1. РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН
(19) KZ (13) B (11) 28515
(51) E21B 33/124 (2006.01)
E21B 34/14 (2006.01)
E21B 43/26 (2006.01)
E21B 37/08 (2006.01)
E21B 43/14 (2006.01)
КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ
МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
(21) 2012/1503.1
(22) 22.06.2010
(45) 15.05.2014, бюл. №5
(31) PA 2009 00765; 61/219,210
(32) 22.06.2009; 22.06.2009
(33) DK; US
(85) 05.01.2012
(86) PCT/EP2010/058792, 22.06.2010
(72) ЛЮМБЬЕ, Петер (DK)
(73) МАЕРСК ОЛИЕ ОГ ГАЗ А/С (DK)
(74) Тагбергенова Модангуль Маруповна;
Тагбергенова Алма Таишевна; Касабекова Найля
Ертисовна
(56) US 2003/0188871 A1, 09.10.2003
EP 1184537 A2, 06.03.2002
US 2009090502 A1, 09.04.2009
WO 2008139132 A1, 20.11.2008
US 2008283238 A1, 20.11.2008
RU 48577 U1, 27.10.2005
(54) КОМПОНОВКА И СПОСОБ
СТИМУЛИРОВАНИЯ, СЕГМЕНТИРОВАНИЯ
И УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНАМИ ERD (С
БОЛЬШИМ ОТХОДОМ ОТ ВЕРТИКАЛИ)
(ВАРИАНТЫ)
(57) Настоящее изобретение относится к
компоновке, управляемой скважиной трубой,
имеющей выполненные в стенке отверстия и
предназначенной для размещения в стволе
скважины, и таким образом формирующей
пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины. Компоновка
включает первые устройства управления потоками,
находящиеся в одних отверстиях указанной
скважиной трубы; вторые устройства управления
потоками, находящиеся в других отверстиях
указанной скважиной трубы; и набор пакеров для
герметизации пространства между указанной трубой
и поверхностью ствола скважины, указанный набор
пакеров установлен так, чтобы часть трубы,
имеющей и первые и вторые устройства управления
потоками, была расположена между пакерами
набора. Первые устройства управления потоками
отрегулированы так, чтобы они были способны
блокировать поток жидкости изнутри скважинной
трубы в пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины. Вторые устройства
управления потоками отрегулированы так, чтобы
они были способны блокировать поток жидкости из
пространства между скважинной трубой и
поверхностью ствола скважины внутрь указанной
трубы.
(19)KZ(13)B(11)28515

2. 28515
2
Настоящее изобретение относится к компоновке,
управляемой скважинной трубой, имеющей
выполненные в стенке отверстия и предназначенной
для размещения в стволе скважины, и таким
образом формирующей пространство между
указанной трубой и поверхностью ствола скважины,
при этом указанная компоновка включает первые
устройства управления потоками, размещенные в
одних отверстиях указанной скважиной трубы;
вторые устройства управления потоками,
находящееся в других отверстиях указанной
скважиной трубы, и набор пакеров для
изолирования (герметизации) пространства между
указанной трубой и поверхностью ствола скважины,
указанный набор пакеров установлен так, чтобы
часть трубы, имеющей и первые и вторые
устройства управления потоками, была расположена
между пакерами набора. Таким образом пакеры
делят пространство между стволом скважины и
трубой на отдельные секции (зоны).
Настоящее описание включает пробуренную
эксплуатационную скважину, предназначенную для
фактического производства нефти или газа, или она
может быть пробуренной скважиной,
предназначенной для нагнетания воды или других
веществ в формирование с целью вытеснения
(перемещения) нефти или газа в пробуренную
эксплуатационную скважину.
Уровень техники изобретения
До осуществления нагнетания воды в
формирование, необходимо стимулировать ствол
скважины закачиванием кислоты, которая разлагает
уплотненный слой бурового раствора на стенках
ствола скважины и части формирования. Кислота
подается в ствол скважины посредством питающей
трубы насадкой, которая в процессе закачивания
кислоты медленно поднимается со дна ствола
скважины. Описанная процедура является
трудоемкой, дорогостоящей и задерживает начало
процесса добычи.
