ИСПЫТАНИЕ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ ПОД ДАВЛЕНИЕМ УЗЛА ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ, УСТАНАВЛИВАЕМОГО ЗА ОДИН СПУСКОПОДЪЕМНЫЙ РЕЙС
PRESSURE LEAKPROOFNESS TEST OF WELL COMPLETION UNIT INSTALLED IN ONE DESCENT AND LIFTING TRIP

Описание
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее раскрытие относится к способу для использования при установке узла для заканчивания скважины в ствол скважины за один спускоподъемный рейс в ствол скважины и, в частности, хотя не исключительно, для использования при установке узла для заканчивания скважины в ствол нефтяной или газовой скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известные способы заканчивания нефтегазовых скважин включают в себя установку в основном трубчатого узла для заканчивания скважины в ствол скважины, при этом узел для заканчивания скважины задает сквозной канал, который продолжается от уровня поверхности, такого как уровень земной поверхности или уровень поверхности морского дна, до нижнего конца или переднего конца узла для заканчивания скважины в стволе скважины. Узел для заканчивания обычно включает в себя в основном трубчатые верхний и нижний узлы для заканчивания скважины, при этом верхний и нижний узлы для заканчивания скважины совместно задают сквозной канал. Нижний узел для заканчивания скважины обычно включает в себя основной трубопровод и одно или несколько отверстий сквозь боковую стенку основного трубопровода. Кроме того, нижний узел для заканчивания скважины обычно включает в себя разнесенные по оси пакеры, расположенные вокруг основного трубопровода, задающие одну или несколько зон в затрубном пространстве вдоль нижнего узла для заканчивания скважины. Верхний узел для заканчивания скважины соединен с верхним концом нижнего узла для заканчивания скважины на уровне поверхности и обычно включает в себя основной трубопровод, один или несколько пакеров, расположенных вокруг основного трубопровода, и один или несколько клапанов. При таких обычных способах заканчивания скважины верхний и нижний узлы для заканчивания скважины обычно спускают и укомплектовывают отдельно. Это может повышать продолжительность заканчивания скважины и затраты на заканчивание скважины.
При спуске нижнего узла для заканчивания скважины в ствол скважины текучая среда обычно циркулирует от уровня поверхности по сквозному каналу и выходит из промывочного башмака, установленного на переднем конце нижнего узла для заканчивания скважины, для содействия достижению нижним узлом для заканчивания заданной целевой глубины, такой как заданная конечная глубина ствола скважины. Циркуляция текучих сред таким способом во время установки обычно известна как промывка. Например, известно выполнение промывки путем циркуляции текучей среды по съемной промывочной колонне, которую располагают в сквозной колонне с тем, чтобы эффективно обходить отверстия в нижнем узле для заканчивания скважины, что позволяет иметь отверстия открытыми в течение установки нижнего узла для заканчивания скважины. Однако для использования промывочной колонны таким способом обычно требуется дополнительный спускоподъемный рейс или вмешательство для удаления промывочной колонны из ствола скважины до того, как работы в стволе скважины могут быть выполнены, вследствие чего возрастают время и затраты, связанные с заканчиванием скважины.
Кроме того, могут быть разработаны нижние узлы для заканчивания скважины, которые включают в себя контрольные клапаны, которые выполнены с возможностью допущения протекания текучей среды через отверстия в сквозной канал, но с возможностью предотвращения протекания текучей среды из сквозного канала через отверстия. Хотя при использовании контрольных клапанов можно исключить всякую необходимость в использовании промывочной колонны и поэтому в удалении промывочной колонны из ствола скважины после промывки, но при использовании контрольных клапанов может исключаться возможность преобразования скважины из продуктивной скважины в нагнетательную скважину в течение завершающего периода эксплуатации скважины. Кроме того, контрольные клапаны могут не быть робастными или в достаточной степени надежными при противостоянии высоким давлениям, существующим в сквозном канале в течение последующих работ в стволе скважины. Вследствие этого в таких обычных способах заканчивания скважины можно полагаться на использование изолирующего клапана на переднем конце узла для заканчивания скважины, закрываемого после достижения узлом для заканчивания скважины конечной глубины, чтобы иметь возможность выполнить последующее испытание на герметичность узла для заканчивания скважины и/или гидравлическую установку пакеров узла для заканчивания скважины, и этот изолирующий клапан закрывается в ответ на механическое зацепление изолирующего клапана активизирующим элементом, таким как шар, отсоединяющий наконечник или что–либо подобное, циркулирующий от поверхности по сквозному каналу. Однако механические способы приведения в действие такого изолирующего клапана обычно основаны на использовании высоких давлений в сквозном канале для срезания удерживающих элементов. Следовательно, использование механических способов приведения в действие такого изолирующего клапана может быть несовместимым с нижними узлами для заканчивания скважины или ненадежным при использовании нижних узлов для заканчивания скважины, которые имеют контрольные клапаны, с большой вероятностью невольно повреждающиеся или разрушающиеся при высоких давлениях, необходимых для срезания удерживающих элементов.
Законодательством некоторых территорий может требоваться размещение некоторых скважинных барьеров для защиты имущества на поверхности. Поэтому использование нижних узлов для заканчивания скважины, которые включают в себя контрольные клапаны, может быть менее предпочтительным на некоторых территориях, поскольку контрольные клапаны могут по существу мешать постановке барьера в нижней трубе обсадной колонны. В соответствии с этим нижние узлы для заканчивания скважины, которые включают в себя гидромеханические клапаны отверстия или заглушки отверстия, такие как способные разрываться заглушки отверстия или химически растворяемые заглушки отверстия, могут быть предпочтительными на таких территориях. Однако использование механических способов приведения в действие изолирующего клапана также может быть несовместимым с нижними узлами для заканчивания или может быть ненадежным при использовании нижних узлов для заканчивания, которые имеют гидромеханические клапаны отверстия или заглушки отверстия, такие как способные разрываться заглушки отверстия или химически растворяемые заглушки отверстия, поскольку клапаны отверстия или заглушки отверстия могут быть склонны к невольному разрыву или разрушению при высоких давлениях, необходимых для срезания удерживающих элементов.
Кроме того, для таких механических способов приведения в действие изолирующего клапана требуется установившийся путь циркуляции текучей среды в стволе скважины, чтобы активизирующий элемент проходил от уровня поверхности к изолирующему клапану на переднем конце узла для заканчивания скважины и мог взаимодействовать с перемещением текучей среды в стволе скважины или влиять на нее.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Следует отметить, что любой один или несколько признаков одного из нижеследующих аспектов можно использовать в сочетании с одним или несколькими признаками любого из других нижеследующих аспектов.
