушения срезных штифтов/винтов, или высвобождающего устройства другого типа для разрушения барьера 72.

В еще одном примере устройство 36 может быть выполнено перевернутым, так что на поршень устройства действует давление в канале 54 над барьером 72. В данном примере увеличенное давление, подаваемое в канал 54, должно обуславливать смещение поршня для разрушения барьера 72.

В дополнительном примере давление, подаваемое в трубную колонну 24, можно использовать для подачи давления в канал 54 (или в другой канал, например канал, проходящий через боковую стенку отклонителя 48, и т.д.), для смещения поршня устройства 36 и разрушения барьера 72.

В дополнение на фиг.6 показана другая конфигурация узла 20 соединения. В данной конфигурации барьер 72 пробивается трубной колонной 24, когда последняя вставляется в канал 52.

Барьер 72 в данном примере предпочтительно является разделяющимся металлическим диском, аналогичным используемому в системе закупоривания ANVIL (TM), поставляемой Halliburton Energy Services, Inc. Барьер 72 предпочтительно разрезается нижним концом трубной колонны 24 и отгибается с пути так, что трубная колонна может продолжаться через него в канал 52.

В дополнение на фиг.7 показан другой пример устройства 36 управления потоком без остальных частей узла 20 соединения. В данном примере барьер 72 имеет по существу полусферическую форму и предпочтительно выполнен из керамического материала, так что барьер является разрушаемым.

Изогнутая форма барьера 72 обеспечивает выдерживание значительного перепада давления с превышением давления в канале 54 над давлением в канале 52. В дополнение, барьер 72 может легко разрушаться трубной колонной 24, когда последняя вставляется в каналы 52, 54.

В дополнение на фиг.8 показан участок устройства 36 управления потоком другой конфигурации. В данной конфигурации используются два противоположно обращенных барьера 72, так что барьеры могут выдерживать существенные перепады давления с равнодействующей силой давления в обоих направлениях (например, от канала 52 к каналу 54, и от канала 54 к каналу 52).

Барьеры 72 в конфигурациях, показанных на фиг.7 и 8, могут являться аналогичными изделиям MAGNUMDISK(TM), поставляемым Magnum Oil Instruments, Corpus Christi, Texas USA. В конфигурации фиг.8 уравновешивающее давление устройство 76 можно использовать для предотвращения установления атмосферного давления между барьерами 72. Устройство 76 уравновешивает давление в пространстве между барьерами 72 с давлением в канале 52 или 54, где давление больше в любой данный момент времени.

В дополнение на фиг.9 показан другой пример устройства 36 управления потоком. В данном примере устройство 36 управления потоком содержит шаровой клапан, где барьер 72 является вращающимся шаром, который селективно обеспечивает и прерывает соединение по текучей среде между каналами 52, 54.

Муфта 78 приведения в действие устройства 36 управления потоком имеет фиксирующий профиль 80, выполненный в ней. Цанговые зажимающие устройства или шпонки (не показано) на нижнем конце трубной колонны 24 могут соединяться с профилем 80 и сдвигать муфту 78 вниз для открывания барьера 72 и обеспечения соединения по текучей среде между каналами 52, 54. Барьер 72 может закрываться сдвигом муфты 78 вверх, например, при вытаскивании трубной колонны 24 (или другого инструмента, такого как сдвигающий инструмент, и т.д.) из канала 54.

Устройство 36 управления потоком фиг.9 может являться аналогичным изолирующему клапану Model IB, поставляемому Halliburton Energy Services, Inc. Регуляторы расхода других типов, которые можно использовать, включают в себя (без ограничения этим) створчатые клапаны, растворимые пробки (такие как пробка MIRAGE (TM), поставляемая Halliburton Energy Services, Inc.), набухающие материалы, и т.д. Устройство управления потоком любого типа можно использовать в объеме настоящего изобретения.

В дополнение на фиг.10 показана другая конфигурация устройства 36 управления потоком. Данная конфигурация является аналогичной в некоторых отношениях конфигурациям по фиг.4 и 5.

Показанное на фиг.10 устройство 36 управления потоком можно приводить в действие для открывания барьера 72 посредством приложения увеличенного давления в канале 54 над барьером. Когда давление в канале 54 увеличено до заданного уровня, поршень 74 должен смещаться для пробивания барьера 72 и обеспечения его диспергирования, растворения, разложения или другого разрушения. Барьер 72 может также пробиваться трубной колонной 24.