Цель изобретения
Изобретение направлено на устранение проблем
и ограничений, которые связаны с обычными
способами стимулирования пробуренной скважины,
и обеспечивает новую компоновку, при помощи
которой облегчается последующий контроль
стимулированной скважины. Система позволяет
стимулирование и зональное изолирование (или
сегментирование резервуара) быстрым и
эффективным методом.
Сущность изобретения
Цель изобретения достигается компоновкой, в
которой первое устройство управления потоками
отрегулировано так, что оно способно блокировать
поток жидкости изнутри скважинной трубы в
пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины, и второе
устройство управления потоками отрегулировано
так, что оно способно блокировать поток жидкости
из пространства между скважинной трубой и
поверхностью ствола скважины внутрь указанной
трубы.
В одном варианте изобретения первое
устройство управления потоками включает муфту
со скользящей дверцей (ssd), размещенную на трубе.
Муфта со скользящей дверцей включает отверстие в
трубе, через которое нефть или газ поступают в
трубу. Муфта со скользящей дверцей может быть
закрыта или открыта во время работы скважины.
Муфты со скользящими дверцами известны
специалистам в данной области техники, поэтому их
функциональное назначение и принцип работы
подробно не описываются.
В других вариантах снаружи муфты со
скользящей дверцей размещаются фильтры для
удаления частиц песка из флюида нефти и газа.
Такой фильтр может быть выполнен из материала
Карбид Бора (Boron Carbide), преимущество
которого состоит в том, что он может быть
разрушен только алмазами.
Кроме того, керамический материал Карбид Бора
имеет хорошую устойчивость к кислотам, поэтому
очистка такого фильтра может быть выполнена
кислотной обработкой.
В следующем варианте второе устройство
управления потоками включает обратный клапан,
который позволяет жидкости проходить из
указанной скважинной трубы в указанное
пространство между трубой и стволом скважины.
При помощи обратного клапана стимулирующий
скважину раствор может выходить и поступать в
формирование через обратные клапаны, во время
прохождения производственного потока в трубу
через первое устройство управления потоками.
Другие варианты изобретения раскрыты в
зависимых пунктах формулы изобретения.
Способ применения компоновки раскрыт в
пунктах 17-19 формулы изобретения.
Изобретение далее описано подробно на примере
предпочтительного варианта, изображенного на
чертеже.
На фиг.1 изображена компоновка согласно
одному из вариантов изобретения.
На фиг.1 изображена труба 12 типа, который
обычно используется для целей добычи нефти,
которая размещается в нефтяной скважине. В
показанном варианте устройства размещены для
установления количества внешних пакеров 10, 11 с
целью производства газа или нефти из отдельных
областей нефтяного резервуара. Труба имеет
выполненные в стенке отверстия 3, 4. Между трубой
и поверхностью ствола скважины сформировано
пространство, трубчатое пространство или
кольцевое пространство. В обычной трубе имеются
открытые стандартные отверстия, через которые
поток жидкости проходит изнутри трубы 12 в
кольцевое пространство 5 и из кольцевого
пространства внутрь трубы.
Эти отверстия могут, например, быть
распределены как описано в европейской патентной
заявке ЕР1184537А.
В компоновке согласно изобретению эти
отверстия снабжены устройствами управления
потоками (не показаны на фиг.1), которые далее
названы "вторыми устройствами управления

3. 28515
3
потоками". Эти вторые устройства управления
потоками согласно изобретению способны
ограничивать поток жидкости так, чтобы жидкость
могла проходить только изнутри трубы в кольцевое
пространство. Однако как описано далее, вторые
устройства управления потоками могут быть даже
типа, который способен блокировать поток
жидкости в обоих направлениях.
В показанном варианте компоновка также
снабжена другим отверстием 6, которое снабжено
"первым устройством управления потоками" 4.
Первое устройство управления потоками, в
показанном варианте, представляет собой
устройство, называемое "скользящей муфтой",
которая является известной частью оборудования
нефтегазовой промышленности в части разведки и
добычи (Е&Р). Такое устройство обычно включает
"стандартную" внутреннюю соединительную муфту,
которая обеспечивает открытие или закрытие (или
дросселирование) устройства. Открытие или
закрытие "скользящей муфты" обычно достигается
при помощи известных интервенционных
инструментов, управляемых талевым канатом
(вспомогательным канатом) или трубами в бутах.