Согласно аспекту настоящего раскрытия предложен способ для использования при установке узла для заканчивания скважины в ствол скважины за один спускоподъемный рейс в ствол скважины, при этом узел для заканчивания скважины задает сквозной канал и узел для заканчивания скважины содержит изолирующий клапан, который является конфигурируемым между открытым состоянием, в котором изолирующий клапан позволяет текучей среде протекать по сквозному каналу, и закрытым состоянием, в котором изолирующий клапан препятствует протеканию текучей среды по сквозному каналу, а способ содержит спуск узла для заканчивания скважины с изолирующим клапаном в открытом состоянии в ствол скважины до тех пор, пока скважинный конец узла для заканчивания скважины не достигнет целевого места в стволе скважины; нагнетание текучей среды по сквозному каналу и через изолирующий клапан, когда изолирующий клапан находится в открытом состоянии; конфигурирование изолирующего клапана в открытое состояние; и выполнение испытания на герметичность под давлением сквозного канала выше изолирующего клапана, при этом изолирующий клапан является конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями без всякой необходимости механического зацепления изолирующего клапана активизирующим элементом или приспособлением, в то время как изолирующий клапан получает энергию от источника энергии.
Использование в этом способе такого изолирующего клапана, который является конфигурируемым между открытым и закрытым состоянием без всякой необходимости механического зацепления изолирующего клапана активизирующим элементом или приспособлением, не только способствует промывке узла для заканчивания скважины до конечной глубины в стволе скважины за один спускоподъемный рейс, но также позволяет выполнять одно или несколько испытаний на герметичность под давлением сквозного канала, когда скважинный конец узла для заканчивания скважины располагается на одном или нескольких промежуточных местах, когда узел для заканчивания скважины спускают по направлению к стволу скважины или в него, без использования текучей среды под высоким давлением в сквозном канале для приведения в действие изолирующего клапана. Выполнение в этом способе одного или нескольких испытаний на герметичность под давлением может позволить идентифицировать и устранить все проблемы, связанные с узлом для заканчивания скважины, до достижения узлом для заканчивания скважины конечной глубины в стволе скважины. Этим можно уменьшить риск, связанный с тем, что по достижении узлом для заканчивания скважины конечной глубины в стволе скважины будет обнаружено, что герметичность под давлением является недостаточной для установки пакеров в стволе скважины или нарушено нормальное перемещение текучей среды в стволе скважины. Поэтому выполнение в этом способе одного или нескольких таких испытаний на герметичность под давлением сквозного канала может потенциально приводить к значительной экономии рабочего времени и затрат.
Способ может содержать нагнетание текучей среды по сквозному каналу и через изолирующий клапан, когда изолирующий клапан находится в открытом состоянии, до, в течение и/или после спуска узла для заканчивания скважины по направлению к стволу скважины или в него.
Когда скважинный конец узла для заканчивания скважины расположен на целевом месте, узел для заканчивания скважины может продолжаться от устья скважины до целевого места.
Способ может содержать спуск узла для заканчивания скважины с изолирующим клапаном в открытом состоянии от устья скважины до тех пор, пока скважинный конец узла для заканчивания скважины не достигнет целевого места в стволе скважины за один спускоподъемный рейс в ствол скважины.
Целевое место может соответствовать любому одному из места до, на или после роторного стола; места до, в или после водоотделяющей колонны; места до, на или после противовыбросового превентора; места до, в или после трубной подвески; места до, в или после обсаженного участка ствола скважины; места до в или после необсаженного участка ствола скважины; и заданного конечного места скважинного конца узла для заканчивания скважины в стволе скважины.
Заданное конечное место скважинного конца узла для заканчивания скважины в стволе скважины может соответствовать местоположению скважинного конца узла для заканчивания скважины, необходимому для добычи нефти и/или газа из углеводородного пласта, окружающего ствол скважины.
Изолирующий клапан может представлять собой многоцикловой изолирующий клапан. Для каждого целевого места из множества целевых мест способ может содержать повторение этапов конфигурирования изолирующего клапана в открытое состояние; спуска узла для заканчивания скважины с изолирующим клапаном в открытом состоянии до тех пор, пока скважинный конец узла для заканчивания скважины не достигнет целевого места; нагнетания текучей среды по сквозному каналу и через изолирующий клапан, когда изолирующий клапан находится в открытом состоянии; конфигурирования изолирующего клапана в закрытое состояние; и выполнения испытания на герметичность под давлением сквозного канала выше изолирующего клапана.
Для каждого целевого места из множества целевых мест способ может содержать этап нагнетания текучей среды по сквозному каналу и через изолирующий клапан, когда изолирующий клапан находится в открытом состоянии, до, в течение и/или после этапа спуска узла для заканчивания скважины с изолирующим клапаном в открытом состоянии до тех пор, пока скважинный конец узла для заканчивания скважины не достигнет целевого места.
Множество целевых мест может соответствовать по меньшей мере двум из места до, на или после роторного стола; места до, в или после водоотделяющей колонны; места до, на или после противовыбросового превентора; места до, в или после трубной подвески; места до, в или после обсаженного участка ствола скважины; места до в или после необсаженного участка ствола скважины; и заданного конечного места скважинного конца узла для заканчивания скважины в стволе скважины.
Способ может содержать нагнетание текучей среды по сквозному каналу и через изолирующий клапан в ствол скважины для перемещения текучей среды в стволе скважины, когда изолирующий клапан находится в открытом состоянии и скважинный конец узла для заканчивания скважины расположен на заданном конечном месте скважинного конца узла для заканчивания скважины.
Изолирующий клапан может быть выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии, который установлен вместе с изолирующим клапаном.
Источник энергии может представлять собой скважинный источник энергии.
Изолирующий клапан может быть выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии, который расположен на расстоянии от изолирующего клапана. Например, источник энергии может быть установлен на или вблизи поверхности.
Способ может содержать передачу энергии от источника энергии к изолирующему клапану по одной или нескольким линиям.
Изолирующий клапан может содержать элемент клапана и исполнительный механизм для перемещения элемента клапана между открытым положением, соответствующим открытой конфигурации, и закрытым положением, соответствующим закрытой конфигурации, в то время как исполнительный механизм получает энергию от источника энергии.
Исполнительный механизм может представлять собой электрический исполнительный механизм, и источник энергии может представлять собой источник электрической энергии.
Источник электрической энергии может представлять собой аккумуляторную батарею.
Источник электрической энергии может представлять собой электрический генератор.
Способ может содержать передачу электрической энергии от источника электрической энергии к электрическому исполнительному механизму по одному или нескольким электрическим проводам.
Исполнительный механизм может представлять собой гидравлический исполнительный механизм, и источник энергии может представлять собой блок гидравлической энергии.
Способ может содержать передачу гидравлической энергии от блока гидравлической энергии к гидравлическому исполнительному механизму по одной или нескольким гидравлическим линиям.
Изолирующий клапан может содержать датчик, при этом датчик выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии и исполнительный механизм расположен для перемещения элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на восприятие или обнаружение датчиком изменения в сквозном канале.
Датчик может представлять собой считыватель жетона, а способ может содержать сбрасывание, закачивание, нагнетание или циркуляцию одного или нескольких жетонов по сквозному каналу в непосредственную близость к считывателю жетона и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на беспроводное обнаружение считывателем жетона близости жетона.
Считыватель жетона может обнаруживать беспроводным способом близость жетона при использовании любого протокола беспроводной связи.
Считыватель жетона может представлять собой считыватель жетона радиочастотной идентификации и жетон может представлять собой жетон радиочастотной идентификации.