Необходимо отметить, что в различных примерах, описанных выше, устройство 36 управления потоком не обязательно устанавливается непосредственно ниже уплотнений 56, но может устанавливаться в других местах, если требуется. Например, устройство 36 управления потоком может устанавливаться над уплотнениями 56, в фиксирующем механизме отклонителя 48, и т.д.

Трубная колонна 24 может включать в себя фиксатор или другое устройство для соединения с регулятором и эксплуатации устройства 36 управления потоком. Альтернативно фиксатор или другое устройство можно раздельно спускать через трубную колонну 24 к регулятору 36 расхода для открывания устройства управления потоком.

Следует понимать, что данное изобретение создает значительные улучшения конструкции узлов соединения ствола скважины. Трубную колонну 24 можно вставлять через отклонитель 48 для открывания устройства 36 управления потоком и при этом создавать соединение по текучей среде между каналом 52 ниже устройства управления потоком и внутренней частью узла 20 соединения ствола скважины.

В изобретении описан способ установки узла 20 соединения ствола в скважине. В одном примере способ может включать в себя этап, на котором вставляют первую трубную колонну 24 через отклонитель 48, и открывают устройство 36 управления потоком в ответ на вставление.

Способ может также включать в себя этап, на котором осуществляют уплотяющее взаимодействие с первой трубной колонной 24 после вставления первой трубной колонны 24 в отклонитель 48 и до открывания устройства 36 управления потоком.

Открытие устройства 36 управления потоком может включать в себя этапы, на которых выполняют разрушение разрушаемого барьера 72, прорезание барьера 72, и/или поворот барьера 72.

Способ может включать в себя этап, на котором отклоняют вторую трубную колонну 26 в сторону от отклонителя 48. Один конец 28 соединителя 22 трубной колонны может соединяться с первой и второй трубными колоннами 24, 26.

Скважинная система 10 также описана выше. В одном примере скважинная система 10 может содержить отклонитель 48, расположенный на пересечении между первой, второй и третьей секциями 14, 16, 18 ствола скважины, и соединитель 22 трубных колонн, содержащий первый и второй трубные колонны 24, 26, соединенные с его концом 28. Первая трубная колонна 24 установлена в отклонителе 48 и взаимодействует с устройством 36 управления потоком, расположенным в первой секции 16 ствола скважины, и второй трубной колонной 26, расположенной во второй секции 18 ствола скважины.

Первая трубная колонна 24 может продолжаться через устройство 36 управления потоком. Устройство 36 управления потоком может открываться в ответ на вставление в него первой трубной колонны 24.

Скважинная система 10 может также содержить по меньшей мере одно уплотнение 56, которое уплотяющим образом взаимодействует с первой трубной колонной 24.

Устройство 36 управления потоком может содержать разрушаемый барьер 72. Устройство 36 управления потоком может содержать барьер 72, который открывается в ответ на вставление первой трубной колонны 24 через отклонитель 48.

Устройство 36 управления потоком может работать в ответ на давление в первой трубной колонне 24.

Способ установки узла 20 соединения ствола скважины в скважине также описан выше. В одном примере способ может включать в себя этапы, на которых вставляют первую трубную колонну 24 в отклонитель 48, расположенный на пересечении стволов скважины, затем обеспечивают уплотняющее взаимодействие с первой трубной колонной 24 и открывают устройство 36 управления потоком в ответ на вставление.

Этап уплотняющего взаимодействия может включать в себя этап, на котором обеспечивают уплотняющее соединение по текучей среде между трубной колонной 24 и каналом 54 потока, продолжающимся через отклонитель 48.

Следует понимать, что различные примеры, описанные выше, можно использовать в различных ориентациях, таких как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.д. и в различных конфигурациях без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны и показаны на чертежах только как примеры полезного применения принципов изобретения, которое не ограничено конкретными деталями данных вариантов.

В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. По существу, «над», «верхний», «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности вдоль ствола скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности вдоль ствола скважины, причем ствол скважин может быть горизонтальным, вертикальным, наклонным, наклонно-направленным и т.д. Однако следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничен конкретными направлениями, описанными в данном документе.

Специалисту в данной области техники, изучившему описание представленных вариантов осуществления, следует понимать, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения можно выполнять в данных конкретных вариантах осуществления, и такие изменения находятся в объеме настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше подробное описание следует понимать только как иллюстрацию и пример, сущность и объем изобретения ограничиваются только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами.

1.Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине, включающий в себя этапы, на которых:
вставляют первую трубную колонну в отклонитель;
осуществляют уплотняющее взаимодействие первой трубной колонны в отклонителе; и
открывают устройство управления потоком посредством первой трубной колонны в ответ на вставление.