Однако открытие и закрытие отверстия 6 могут
быть выполнены и многими другими способами,
известными специалистам в данной области
техники, и приведение в действие первых устройств
управления потоками может даже быть выполнено
так, чтобы оно управлялось с поверхности.
Пакеры 10, 11 устанавливаются так, чтобы часть
трубы, имеющая как первые 4, так и вторые
устройства управления потоками 3, была
расположена между пакерами 10, 11 набора.
Обычно первое устройство управления потоками
регулируется так, чтобы оно было способно
избирательно пропускать или блокировать поток
жидкости изнутри указанной скважинной трубы в
указанное пространство 5 между формированием и
скважинной трубой 2, и второе устройство
управления потоками регулируется так, чтобы оно
было способно блокировать поток жидкости из
указанного пространства внутрь указанной
скважинной трубы. Такая конфигурация позволяет
контролировать поступление жидкости из
кольцевого пространства, расположенного между
пакерами 11, 12, внутрь трубы приведением в
действие (открытие или закрытие) первого
устройства управления потоками 4. Путем
установки нескольких независимых компоновок,
имеющих и первое и второе устройства управления
потоками, в скважине как описано выше, можно
стимулировать и открывать или закрывать добычу
продуктов из определенных частей скважины.
Открытие и/или закрытие такой части обычно
выполняют с целью изолирования, например, части
скважины, производящей воду, от поступления
воды или разграничения частей скважины.
В одном варианте изобретения компоновка
включает секцию надувного пакера или
"механического" пакера, который не реагирует на
окружающие пакер флюиды и не разбухает в
результате такого контакта. Такие пакеры известны
в промышленности и включают, например, пакеры,
которые приводятся в действие таймером, и затем
они устанавливаются сжатием (сдавливанием)
стальной усиленной резиновой мембраны, которая
затем создает затвор.
Секция надувного пакера может быть снабжена
одним или более пакерами, которые могут
разбухать при контакте с жидкостью. Такие
надувные пакеры известны специалистам в данной
области техники, и обычно они могут
использоваться снаружи скважинных труб. С целью
контролирования раздувания (или сдувания) секции
надувного пакера, секция обычно обеспечивается
одним или более клапанами для открытия и
закрытия движения флюидов в (или из) секцию
надувного пакера.
Энергия, требуемая для доставки флюида в
секцию надувного пакера, может поставляться
любым подходящим источником энергии, таким
как, например, одна или более батарей,
содержащихся в энергетической секции. Для
контролирования раздувания надувных пакеров
компоновка может далее включать секцию запуска.
Секция запуска способна управлять источником
энергии и/или управлять клапанными устройствами.
Таким образом секция запуска способна
контролировать поступление флюида в секцию
надувного пакера.
Секция запуска таким образом,
"запускает/определяет функцию", которая способна
контролировать поток флюидов для раздувания
пакера. Она пропускает поток флюидов к пакеру
путем открывания клапана(ов) или подключает,
например, электрический насос, который
перекачивает жидкость в пакер.
В одном варианте изобретения секция запуска
также способна контролировать открытие и/или
закрытие первых устройств управления потоками.
Система запуска может быть приведена в
действие механическим реле времени, получением
радиочастотной идентификации (RFID),
сейсмических, акустических, оптических или
электрических или других видов сигналов.
Далее описан способ применения одного из
вариантов изобретения.
Фиг.1 иллюстрирует горизонтальную скважину,
пробуренную в формировании. На фиг.1 изображена
пробуренная скважина и скважинная труба 12,
размещенная в скважине. Такая скважинная труба
может быть трубной частью скважинной (обсадной)
колонны или хвостовиком (нижняя труба обсадной
колонны). Наружный диаметр обсадной колонны
меньше внутреннего диаметра ствола скважины,
таким образом обеспечивается кольцевое
пространство 5, или затрубное пространство, между
колонной и стволом скважины. Скважинная труба
перфорирована 3 в одной или более зонах. Для
стимулирования флюидов скважины в кольцевое
пространство через отверстия, перфорированные в
стенках труб, закачивается, например, кислота.