Считыватель жетона может представлять собой считыватель жетона RuBee и жетон может представлять собой жетон RuBee.
Датчик может представлять собой датчик давления, а способ может содержать изменение абсолютного давления текучей среды в сквозном канале до заданного абсолютного давления и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на обнаружение датчиком давления заданного абсолютного давления.
Датчик может представлять собой датчик давления, а способ может содержать придание заданного изменения давления текучей среды в сквозном канале и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на обнаружение датчиком давления заданного изменения давления.
Заданное изменение давления может включать в себе по меньшей мере одно из заданной модуляции давления; заданной волновой формы давления; заданного свойства волновой формы давления; заданной амплитуды волновой формы давления; заданной частоты волновой формы давления; заданной скорости изменения давления; заданного времени повышения давления; заданного времени падения давления; заданного свойства импульса давления; заданной длительности импульса давления; заданной амплитуды импульса давления; заданного свойства потока импульсов давления; заданной амплитуды потока импульсов давления; заданной последовательности амплитуд потока импульсов давления; заданного рабочего цикла потока импульсов давления; и заданной частоты потока импульсов давления.
Изолирующий клапан может содержать таймер, такой как электронный таймер, при этом таймер выполнен с возможностью приема энергии от источника энергии, и исполнительный механизм расположен для перемещения элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на истечение заданного периода времени после инициирования таймера.
Способ может содержать инициирование таймера и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана между открытым и закрытым положениями в ответ на обнаружение таймером истечения заданного периода времени после инициирования.
Инициирование таймера может содержать инициирование таймера до, в течение или после спуска узла для заканчивания скважины по направлению к стволу скважины или в него.
Инициирование таймера может содержать сбрасывание, закачивание, нагнетание или циркуляцию одного или нескольких жетонов по сквозному каналу в непосредственную близость к считывателю жетона и осуществление инициирования таймера в ответ на беспроводное обнаружение считывателем жетона близости жетона.
Инициирование таймера может содержать задание изменения давления текучей среды в сквозном канале и осуществление инициирования таймера в ответ на обнаружение датчиком давления заданного абсолютного давления и/или заданного изменения давления.
Изолирующий клапан может быть конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями при механическом зацеплении с приспособлением, таким как сдвигающее приспособление или отсоединяющее приспособление. Например, изолирующий клапан может содержать один или несколько внутренних элементов или профилей, выполненных с возможностью зацепления таким приспособлением. Это может позволить изолирующему клапану быть конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями при механическом зацеплении с приспособлением независимо от того, получает или нет изолирующий клапан энергию от источника энергии. Это может позволить изолирующему клапану быть конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями при механическом зацеплении с приспособлением, когда изолирующий клапан не получает энергию от источника энергии. Это может позволить изолирующему клапану быть конфигурируемым между открытым и закрытыми состояниями при механическом зацеплении с приспособлением до или после истечения срока службы источника энергии и/или в случае повреждения исполнительного механизма изолирующего клапана.
Изолирующий клапан может представлять собой по меньшей мере один из шарового клапана, шарнирного клапана или клапана со скользящей гильзой.
Изолирующий клапан может быть расположен на, по соседству или вблизи скважинного конца узла для заканчивания скважины.
Узел для заканчивания скважины может содержать промывочный башмак. Изолирующий клапан может быть расположен ближе к поверхности, чем промывочный башмак.
Узел для заканчивания скважины может содержать один или несколько песочных фильтров. Изолирующий клапан может быть расположен дальше от поверхности, чем песочный фильтр, который расположен дальше всего от поверхности.
Узел для заканчивания скважины может содержать один или несколько пакеров. Изолирующий клапан может быть расположен дальше от поверхности, чем пакер, который расположен дальше всего от поверхности.
Способ может содержать изменение, например повышение, давления в сквозном канале для установки одного или нескольких пакеров узла для заканчивания скважины после достижения скважинным концом узла для заканчивания скважины заданного конечного места в стволе скважины или конца ствола скважины.
Узел для заканчивания скважины может содержать основной трубопровод, который задает сквозной канал, и одно или несколько отверстий, проходящих через боковую стенку основного трубопровода, и эти отверстия выполнены с возможностью избирательного закрывания.
Одно или несколько отверстий могут быть выполнены с возможностью обеспечения протекания текучей среды из пласта, окружающего основной трубопровод, в сквозной канал. Одно или несколько отверстий могут быть выполнены с возможностью обеспечения протекания текучей среды из сквозного канала в пласт, окружающий основной трубопровод.
Узел для заканчивания скважины может быть выполнен так, что любая текучая среда, протекающая между пластом, окружающим основной трубопровод, и сквозным каналом, через одно или несколько отверстий, будет проходить через один или несколько песочных фильтров.
Узел для заканчивания скважины может содержать один или несколько клапанов отверстия, при этом каждый клапан отверстия является конфигурируемым между закрытым состоянием и открытым состоянием для избирательного конфигурирования одного или нескольких отверстий между закрытым состоянием и открытым состоянием.
Каждый клапан отверстия может представлять собой двунаправленный клапан.
Каждый клапан отверстия может представлять собой контрольный клапан.
Каждый клапан отверстия может представлять собой клапан со скользящей гильзой.
Каждый клапан отверстия может представлять собой одноцикловой клапан.
Каждый клапан отверстия может представлять собой многоцикловой клапан.
Каждый клапан отверстия может содержать элемент клапана отверстия и исполнительный элемент для перемещения элемента клапана отверстия между закрытым положением, соответствующим закрытому состоянию, и открытым положением, соответствующим открытому состоянию, без всякой необходимости в механическом зацеплении клапана отверстия активизирующим элементом или приспособлением в то время как исполнительный механизм получает энергию от источника энергии.
Каждый клапан отверстия может быть выполнен с возможностью получения энергии от соответствующего источника энергии.
Каждый клапан отверстия может быть выполнен с возможностью получения энергии от одного и того же источника энергии.
Каждый клапан отверстия может быть выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии, установленного вместе с клапаном отверстия.
Источник энергии может представлять собой скважинный источник энергии.
Каждый клапан отверстия может быть выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии, расположенного на расстоянии от клапана отверстия. Например, источник энергии может быть установлен на или вблизи поверхности.
Способ может содержать передачу энергии от источника энергии к клапану отверстия по одной или нескольким линиям.
Исполнительный механизм может представлять собой электрический исполнительный механизм и источник энергии может представлять собой источник электрической энергии.
Источник электрической энергии может представлять собой аккумуляторную батарею.
Источник электрической энергии может представлять собой генератор.
Способ может содержать передачу электрической энергии от источника электрической энергии к электрическому исполнительному механизму по одному или нескольким электрическим проводам.
Исполнительный механизм может представлять собой гидравлический исполнительный механизм и источник энергии может представлять собой блок гидравлической энергии.
Способ может содержать передачу гидравлической энергии от блока гидравлической энергии к гидравлическому исполнительному механизму по одной или нескольким гидравлическим линиям.