2. Способ по п. 1, в котором осуществляют уплотняющее взаимодействие первой трубной колонны с уплотнением после вставления первой трубной колонны в отклонитель и до открывания устройства управления потоком.

3. Способ по п. 1, в котором открывание устройства управления потоком дополнительно включает в себя этап, на котором разрушают разрушаемый барьер.

4. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором отклоняют вторую трубную колонну в сторону от отклонителя.

5. Способ по п. 4, в котором один конец соединителя трубных колонн соединяют с первой и второй трубными колоннами.

6. Скважинная система, содержащая:
отклонитель, расположенный на пересечении между первой, второй и третьей секциями ствола скважины; и
соединитель трубных колонн, содержащий первую и вторую трубные колонны, соединенные с его концом, причем первая трубная колонна установлена в отклонителе, уплотняющим образом взаимодействует с уплотнением в отклонителе и функционально
взаимодействует с устройством управления потоком, расположенным в первой секции ствола скважины, а вторая трубная колонна установлена во второй секции ствола скважины,
при этом устройство управления потоком выполнено с возможностью открывания посредством первой трубной колонны в ответ на вставление первой трубной колонны в него.

7. Скважинная система по п. 6, в которой первая трубная колонна продолжается через устройство управления потоком.

8. Скважинная система по п. 6, в которой устройство управления потоком содержит разрушаемый барьер.

9. Скважинная система по п. 6, в которой устройство управления потоком содержит барьер, который открывается в ответ на вставление первой трубной колонны через отклонитель.

10. Скважинная система по п. 6, в которой устройство управления потоком работает в ответ на давление в первой трубной колонне.

11. Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине, включающий в себя этапы, на которых:
вставляют первую трубную колонну в отклонитель, расположенный на пересечении ствола скважины;
затем осуществляют уплотняющее взаимодействие первой трубной колонны в отклонителе; и
затем открывают устройство управления потоком посредством первой трубной колонны в ответ на вставление.

12. Способ по п. 11, в котором осуществление уплотняющего взаимодействия дополнительно включает в себя этап, на котором обеспечивают уплотненное соединение по текучей среде между трубной колонной и каналом потока, продолжающимся через отклонитель.

13. Способ по п. 11, в котором открывание устройства управления потоком дополнительно включает в себя этап, на котором разрушают разрушаемый барьер.

14. Способ по п. 11, дополнительно включающий в себя этап, на котором отклоняют вторую трубную колонну в сторону от отклонителя.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к устройствам для выборочного управления потоком флюида от места его образования в углеводородсодержащем подземном пласте до эксплуатационной колонны в стволе скважины и, в частности, к устройствам управления потоком флюида на основании некоторых характеристик потока флюида с применения системы управления направлением потока и канальной системы сопротивления, служащей для создания переменного сопротивления для потока флюида.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами.

Раскрываются варианты способа автономного управления потоком текучей среды в трубчатом элементе в стволе скважины. Поток текучей среды направляют через впускной канал в отклоняющий механизм.

В заявке описан предохранительный блок, предназначенной для добычи и транспорта ископаемого топлива арматуры, имеющий по меньшей мере два предохранительных клапана, которые гидравлически и/или пневматически соединены с по меньшей мере одним запорным механизмом арматуры и по меньшей мере один из которых выполнен переключающимся в зависимости от температуры, а по меньшей мере один другой из них выполнен переключающимся в зависимости от давления с тем, чтобы при изменении температуры до значения, находящегося вне пределов заданного интервала температур, и/или при изменении давления до значения, находящегося вне пределов заданного интервала давлений, инициировать аварийное перекрытие арматуры.

Изобретение относится к подводному оборудованию для добычи нефти, в частности к средствам передачи переменного тока большой мощности на большие расстояния. Техническим результатом является исключение влияния емкостного эффекта и скин-эффекта для обеспечения возможности передачи электрического питания к оборудованию, расположенному на большом удалении от источника питания.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин. В скважинной установке с системой контроля и управления эксплуатацией месторождений, включающей по меньшей мере одну колонну (1) насосно-компрессорных труб (НКТ) с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенную, между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами (3) и расположенными на уровне пластов скважины модулями (4), модуль (4) расположен между насосно-компрессорными трубами и соединен с ними при помощи переходников (7).

