EA041661B1 - A WELL WITH A PRESSURE-ACTIVATED ACOUSTIC OR ELECTROMAGNETIC TRANSMITTER - Google Patents

Description

Настоящее изобретение относится к скважине со скважинным аппаратом для повышения скорости ответа беспроводного клапана в скважине во время операций, таких как испытания, и/или для повышения безопасности скважины.The present invention relates to a well with a downhole tool for improving the response rate of a wireless valve in the well during operations such as testing and/or for improving well safety.

Скважины бурят в различных целях, обычно связанных с разведкой или добычей углеводородов.Wells are drilled for various purposes, usually associated with the exploration or production of hydrocarbons.

Клапаны могут быть предусмотрены в скважине для испытаний. Более того, в эксплуатационной или нагнетательной скважине текучие среды протекают в скважину (или из нее) под пакером и затем выводятся (или впрыскиваются) через центральную трубу. Вблизи верхней части скважины обычно предусмотрен скважинный предохранительный клапан, который может быть закрыт в экстренной ситуации. В отдельных случаях скважина может быть перекрыта для технического обслуживания или других целей, и некоторые полезные данные могут быть получены касательно коллектора в зависимости от изменения давления в коллекторе, когда скважина приостановлена.The valves may be provided in the well for testing. Moreover, in a production or injection well, fluids flow into (or out of) the well under the packer and are then expelled (or injected) through the center tube. A downhole relief valve is usually provided near the top of the well, which can be closed in an emergency. In some cases, the well may be shut in for maintenance or other purposes, and some useful information may be obtained regarding the reservoir depending on the change in reservoir pressure when the well is shut down.

Клапаны могут быть предусмотрены под пакером, и клапанами можно управлять с поверхности с помощью акустических сигналов или электромагнитных (ЭМ) сигналов. Хотя это в целом и эффективно, авторы настоящего изобретения отмечают, что часто имеет место задержка этих сигналов при передаче от поверхности к клапану. Дальнобойная внутрискважинная беспроводная телеметрия, как правило, применяет, связь с низкой скоростью передачи данных, как правило, менее 40 Бод, а иногда менее 1 Бода, и может быть дополнительно замедлена по требованию для нескольких повторителей с целью ретрансляции данных по каналам связи. Авторы настоящего изобретения заметили, что данная задержка может быть критической, особенно когда необходима работа клана в целях безопасности или в экстренной ситуации.The valves may be provided below the packer and the valves may be controlled from the surface using acoustic signals or electromagnetic (EM) signals. While this is generally effective, the present inventors note that there is often a delay in these signals from the surface to the valve. Long-range downhole wireless telemetry typically uses low data rate communications, typically less than 40 baud, and sometimes less than 1 baud, and can be further slowed down on demand for multiple repeaters to relay data over the links. The inventors of the present invention have observed that this delay can be critical, especially when clan work is needed for safety or in an emergency.

Кроме того, авторы настоящего изобретения заметили, что в определенных практических реализациях предоставление акустической или электромагнитной телеметрии с поверхности может быть невозможно из-за ограничений в конструкции скважины, например повторители ограничивают доступ к скважине или поток, или из-за непомерно высоких затрат.In addition, the present inventors have observed that, in certain practical implementations, providing acoustic or electromagnetic telemetry from the surface may not be possible due to limitations in well design, such as repeaters restricting well access or flow, or prohibitive costs.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предоставлена скважина, содержащая ствол скважины с верхним трубчатым элементом и нижним трубчатым элементом в нем, при этом каждый трубчатый элемент имеет продольное отверстие; и скважинный аппарат, содержащий кольцевой барьер, предусмотренный между одним из продольного отверстия и обсадной трубы внутри ствола скважины и одним из верхнего и нижнего трубчатых элементов таким образом, что верхний трубчатый элемент проходит от кольцевого барьера и над ним таким образом, что над кольцевым барьером между верхним трубчатым элементом и стволом скважины обеспечено кольцевое пространство, и нижний трубчатый элемент предусмотрен в стволе скважины под кольцевым барьером;According to a first aspect of the present invention, a well is provided, comprising a wellbore with an upper tubular and a lower tubular therein, each tubular having a longitudinal opening; and a downhole tool comprising an annular barrier provided between one of the longitudinal hole and the casing inside the wellbore and one of the upper and lower tubular elements in such a way that the upper tubular element extends from and above the annular barrier in such a way that above the annular barrier between an annulus is provided by the upper tubular and the wellbore, and the lower tubular is provided in the wellbore under the annular barrier;