Каждый клапан отверстия может содержать датчик, который выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии, и при этом соответствующий исполнительный механизм расположен для перемещения элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на восприятие или обнаружение соответствующим датчиком изменения в сквозном канале.
Датчик каждого клапана отверстия может представлять собой считыватель жетона, а способ может содержать сбрасывание, закачивание, нагнетание или циркуляцию одного или нескольких жетонов по сквозному каналу в непосредственную близость с каждым из считывателей жетона и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на беспроводное обнаружение соответствующим считывателем жетона близости жетона.
Считыватель жетона каждого клапана отверстия может беспроводным способом обнаруживать близость жетона при использовании любого протокола беспроводной связи.
Считыватель жетона каждого клапана отверстия может представлять собой считыватель жетона радиочастотной идентификации и жетон может представлять собой жетон радиочастотной идентификации.
Считыватель жетона каждого клапана отверстия может представлять собой считыватель жетона RuBee и жетон может представлять собой жетон RuBee.
Датчик каждого клапана отверстия может представлять собой датчик давления, а способ может содержать изменение абсолютного давления текучей среды в сквозном канале до заданного абсолютного давления и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на обнаружение соответствующим датчиком давления заданного абсолютного давления.
Датчик каждого клапана отверстия может представлять собой датчик давления, а способ может содержать придание заданного изменения давления текучей среды в сквозном канале и побуждение исполнительного механизма к перемещению элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на обнаружение соответствующим датчиком давления заданного изменения давления.
Заданное изменение давления может включать в себя по меньшей мере одно из заданной модуляции давления; заданной волновой формы давления; заданного свойства волновой формы давления; заданной амплитуды волновой формы давления; заданной частоты волновой формы давления; заданной скорости изменения давления; заданного времени повышения давления; заданного времени падения давления; заданного свойства импульса давления; заданной длительности импульса давления; заданной амплитуды импульса давления; заданного свойства потока импульсов давления; заданной амплитуды потока импульсов давления; заданной последовательности амплитуд потока импульсов давления; заданного рабочего цикла потока импульсов давления; и заданной частоты потока импульсов давления.
Каждый клапан отверстия может содержать таймер, такой как электронный таймер, при этом таймер выполнен с возможностью получения энергии от источника энергии и исполнительный механизм каждого клапана отверстия расположен для перемещения элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на истечение заданного периода времени после инициирования таймера, и при этом способ содержит инициирование каждого таймера и побуждение исполнительного механизма каждого клапана отверстия к перемещению элемента клапана отверстия между закрытым и открытым положениями в ответ на обнаружение соответствующим таймером истечения заданного периода времени после инициирования.
Инициирование каждого таймера может представлять собой инициирование каждого таймера до, в течение или после спуска узла для заканчивания скважины по направлению к стволу скважины или в него.
Инициирование каждого таймера может содержать сбрасывание, закачивание, нагнетание или циркуляцию одного или нескольких жетонов по сквозному каналу в непосредственную близость к каждому из считывателей жетона и осуществление инициирования каждого таймера в ответ на беспроводное обнаружение соответствующим считывателем жетона близости жетона.
Инициирование каждого таймера может содержать задание или изменение давления текучей среды в сквозном канале и осуществление инициирования каждого таймера в ответ на обнаружение соответствующим датчиком давления заданного абсолютного давления и/или заданного изменения давления.
Каждый клапан отверстия может быть конфигурируемым между открытым и закрытом состояниями при механическом зацеплении с приспособлением, таким как сдвигающее приспособление или отсоединяющее приспособление. Например, каждый клапан отверстия может содержать один или несколько внутренних элементов или профилей, выполненных с возможностью зацепления таким приспособлением. Это может позволить каждому клапану отверстия быть конфигурируемым между открытым и закрытом состояниями при механическом зацеплении с приспособлением независимо от того, получает или нет каждый клапан отверстия энергию от источника энергии. Это может позволить каждому клапану отверстия быть конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями при механическом зацеплении с приспособлением, когда каждый клапан отверстия не получает энергию от источника энергии. Это может позволить каждому клапану отверстия быть конфигурируемым между открытым и закрытыми состояниями при механическом зацеплении с приспособлением до или после истечения срока службы источника энергии и/или в случае повреждения исполнительного механизма каждого клапана отверстия.
Узел для заканчивания скважины может содержать одну или несколько заглушек отверстия, при этом каждая заглушка отверстия выполнена с возможностью избирательного закрывания соответствующего отверстия.
Каждая из одной или нескольких заглушек отверстия может представлять собой химически растворяемую заглушку.
Способ может содержать открывание одного или нескольких отверстий путем приведения в действие и/или изменения конфигурации одного или нескольких клапанов отверстия или одной или нескольких заглушек окна в открытое состояние после достижения скважинным концом узла для заканчивания скважины конечного места в стволе скважины.
Узел для заканчивания скважины может содержать дополнительный изолирующий клапан, расположенный ближе к поверхности, чем изолирующий клапан.
Способ может содержать спуск узла для заканчивания скважины с дополнительным изолирующим клапаном в открытом состоянии по направлению к стволу скважины или в него; конфигурирование дополнительного изолирующего клапана в закрытое состояние; и выполнение испытания на герметичность под давлением сквозного канала выше дополнительного изолирующего клапана, при этом дополнительный изолирующий клапан является конфигурируемым между открытым и закрытым состояниями без всякой необходимости в механическом зацеплении дополнительного изолирующего клапана активизирующим элементом или приспособлением в то время пока дополнительный изолирующий клапан получает энергию от источника энергии.
Дополнительный изолирующий клапан может содержать любой один или несколько таких же элементов, какие содержит изолирующий клапан.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Теперь только в качестве не создающего ограничений примера аспекты настоящего раскрытия будут описаны с обращением к нижеследующим чертежам, на которых:
фиг. 1 – схематичные иллюстрации подводной нефтегазовой скважины в течение установки узла для заканчивания скважины в ствол скважины за одну спускоподъемную операцию в ствол скважины и системы для установки узла для заканчивания скважины в ствол скважины;
фиг. 2 – схематичная иллюстрация изолирующего клапана из узла для заканчивания скважины на фиг. 1; и
фиг. 3 – схематичная иллюстрация центральной части подузла песочного фильтра из узла для заканчивания скважины на фиг. 1.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что термины «вверх по стволу скважины» и «вниз по стволу скважины» используются на всем протяжении описания только для удобства описания, но не предполагаются ограничивающими. Термин «вверх по стволу скважины» относится к направлению вдоль ствола скважины к точке входа ствола скважины в поверхность, например грунта или морского дна, тогда как термин «вниз по стволу скважины» относится к направлению вдоль ствола скважины от точки входа. По существу, когда ствол скважины отклоняется от вертикали, такие термины могут относиться к направлениям, которые значительно отклоняются от вертикального направления, и даже могут относиться к горизонтальным направлениям. Аналогично этому, термин «проксимальный» относится к положению вблизи точки входа, а термин «дистальный» относится к положению дальше от точки входа.