Группа изобретений относится к способам нагнетания текучей среды, центральным узлам управления скважины, способам удаления жидкости из газодобывающей скважины, способам разделения газа и жидкости текучей среды, устройствам для подъема насосного устройства.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока текучей среды. Узел устройства регулирования потока текучей среды содержит каналы, способные направлять поток текучей среды на основании одного или нескольких параметров текучей среды.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для выравнивания давления при использовании скважинного прибора в скважине. Устройство для выравнивания давления включает множество отдельных продольных отверстий, образующих непрерывный проточный канал, меняющий направление между указанными отверстиями.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока флюида. Согласно одному варианту осуществления изобретения, выпускной узел содержит первый вход для флюида; первый выход для флюида; и по меньшей мере одно устройство направления флюида.

Изобретение относится к области борьбы с терроризмом и может быть использовано для выборочного подрыва зданий, укрепленных сооружений и коммуникаций в городских условиях при максимальной защищенности личного состава взрывной команды.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, в частности к способам крепления наружной оснастки к трубам обсадной колонны. Способ крепления наружной оснастки к трубам обсадной колонны включает одностороннее закрепление ее стопорными элементами типа потайной болт путем завинчивания их в резьбовые отверстия корпусов оснасток.

Изобретение относится к способу сборки буровых установок эшелонного типа, предназначенных для кустового бурения. Способ сборки состоит из операций, включающих доставку на площадку комплекта сборочных единиц, расстановку сборочных единиц, монтаж буровой установки посредством стыковки сборочных единиц, силовые испытания и последующий демонтаж буровой установки для отгрузки заказчику.

Изобретение относится к буровым установкам. Спускоподъемный комплекс буровой установки содержит платформу основания, установленную вокруг секций ротора, и вертлюг, расположенный над центром секций ротора.

Изобретение относится к буровым установкам. Буровая установка содержит платформу основания, установленную вокруг секций ротора, и вертлюг, расположенный над центром секций ротора.

Изобретение относится к установке по монтажу буровых штанг для буровой установки, позволяющей монтировать или отсоединять буровые штанги во время буровых работ при помощи приводного вала головной части.

Изобретение относится к талевой системе буровых установок. Талевая система буровой установки с барабанной лебедкой включает лебедку с рабочим и аварийным тормозами, канат, перекинутый через кронблок и талевый блок.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, а именно к устройствам для выполнения подземного ремонта скважин с использованием колонны гибких труб, и может быть использовано при разработке оборудования для выполнения внутрискважинных работ - промывка скважин, удаление гидратных и парафиновых пробок и т.п.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначена для подземного ремонта, геофизических и термогидродинамических исследований нефтяных, газовых и других скважин с использованием гибкой трубы и для выполнения внутрискважинных работ.

Группа изобретений относится к способу и системам для проведения спускоподъемных операций на полу буровой установки, размещенной над скважиной. Способ проведения спускоподъемных операций включает в себя этапы, на которых: измеряют, посредством измерительного устройства, параметры длины первой бурильной трубы, принимают параметры длины первой трубы и высоты подъема второй трубы в контроллере, вычисляют посредством контроллера на основе полученных данных вертикальное положение, в которое необходимо перевести первую трубу.

Группа изобретений относится к инструменту и способам подводной установки и испытания фонтанной арматуры. Инструмент для подводной установки и испытания фонтанной арматуры с корабля с использованием корабельного крана выполнен с возможностью быть манипулируемым корабельным краном и содержит подводный блок, содержащий соединительное устройство для разъемного присоединения к подводным устьевым модулям, средства для позиционирования, содержащие движители, систему определения положения опционного пристыкованного подводного аппарата с дистанционным управлением и средства для испытания указанных устьевых модулей, содержащие емкости с текучей средой, а также соединительное устройство для электрического питания и электрического и/или оптического управления. Причем емкости с текучей средой предназначены для испытания на герметичность и для испытания функций клапанов фонтанной арматуры. Технический результат заключается в повышении эффективности установки и испытания фонтанной арматуры. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к оборудованию, используемому в подземных скважинах. Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине включает этапы, на которых вставляют первую трубную колонну в отклонитель. Осуществляют уплотняющее взаимодействие первой трубной колонны в отклонителе. Открывают устройство управления потоком посредством первой трубной колонны в ответ на вставление. Скважинная система содержит отклонитель, расположенный на пересечении между первой, второй и третьей секциями ствола скважины. Соединитель трубных колонн содержит первую и вторую трубные колонны, которые соединены с его концом. Первая трубная колонна установлена в отклонителе и уплотняющим образом взаимодействует с уплотнением в отклонителе и функционально взаимодействует с устройством управления потоком, расположенным в первой секции ствола скважины. Вторая трубная колонна установлена во второй секции ствола скважины. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 10 ил.

Наверх