Отверстия 3 могут иметь форму и
местоположение, которые соответствуют в
частности предопределенным техническим

4. 28515
4
условиям, как например, описано в патентной
заявке ЕР 1184537А.
После стимулирования скважины по меньшей
мере два пакера расширяются для закупоривания
части указанного кольцевого пространства. Однако
пакеры также могут быть расширены до
закачивания кислоты.
Как описано выше, кислотное стимулирование
скважины происходит через вторые устройства
управления потоками. Во время этого процесса
первые устройства управления потоками обычно
закрыты. Так как вторые устройства управления
потоками не позволяют флюиду проходить в
эксплуатационную трубу, поэтому после
завершения стимулирования необходимо открыть
первые устройства управления потоками, чтобы
позволить производственному потоку пройти в
эксплуатационную трубу. Вторые устройства
управления потоками обычно включают проточные
клапаны, которые позволяют жидкости проходить
из скважинной грубы в формирование через
кольцевое пространство, в то время как движение
жидкости в противоположном направлении
заблокировано. Как упомянуто выше, это было
описано в частности для применения в обычных
эксплуатационных скважинах, и в этом контексте
полученное преимущество состоит в достижении
более высокой степени управления клапаном, всем
производством в отдельных секциях скважины
(между двумя пакерами), происходящем через
управляемые первые устройства управления
потоками. Таким образом, благодаря описанной
конфигурации можно закрыть каждую из секций
посредством первых устройств управления
потоками, что может быть пригодным, например,
для целей предотвращения прорыва воды к
скважине.
Однако вторые устройства управления потоками
могут также быть составлены клапанами, которым
снабжены механизмом, который способен
полностью закрыть клапаны.
Описанные выше варианты изобретения
относятся главным образом к обычным нефтяным
эксплуатационным скважинам. Однако изобретение
может также быть осуществлено в скважине, в
которую закачивают воду или сжатый газ для
вытеснения нефтяных ресурсов из подземных
резервуаров в эксплуатационные скважины с целью
увеличения их производства. Такая скважина
обычно известна как нагнетательная скважина. При
использовании клапанов, снабженных
(автоматически закрывающимися) механизмами,
которые способны полностью закрыть клапаны,
также может быть достигнуто стимулирование
"нагнетательных скважин" кислотой до их
эксплуатации. Таким образом, согласно одному
варианту "вторые устройства управления потоками"
для использования в таких скважинах могут быть
оборудованы запирающим(и) механизмом(ами),
который(е) не закрывается(ются) до истечения
установленного периода времени. Вторые
устройства управления потоками могут также быть
снабжены запирающим(и) механизмом(ами),
который(е) не закрывается(ются) до приведения в
действие (инициирования) запирающего механизма
определенными устройствами активации, как
например, описано ниже для нагнетательных
скважин. Таким образом получают, что (когда
скважина установлена недавно) кислотное
стимулирование может происходить через вторые
устройства управления потоками в то время когда
они находятся в открытом положении. После того,
как вторые устройства управления потоками будут
закрыты, последующее нагнетание воды будет
происходить через первые устройства управления
потоками в отдельные секции скважины (между
двумя пакерами), и таким образом также
достигается усиленный контроль и улучшенное
управление этого типа скважинами, так как
отдельные секции могут таким образом быть
закрыты посредством первых устройств управления
потоками.
Согласно изобретению, отверстия снабжаются
вторыми устройства управления потоками 3,
которые позволяют жидкости проходить из грубы в
кольцевое пространство 5. Вторые устройства
управления потоками могут включать обратный
клапан, проточный клапан, или они могут даже быть
выполнены в виде самозакрывающихся клапанов,
которые активизируются после закачивания
кислоты в скважину. Это может быть достигнуто
при помощи, например, "активируемого кислотой
клапана" как описано ниже.