Сначала обратимся к фиг. 1, на которой показана подводная нефтегазовая скважина, в целом обозначенная позицией 1, включающая ствол 2 скважины, продолжающийся от входного отверстия или устья 2а скважины, образованного в морском дне 3, до конца или носка 2b ствола скважины. Как показано на фиг. 1, узел для заканчивания скважины, в целом обозначенный позицией 4, продолжается от устья 2а скважины до места в носке 2b ствола 2 скважины или вблизи него, так что верхний конец 6 узла 4 для заканчивания скважины находится в зацеплении с трубной подвеской 5, расположенной на морском дне 3 или вблизи него, а нижний или скважинный конец или передний конец 8 узла 4 для заканчивания скважины расположен на конечном месте или конечной глубине в носке 2b ствола 2 скважины или вблизи него. Кроме того, на фиг. 1 показана система, в целом обозначенная позицией 10, для установки узла 4 для заканчивания скважины в ствол 2 скважины, и эта система 10 включает в себя буровую установку 12, расположенную выше уровня 14 моря, противовыбросовый превентор 16, расположенный на морском дне 3, водоотделяющую колонну 20, продолжающуюся от буровой установки 12 до противовыбросового превентора 16, и насосно–компрессорную колонну 22, продолжающуюся внутри водоотделяющей колонны 20 от буровой установки 12 до верхнего конца 6 узла 4 для заканчивания скважины.
Как показано на фиг. 1, ствол 2 скважины включает в себя верхний обсаженный участок 2с и нижний необсаженный участок 2d. Узел 4 для заканчивания скважины включает в себя нижний узел 4b для заканчивания скважины и верхний узел 4а для заканчивания скважины, который продолжается от верхнего конца нижнего узла 4b для заканчивания скважины до верхнего конца 6 узла 4 для заканчивания скважины, где узел 4 для заканчивания скважины соединен с нижним концом насосно–компрессорной колонны 22.
Нижний узел 4b для заканчивания скважины включает в себя основной трубопровод 30 и множество подузлов 32 песочного фильтра и множество пакеров 34, расположенных по окружности и распределенных вдоль основного трубопровода 30. Кроме того, нижний узел 4b для заканчивания скважины включает в себя изолирующий клапан 36 и промывочный башмак 38, расположенный на скважинном конце 8 узла 4 для заканчивания скважины или вблизи него. Верхний узел 4а для заканчивания скважины включает в себя основной трубопровод 40, один или несколько пакеров 44, расположенных вокруг основного трубопровода 40, и один или несколько клапанов, в том числе дополнительный изолирующий клапан 46. Основные трубопроводы 30 и 40 совместно образуют внутренний сквозной канал 50, который продолжается от верхнего конца 6 узла 4 для заканчивания скважины до скважинного конца 8 узла 4 для заканчивания скважины, и затрубное пространство 52, которое продолжается вдоль и вокруг внешней стороны основных трубопроводов 30, 40. Насосно–компрессорная колонна 22 обеспечивает путь потоку текучей среды от буровой установки 12 к сквозному каналу 50.
Как показано на фиг. 2, изолирующий клапан 36 включает в себя корпус 30а, который образует часть основного трубопровода 30 и который задает часть сквозного канала 50. Изолирующий клапан 36 включает в себя шаровой элемент 60 клапана, который установлен в корпусе 30а и который способен поворачиваться относительно корпуса 30а между открытым положением, показанным на фиг. 2, соответствующим открытому состоянию изолирующего клапана 36, в котором шаровой элемент 60 клапана позволяет протекать текучей среде по сквозному каналу 50, и закрытым положением (непоказанным), соответствующим закрытому состоянию изолирующего клапана 36, в котором шаровой элемент 60 клапана закрывает сквозной канал 50.
Корпус 30а задает кольцевую камеру 62. Изолирующий клапан 36 включает в себя кольцевой поршень 64, который выполнен с возможностью осевого перемещения в кольцевой камере 62. Поршень 64 разделяет кольцевую камеру 62 на первую часть 62а на одной осевой стороне поршня 64 и вторую часть 62b на другой осевой стороне поршня 64. Поршень 64 содержит один или несколько уплотнительных элементов 66 как на радиально внутренних, так и на радиально внешних поверхностях. Следует понимать, что, хотя это не показано на фиг. 2, поршень 64 механически соединен с шаровым элементом 60 клапана посредством одного или нескольких соединительных звеньев или рычагов, так что осевое перемещение поршня 64 в камере 62 приводит к повороту шарового элемента 60 клапана между открытым и закрытым состояниями.
Кроме того, изолирующий клапан 36 включает в себя источник энергии в виде аккумуляторной батареи 70, один или несколько считывателей 72 жетона радиочастотной идентификации, один или несколько датчиков 73 давления, блок 74 гидравлической энергии (БГЭ) 74 и контроллер 76. Аккумуляторная батарея 70 выполнена с возможностью обеспечения энергией одного или нескольких считывателей 72 жетона радиочастотной идентификации, одного или нескольких датчиков 73 давления, блока 74 гидравлической энергии и контроллера 76. Изолирующий клапан 36 включает в себя одну или несколько гидравлических линий или гидравлических путей (непоказанных) протекания текучей среды, протянутых от блока 74 гидравлической энергии до одной из первой и второй частей 62a, 62b или до обеих частей 62a, 62b камеры 62. В ответ на обнаружение одним или несколькими считывателями 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации (непоказанного) в сквозном канале 50 контроллер 76 может регулировать гидравлическое давление, создаваемое гидравлическим силовым блоком 74, в одной из первой и второй частей 62a, 62b или в обеих частях 62a, 62b камеры 62 с тем, чтобы вызывать осевое перемещение поршня 64 в камере 62 и поворот шарового элемента 60 клапана из открытого состояния в закрытое состояние. В ответ на обнаружение одним или несколькими датчиками 73 давления заданного абсолютного давления и/или заданного изменения давления в сквозном канале 50 контроллер 76 может регулировать гидравлическое давление, создаваемое блоком 74 гидравлической энергии, в одной из первой и второй частей 62a, 62b или в обеих частях 62a, 62b камеры 62 с тем, чтобы вызывать осевое перемещение поршня 64 в камере 62 и поворот шарового элемента 60 клапана из закрытого состояния в открытое состояние.
Следует также понимать, что дополнительный изолирующий клапан 46 может быть идентичен изолирующему клапану 36.
На фиг. 3 схематично показана центральная часть одного из подузлов 32 песочного фильтра. Как показано на фиг. 3, подузел 32 песочного фильтра включает в себя корпус 30b, который образует часть основного трубопровода 30 и который задает часть сквозного канала 50. Подузел 32 песочного фильтра включает в себя песочный фильтр 80, который установлен вокруг корпуса 30b так, что между внешней поверхностью корпуса 30b и внутренней поверхностью песочного фильтра 80 образуется кольцевая область 81. Кроме того, корпусом 30b задается кольцевая камера 82, одно или несколько радиально внутренних отверстий 83а корпуса для текучей среды, протянутых из сквозного канала 50 в камеру 82, и одно или несколько радиально внешних отверстий 83b корпуса для текучей среды, протянутых из камеры 82 в кольцевую область 81.
Кроме того, подузел 32 песочного фильтра включает в себя кольцевой поршень 84, который выполнен с возможностью осевого перемещения в кольцевой камере 82. В поршне 84 образовано одно или несколько отверстий 85, которые проходят через боковую стенку его. Поршень 84 разделяет кольцевую камеру 82 на первую часть 82а на одной осевой стороне поршня 84 и вторую часть 82b на другой осевой стороне поршня 84. Радиально внешняя поверхность поршня 84 содержит первый уплотнительный элемент 86а на одной осевой стороне одного или нескольких отверстий 85 и второй уплотнительный элемент 86b на другой осевой стороне одного или нескольких отверстий 85. Аналогично этому, радиально внутренняя поверхность поршня 84 содержит первый уплотнительный элемент 86а на одной осевой стороне одного или нескольких отверстий 85 и второй уплотнительный элемент 86b на другой осевой стороне одного или нескольких отверстий 85.
Кроме того, подузел 32 песочного фильтра включает в себя источник энергии в виде аккумуляторной батареи 90, один или несколько считывателей 92 жетона радиочастотной идентификации, блок 94 гидравлической энергии (БГЭ) и контроллер 96. Аккумуляторная батарея 90 выполнена с возможностью снабжения энергией одного или нескольких считывателей 92 жетона радиочастотной идентификации, блока 94 гидравлической энергии и контроллера 96. Подузел 32 песочного фильтра включает в себя одну или несколько гидравлических линий или гидравлических путей протекания текучей среды, протянутых от блока 94 гидравлической энергии к одной из первой и второй частей 82a, 82b или к обеим частям 82a, 82b камеры 82. В ответ на обнаружение одним или несколькими считывателями 92 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона (непоказанного) радиочастотной идентификации в сквозном канале 50 контроллер 96 может регулировать гидравлическое давление, создаваемое гидравлическим силовым блоком 94, в одной из первой и второй частей 82a, 82b или в обеих частях 82a, 82b камеры 82 с тем, чтобы перемещать поршень 84 по оси в камере 82 в открытое положение (непоказанное), в котором каждое из одного или нескольких отверстий 85 поршня 84 совмещено с соответствующим радиально внутренним отверстием 83а корпуса для текучей среды и соответствующим радиально внешним отверстием 83b корпуса для текучей среды, чтобы тем самым создавать путь протеканию текучей среды из сквозного канала 50 в кольцевую область 81 и песочный фильтр 80. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что подузел 32 песочного фильтра может включать в себя один или несколько элементов, таких как одна или несколько шпонок, замковых защелок и т.п. (непоказанных), и один или несколько упругих элементов (непоказанных), которые служат для фиксации поршня 84 в открытом положении после приведения поршня 84 в действие в первый раз. По существу, поршень 84 можно считать работающим подобно одноцикловому клапану со скользящей гильзой.
Следует понимать, что подузел 32 песочного фильтра включает в себя один или несколько пакеров 34, хотя они не показаны на фиг. 3.
Использование узла 4 для заканчивания скважины, описанного с обращением к фиг. 1–3, позволяет устанавливать узел 4 для заканчивания скважины в ствол 2 скважины за один спускоподъемный рейс. Под одним спускоподъемным рейсом следует понимать то, что узел 4 для заканчивания скважины последовательно собирают и спускают подвешенным на насосно–компрессорной колонне 22 с буровой установки 12 так, чтобы скважинный конец 8 узла 4 для заканчивания скважины последовательно проходил по водоотделяющей колонне 20, через противовыбросовый превентор 16 и в ствол 2 скважины до завершения расположения узла 4 для заканчивания скважины со скважинным концом 8 узла 4 для заканчивания скважины на заданном конечном месте, показанном на фиг. 1, чтобы узел 4 для заканчивания скважины продолжался от верхнего конца 2а ствола 2 скважины до заданного конечного места без всякой необходимости в возвращении нижнего конца насосно–компрессорной колонны 22 на буровую установку 12 для подцепления и спуска одного или нескольких дополнительных подузлов для заканчивания скважины. Как должно быть понятно специалисту в данной области техники, при спуске узла для заканчивания скважины в ствол 2 скважины за один спускоподъемный рейс можно сэкономить значительное количество времени и, следовательно, получить значительное снижение производственных расходов.
Способ начинают с подъема промывочного башмака 38 на буровую вышку, подъема изолирующего клапана 36 на буровую вышку и соединения изолирующего клапана 36 с промывочным башмаком 38. Первоначально изолирующему клапану 36 придают конфигурацию, в соответствии с которой шаровой элемент 60 клапана находится в открытом положении, показанном на фиг. 2. Промывочный башмак 38, за которым следует изолирующий клапан 36, спускают через роторный стол 13 буровой вышки 12. Первый подузел 32 песочного фильтра поднимают на буровую вышку, соединяют с изолирующим клапаном 36 и спускают через роторный стол 13. Один или несколько последующих подузлов 32 песочного фильтра последовательно поднимают на буровую вышку и соединяют с предшествующим подузлом 32 песочного фильтра и поочередно спускают через роторный стол 13 до тех пор, пока нижний узел 4b для заканчивания скважины не будет собран и протянут вниз по водоотделяющей колонне 20 в ствол 2 скважины. Следует понимать, что во время сборки и спуска в ствол 2 скважины узла 4 для закачивания поршень 84 каждого подузла 32 песочного фильтра находится в закрытом положении, показанном на фиг. 3, так что одно или несколько отверстий 85 поршня 84 не совпадают с отверстиями 83a, 83b корпуса для текучей среды, вследствие чего предотвращается протекание всякой текучей среды из сквозного канала 50 в затрубное пространство 52 через песочный фильтр 80.
Аналогично этому, верхний узел 4а для заканчивания скважины собирают и одновременно с ним спускают через роторный стол 13 один подузел, включающий дополнительный изолирующий клапан 46 и один или несколько пакеров 44.
Следует понимать, что во время сборки и спуска нижнего и верхнего узлов 4b, 4a для заканчивания скважины по направлению к стволу 2 скважины или в него текучая среда нагнетается и/или циркулирует по сквозному каналу 50 через изолирующий клапан 36 к промывочному башмаку 38, при этом текучая среда выходит из сквозного канала 50 в затрубное пространство 52, в насосно–компрессорную колонну 22 или ствол 2 скважины для содействия перемещению узла 4 для заканчивания скважины по насосно–компрессорной колонне 22 и стволу 2 скважины, то есть для промывки узла 4 для заканчивания скважины.
Во время сборки и спуска нижнего и верхнего узлов 4b, 4a для заканчивания скважины по направлению к стволу 2 скважины или в него выполняют одно или несколько испытаний на герметичность под давлением сквозного канала 50 выше изолирующего клапана 36. Чтобы начать каждое испытание на герметичность под давлением один или несколько соответствующим образом запрограммированных жетонов радиочастотной идентификации сбрасывают, закачивают, нагнетают или прокачивают по замкнутому контуру с буровой установки 12 по насосно–компрессорной колонне или гибкой насосно–компрессорной трубе 22 и по сквозному каналу 50 в непосредственную близость к изолирующему клапану 36. После обнаружения одним или несколькими считывателями 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации контроллер 76 регулирует гидравлическое давление, создаваемое блоком 74 гидравлической энергии, в одной из первой и второй частей 62a, 62b или в обеих частях 62a, 62b камеры 62 с тем, чтобы вызвать перемещение по оси поршня 64 в камере 62 и поворот шарового элемента 60 клапана из открытого положения в закрытое положение. Когда шаровой элемент 60 клапана находится в закрытом положении, один или несколько насосов на буровой установке 12 используют для повышения давления в сквозном канале 50, чтобы испытать на герметичность под давлением сквозной канал 50 при использовании известных способов.