В нагнетательных скважинах специальный
обратный клапан устанавливается с механизмом
"кислотного определения" или механизмом
"отсроченного закрывания". Механизм является
таким, что клапан будет иметь некоторые элементы,
выполненные из материала, который является
кислоторастворимым (например, цинк, алюминий и
т.д.). Этот кислоторастворимый материал
используется для защиты "удерживающего
открытие" механизма. Как только работа по
стимулированию скважины выполнена, этот
удерживающий открытие механизм растворяется, и
обратный клапан отключает прохождение флюидов
в обоих направлениях, эффективно превращаясь в
заглушку.
Клапан с отсроченным закрыванием может быть
выполнен из водонабухаемого эластомерного
соединения, которое медленно раздувается во время
закачивания воды и таким образом медленно
закрывает клапан наглухо.
Это облегчается тем, что последующее
закачивание осуществляется через открытые муфты
(первые устройства управления потоками), а не
через втулки вторых устройств управления
потоками (вторые устройства управления
потоками).
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Компоновка, управляемая скважиной трубой,
имеющей выполненные в стенке отверстия и
предназначенной для размещения в стволе
скважины, и таким образом формирующей

5. 28515
5
пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины, указанная
компоновка включает: первые устройства
управления потоками, размещенные в отверстиях
скважинной трубы, вторые устройства управления
потоками, размещенные во вторых отверстиях
скважинной трубы, и набор пакеров для
герметизации пространства между указанной трубой
и поверхностью ствола скважины, указанный набор
пакеров установлен так, чтобы часть трубы,
имеющей первые и вторые устройства управления
потоками, была расположена между пакерами
набора, отличающаяся тем, что указанные первые
устройства управления потоками отрегулированы
так, что они способны блокировать поток жидкости
изнутри скважинной трубы в пространство между
указанной трубой и поверхностью ствола скважины,
и вторые устройства управления потоками
отрегулированы так, что они способны блокировать
поток жидкости из пространства между скважинной
трубой и поверхностью ствола скважины внутрь
указанной трубы, указанные вторые устройства
управления потоками включают обратный клапан,
который позволяет жидкости проходить изнутри
скважинной трубы в пространство между указанной
трубой и стволом скважины.
2. Компоновка, управляемая скважиной трубой,
имеющей выполненные в стенке отверстия и
предназначенной для размещения в стволе
скважины, и таким образом формирующей
пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины, указанная
компоновка включает: первые устройства
управления потоками, размещенные в отверстиях
указанной скважинной трубы, вторые устройства
управления потоками, размещенные во вторых
отверстиях указанной скважинной трубы, и набор
пакеров для герметизации пространства между
указанной трубой и поверхностью ствола скважины,
указанный набор пакеров установлен так, чтобы
часть трубы, имеющей первые и вторые устройства
управления потоками, была расположена между
пакерами набора, отличающаяся тем, что указанные
первые устройства управления потоками
отрегулированы так, что они способны блокировать
поток жидкости изнутри скважинной трубы в
пространство между указанной трубой и
поверхностью ствола скважины, и вторые
устройства управления потоками отрегулированы
так, что они способны блокировать поток жидкости
из пространства между скважинной трубой и
поверхностью ствола скважины внутрь указанной
трубы, указанные вторые устройства управления
потоками включают клапаны, снабженные
автоматически закрывающимися механизмами,
которые способны полностью закрывать клапаны,
указанный автоматически закрывающийся механизм
отрегулирован так, что стимулирование может
происходить через вторые устройства управления
потоками когда они находятся в открытом
положении.
3. Компоновка по п.п.1-2, отличающаяся тем,
что первые устройства управления потоками
включают закрываемые отверстия, приводимые в
действие с поверхности.
4. Компоновка по п.1, отличающаяся тем, что
обратный клапан является проточным клапаном.
5. Компоновка по п.3, отличающаяся тем, что
включает секцию запуска для управления
источником энергии для управления указанным
закрываемым отверстием, указанная секция запуска
дополнительно снабжена устройствами
коммуникации с устройством запуска для
инициирования открытия или закрытия указанного
закрываемого отверстия.
6. Компоновка по п.п.1-5, отличающаяся тем,
что первые устройства управления потоками
включает муфту со скользящей дверцей (ssd),
установленную на трубе.