По окончании испытания на герметичность под давлением, шаровой элемент 16 клапана перемещают обратно в открытое положение, показанное на фиг. 2. Это можно осуществлять изменением абсолютного значения давления текучей среды в сквозном канале 50 с использованием одного или нескольких насосов на буровой установке 12 и/или изменением давления текучей среды в сквозном канале 50 с использованием известных способов. Абсолютное значение давления текучей среды в сквозном канале 50 и/или изменение давления текучей среды в сквозном канале 50 обнаруживается датчиком 73 давления и сравнивается с заданным абсолютным давлением текучей среды, сохраняемым в контроллере 76, и/или с заданным изменением давления текучей среды, сохраняемым в контроллере 76. Если контроллером 76 определяется, что измеренное абсолютное значение давления текучей среды в сквозном канале 50 и/или измеренное изменение давления текучей среды в сквозном канале 50 соответствует сохраняемому заданному абсолютному давлению текучей среды и/или сохраняемому заданному изменению давления текучей среды, контроллер 76 осуществляет регулирование гидравлического давления, создаваемого блоком 74 гидравлической энергии, в одной части или как в первой, так и во второй частях 62a, 62b камеры 62, чтобы вызвать осевое перемещение поршня 64 в камере 62 и поворот шарового элемента 60 клапана из закрытого положения в открытое положение. Если испытание на герметичность под давлением является успешным, промывку узла 4 для заканчивания скважины продолжают, как и раньше, при нагнетании и/или циркуляции текучей среды по сквозному каналу 50 через изолирующий клапан 36 и за пределы промывочного башмака 38.
Множество таких испытаний на герметичность под давлением выполняют, когда верхний и нижний узлы 4b, 4a для заканчивания скважины собирают и спускают по направлению к стволу 2 скважины или в него, при этом каждое испытание на герметичность под давлением выполняют при скважинном конце 8 узла 4 для заканчивания скважины, расположенном в соответствующем целевом месте в водоотделяющей колонне 20 или стволе 2 скважины. Например, испытания на герметичность под давлением можно выполнять при скважинном конце 8 узла 4 для заканчивания скважины, расположенном на месте до, на или после роторного стола 13 буровой установки 12; месте до, в или после водоотделяющей колонны 20; месте до, на или после противовыбросового превентора 16; месте до, в или после трубной подвески 5; месте до, на или после обсаженного участка 2с ствола 2 скважины; месте до, на или после необсаженного участка 2d ствола 2 скважины; и заданное конечное положение скважинного конца 8 узла 4 для заканчивания скважины, показанное на фиг. 1, будет использоваться при добыче, когда скважинный конец 8 узла 4 для заканчивания скважины достигнет конечной глубины на, по соседству или вблизи носка 2b ствола 2 скважины.
С учетом изложенного выше специалисту в данной области техники должно быть понятно, что использование изолирующего клапана 36 не только способствует промывке узла 4 для заканчивания скважины на конечной глубине в стволе 2 скважины за один спускоподъемный рейс, но также позволяет выполнять одно или несколько испытаний сквозного канала 50 на герметичность под давлением, когда скважинный конец 8 узла 4 для заканчивания скважины расположен на одном или нескольких промежуточных местах, когда узел 4 для заканчивания скважины спускают по направлению к стволу 2 скважины в водоотделяющую колонну 20 и в ствол 2 скважины без использования высоких давлений текучей среды в сквозном канале 50 для приведения в действие изолирующего клапана 36. Выполнение таким способом одного или нескольких таких испытаний сквозного канала 50 на герметичность под давлением делает возможным разрешение любых проблем, связанных с узлом 4 для заканчивания скважины, до достижения узлом 4 для заканчивания скважины конечной глубины в стволе 2 скважины, и в связи с этим уменьшается риск обнаружения при достижении узлом 4 для заканчивания скважины конечной глубины в стволе 2 скважины только того, что герметичность под давлением не является достаточной для установки пакеров 34, 44 в ствол 2 скважины или находится под вопросом перемещение текучей среды в стволе 2 скважины. Поэтому специалисту в данной области техники должно быть понятно, что использование изолирующего клапана 36 позволяет уменьшать степень таких рисков и может, следовательно, потенциально приводить к значительной экономии рабочего времени и затрат.
Аналогично этому, дополнительный изолирующий клапан 46 можно использовать для выполнения испытания на герметичность под давлением сквозного 50 канала верхнего узла 4а для заканчивания скважины выше дополнительного изолирующего клапана 46, когда верхний узел 4а для заканчивания скважины постепенно собирают и спускают по направлению к стволу 2 скважины и в него.
Как только узел 4 для заканчивания скважины достигает заданного конечного положения, показанного на фиг. 1, и, если при последнем испытании на герметичность под давлением подтверждается герметичность под давлением сквозного канала 50, один или несколько насосов на буровой установке 12 используют для регулирования давления текучей среды в сквозном канале 50 с тем, чтобы установить пакеры 34 нижнего узла 4b для заканчивания скважины и один или несколько пакеров 44 верхнего узла 4а для заканчивания скважины. После установки пакеров 34, 44 один или несколько соответствующих образом запрограммированных жетонов радиочастотной идентификации (непоказанных) сбрасывают, закачивают, нагнетают или прокачивают по замкнутому контуру с буровой установки 12 по сквозному каналу 50 в непосредственную близость к считывателю 92 жетона радиочастотной идентификации каждого подузла 32 песочного фильтра. В ответ на обнаружение одним или несколькими считывателями 92 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации (непоказанного) в сквозном канале 50 контроллер 96 регулирует гидравлическое давление, создаваемое блоком 94 гидравлической энергии, в одной или обеих из первой и второй частей 82a, 82b камеры 82, с тем, чтобы переместить поршень 84 в осевом направлении в камере 82 в открытое положение (непоказанное), в котором каждое из одного или нескольких отверстий 85 поршня 84 совмещены с отверстиями 83a, 83b корпуса для текучей среды, чтобы тем самым установить путь протекания текучей среды из сквозного канала 50 в затрубное пространство 52 через песочный фильтр 80 для последующей добычи нефти и газа из окружающего пласта.
Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что модификации рассмотренных выше систем и способов возможны без отступления от объема настоящего раскрытия. Например, хотя изолирующий клапан 36 описан как шаровой клапан, вместо этого изолирующий клапан 36 может быть шарнирным клапаном или клапаном со скользящей гильзой.