7. Компоновка по п.6, отличающаяся тем, что
снаружи муфты со скользящей дверцей размещены
фильтры для удаления частиц песка из флюида
нефти и газа.
8. Компоновка по п.7, отличающаяся тем, что
указанный фильтр выполнен из материала Карбид
Бора.
9. Компоновка по п.п.1-8, отличающаяся тем,
что включает секцию надувного или механического
пакера, расширяемую жидкостью и снабженную
клапанными устройствами для открытия и закрытия
движения флюидов в секцию надувного пакера.
10. Компоновка по п.п.1-9, отличающаяся тем,
что включает два надувных пакера, каждый
расширяемый жидкостью и снабженный
клапанными устройствами для открытия и закрытия
движения флюидов в надувные пакеры.
11. Компоновка по п.п.1-10, отличающаяся тем,
что включает энергетическую секцию,
включающую источник энергии для доставки
флюида в секцию надувного пакера.
12. Компоновка по п.п.5-11, отличающаяся тем,
что секция запуска дополнительно включает
устройства управления указанным источником
энергии и/или управления указанными клапанными
устройствами так, что способна управлять
доставкой указанного флюида в указанную секцию
надувного пакера, указанная секция запуска
дополнительно снабжена устройствами
коммуникации с устройством запуска для
инициирования расширения указанной секции
надувного пакера.
13. Компоновка по п.5-12, отличающаяся тем,
что устройство запуска способно быть накачанным
через скважинную трубу.
14. Компоновка согласно любому п.п.5-13,
отличающаяся тем, что запуск указанной секцией
запуска может быть установлен с запаздыванием.
15. Компоновка по любому из предыдущих
пунктов, отличающаяся тем, что указанная секция
запуска запускается с установленным
запаздыванием после проверки предопределенного
давления устройствами контролирования давления
скважины.
16.Компоновка по п.п.5-15, отличающаяся тем,
что указанная секция запуска запускается когда чип

6. 28515
6
идентификации предопределенной радиочастоты
проходит через указанную секцию запуска.
17. Способ применения компоновки по п.п.1-16
для герметизации части кольцевого пространства
между скважинной трубой и стволом скважины,
включающий стадии: бурение скважины в
формировании; введение в скважину множества
компоновок согласно изобретению, указанные
компоновки являются элементами, вставленными
между обычной трубой, как например, обсадная
труба или хвостовик, таким образом обеспечивая
кольцевое пространство или затрубное пространство
между указанной трубой и формированием,
окружающим указанную трубу; закачивание
кислоты через указанную трубу и далее через
указанные вторые устройства управления потоками
в формирование для стимулирования указанной
скважины; запуск по меньшей мере двух
компоновок для расширения двух пакеров с целью
герметизации части указанного кольцевого
пространства и открытия первого устройства
управления потоками, позволяя производственным
флюидам проходить в трубу через первые
устройства управления потоками.
18. Способ применения компоновки по п.п.1-16
для герметизации части кольцевого пространства
между скважинной трубой и стволом скважины,
включающий стадии: бурение скважины в
формировании; введение в скважину множества
компоновок согласно изобретению, указанные
компоновки являются элементами, вставленными
между обычной трубой, как например, обсадная
труба или хвостовик, таким образом обеспечивая
кольцевое пространство или затрубное пространство
между указанной трубой и формированием,
окружающим указанную трубу; закрытие указанных
первых устройств управления потоками;
закачивание кислоты через указанную трубу и далее
через указанные вторые устройства управления
потоками в формирование для стимулирования
указанной скважины; запуск по крайней мере двух
компоновок для расширения двух пакеров для
герметизации части указанного кольцевого
пространства; открытие указанных первых
устройств управления потоками и блокирование
указанного второго устройства управления
потоками, таким образом позволяя
производственным флюидам проходить в трубу или
нагнетание флюидов для прохождения через первые
устройства управления потоками в ствол скважины.
19. Способ применения компоновки по п.18,
отличающийся тем, что дополнительно включает
стадию открытия или закрытия указанного
отверстия для установления или прерывания
движения флюидов между указанной внутренней
трубой и указанной герметизированной частью
кольцевого пространства.
Верстка А. Сарсекеева
Корректор Р. Шалабаев