Элемент 60 изолирующего клапана 36 может быть переведен из закрытого положения в открытое положение в ответ на обнаружение заданного изменения давления, которое включает в себя по меньшей мере одно из заданной модуляции давления; заданной волновой формы давления; заданного свойства волновой формы давления; заданной амплитуды волновой формы давления; заданной частоты волновой формы давления; заданной скорости изменения давления; заданного времени возрастания давления; заданного времени падения давления; заданного свойства импульса давления; заданной длительности импульса давления; заданной амплитуды импульса давления; заданного свойства потока импульсов давления; заданной амплитуды потока импульсов давления; заданной последовательности амплитуд потока импульсов давления; заданного рабочего цикла потока импульсов давления; и заданной частоты потока импульсов давления.
Хотя изолирующий клапан 36 содержит считыватель 72 жетона радиочастотной идентификации и элемент 60 клапана перемещается из открытого положения в закрытое положение в ответ на обнаружение считывателем 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации в сквозном канале 50 вблизи изолирующего клапана 36, изолирующий клапан 36 может содержать беспроводной считыватель жетона любого вида и элемент 60 клапана может быть перемещен из открытого положения в закрытое положение в ответ на обнаружение беспроводным считывателем жетона соответствующим образом запрограммированного жетона в сквозном канале 50 в непосредственной близости от изолирующего клапана 36. Считыватель жетона может беспроводным способом обнаруживать близость жетона при использовании любого протокола беспроводной связи. Например, считыватель жетона может представлять собой считыватель жетона RuBee (с использованием протокола беспроводной связи согласно стандарту 1902.1 института инженеров по электротехнике и радиоэлектронике) и жетон может представлять собой соответствующим образом запрограммированный жетон RuBee.
Кроме того, хотя элемент 60 изолирующего клапана 36 перемещается из открытого положения в закрытое положение в ответ на обнаружение считывателем 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации в сквозном канале 50 в непосредственной близости от изолирующего клапана 36, а элемент 60 изолирующего клапана 36 переходит из закрытого положения в открытое положение в ответ на обнаружение датчиком 73 давления заданного абсолютного давления или заданного изменения давления в сквозном канале 50 на изолирующем клапане 36, следует понимать, что возможны другие компоновки изолирующего клапана 36, при которых не требуется, чтобы изолирующий клапан 36 механически зацеплялся активизирующим элементом или приспособлением. Например, элемент 60 изолирующего клапана 36 может быть перемещен из открытого положения в закрытое положение в ответ на обнаружение датчиком 73 давления заданного абсолютного давления или заданного изменения давления в сквозном канале 50 на изолирующем клапане, а элемент 60 изолирующего клапана 36 может быть перемещен из закрытого положения в открытое положение в ответ на обнаружение считывателем 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации в сквозном канале 50 в непосредственной близости от изолирующего клапана 36.
Дополнительно или в качестве варианта контроллер 76 может включать в себя таймер, такой как электронный таймер, который программируют так, чтобы он побуждал исполнительный механизм к перемещению элемента 60 изолирующего клапана 36 между отрытым и закрытым положениями по истечении заданного периода времени от момента включения таймера. Таймер может быть включен во время сборки изолирующего клапана 36 на роторном столе буровой установки 12 перед спуском изолирующего клапана 36 в водоотделяющую колонну 20. Дополнительно или в качестве варианта таймер может быть включен в ответ на обнаружение считывателем 72 жетона радиочастотной идентификации соответствующим образом запрограммированного жетона радиочастотной идентификации в сквозном канале 50 в непосредственной близости от изолирующего клапана 36 и/или в ответ на обнаружение датчиком 73 давления заданного абсолютного давления или заданного изменения давления в сквозном канале 50 на изолирующем клапане 36.
Кроме того, хотя для изолирующего клапана 36 не требуется механическое зацепление активизирующим элементом или приспособлением для изменения конфигурации изолирующего клапана 36 между открытым и закрытым состояниями, изолирующий клапан 36 может содержать один или несколько внутренних элементов и/или профилей для механического зацепления при сдвиге или отсоединении приспособления для изменения конфигурации изолирующего клапана 36 между открытым и закрытым состояниями. Такие внутренние элементы и/или профили могут гарантировать потенциальную возможность отсоединения, и их можно использовать в случае, когда изолирующий клапан 36 не может быть открыт дистанционно без механического зацепления изолирующего клапана 36 активизирующим элементом или приспособлением или после исчерпания ресурса аккумуляторной батареи 70 изолирующего клапана 36.
Хотя каждый из подузлов 32 песочного фильтра описан как имеющий одно или несколько отверстий 85, 83а, 83b и одноцикловой клапан отверстия со скользящей гильзой, приводимый в действие радиочастотным идентификатором, в виде скользящего поршня 84, приводимого в действие радиочастотным идентификатором, для избирательного закрывания одного или нескольких отверстий 85, 83а, 83b, также следует понимать, что один или несколько подузлов 32 песочного фильтра могут включать в себя клапан отверстия любого вида, в том числе, но без ограничения ими, двунаправленный клапан, контрольный клапан, одноцикловой клапан любого вида и многоцикловой клапан. Каждый подузел 32 песочного фильтра может включать в себя клапан отверстия, который является конфигурируемым между открытым состоянием и закрытым состоянием без всякой необходимости механического зацепления клапана отверстия активирующим элементом или приспособлением. Например, каждый подузел 32 песочного фильтра может включать в себя клапан отверстия, который является конфигурируемым между открытым состоянием и закрытым состоянием в ответ на обнаружение заданного абсолютного давления и/или заданного изменения давления. Каждый подузел 32 песочного фильтра может включать в себя одну или несколько заглушек отверстия, при этом каждая заглушка отверстия выполнена с возможностью избирательного закрывания соответствующего отверстия. Каждая из одной или нескольких заглушек отверстия может представлять собой химически растворяемую заглушку.
Хотя каждый из подузлов 32 песочного фильтра описан как имеющий одно или несколько отверстий 85, 83а, 83b и одноцикловой клапан отверстия со скользящей гильзой, приводимый в действие радиочастотным идентификатором, снабженный считывателем жетона радиочастотной идентификации, каждый клапан отверстия со скользящей гильзой может содержать беспроводный считыватель жетона любого вида и клапан отверстия со скользящей гильзой может быть перемещен из закрытого положения в открытое положение в ответ на обнаружение беспроводным считывателем жетона соответствующим образом запрограммированного жетона в сквозном отверстии 50 в непосредственной близости от клапана отверстия со скользящей гильзой. Считыватель жетона из клапана отверстия со скользящей гильзой может беспроводным способом обнаруживать близость жетона при использовании любого протокола беспроводной связи. Например, считыватель жетона из клапана отверстия со скользящей гильзой может представлять собой считыватель жетона RuBee и жетон может представлять собой соответствующим образом запрограммированный жетон RuBee.
Кроме того, специалисту в данной области должно быть понятно, что, хотя рассмотренные выше способы были описаны в контексте подводной нефтегазовой скважины 1, те же самые способы можно использовать в контексте подземной нефтегазовой скважины любого вида, в частности, нефтегазовой скважины, протянутой от устья скважины, находящегося на уровне грунта.