устройство, активируемое давлением, подвергаемое давлению между верхним трубчатым элементом и стволом скважины и выполненное с возможностью выявления характерного изменения давления;a pressure activated device subjected to pressure between the upper tubular member and the wellbore and configured to detect a characteristic change in pressure;

электронный передатчик над кольцевым барьером, соединенный с устройством, активируемым давлением, и выполненный с возможностью передачи сигнала управления;an electronic transmitter above the annular barrier connected to the pressure-activated device and configured to transmit a control signal;

путь потока через по меньшей мере одно продольное отверстие нижнего трубчатого элемента и канал в нижнем трубчатом элементе;a flow path through at least one longitudinal opening of the lower tubular element and a channel in the lower tubular element;

клапан, соединенный с нижним трубчатым элементом, причем клапан выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред через указанный путь потока;a valve connected to the lower tubular element, and the valve is configured to allow or prevent the flow of fluids through the specified flow path;

электронный механизм управления под кольцевым барьером для управления клапаном, причем электронный механизм управления содержит устройство связи с приемником, выполненным с возможностью приема сигнала управления от электронного передатчика для управления клапаном;an electronic control mechanism below the annular barrier to control the valve, the electronic control mechanism comprising a communication device with a receiver configured to receive a control signal from an electronic transmitter to control the valve;

при этом электронный передатчик и приемник представляют собой акустический передатчик и приемник или электромагнитный передатчик и приемник.the electronic transmitter and receiver being an acoustic transmitter and receiver or an electromagnetic transmitter and receiver.

Таким образом, клапаном, соединенным с нижним трубчатым элементом, который находится под кольцевым барьером, можно управлять посредством характерного изменения давления в кольцевом пространстве над кольцевым барьером. Это может обеспечить значительно более быстрый ответ на сигнал по сравнению с применением других форм беспроводной передачи. Более того, в случае какого-либо разрушения скважины, потеря давления в кольцевом пространстве, вызванная разрушением, может быть характерным изменением давления, и, таким образом, скважинный аппарат может быть, например, выполнен таким образом, что клапан автоматически закрывается. Таким образом, в вариантах осуществления предоставлен механизм быстрого предохранительного выключения, подходящий для применения в экстренных ситуациях, вызванных, например, потерей целостности скважины.Thus, the valve connected to the lower tubular element which is below the annular barrier can be controlled by a characteristic pressure change in the annulus above the annular barrier. This can provide a much faster signal response than other forms of wireless transmission. Moreover, in the event of any wellbore failure, the annulus pressure loss caused by the failure may be a characteristic change in pressure, and thus the wellbore may, for example, be configured such that the valve closes automatically. Thus, embodiments provide a quick safety shutdown mechanism suitable for use in emergency situations caused by, for example, loss of well integrity.

Дополнительное преимущество состоит в том, что настоящее изобретение предоставляет независимую альтернативу, или запасной вариант, электромагнитной или акустической связи. Для вариантов осуществления, в которых применяется независимая гидравлическая связь от поверхности, это может предотвратить расходы или устранить компромиссы касательно архитектуры скважины, связанные с акустической и ЭМ связь.An additional advantage is that the present invention provides an independent alternative, or fallback, to electromagnetic or acoustic communications. For embodiments that use independent hydraulic communication from the surface, this can prevent costs or eliminate well architecture compromises associated with acoustic and EM communication.

Клапан, как правило, управляет потоком через или в нижний трубчатый элемент и, следовательно, потоком через верхний трубчатый элемент.The valve typically controls flow through or into the lower tubular and therefore flow through the upper tubular.

- 1 041661- 1 041661

Характерное изменение давления, как правило, представляет собой падение давления, однако также могут быть применены повышения давления, например, в ключевой последовательности давления, применяющей ряд повышений и снижений давления.The characteristic pressure change is typically a pressure drop, but pressure increases can also be applied, for example in a key pressure sequence employing a series of pressure increases and decreases.

Акустические и/или электромагнитные сигналы, отправляемые на относительно короткое расстояние между электронным передатчиком и приемником, могут быть отправлены с более высокой скоростью передачи данных и с меньшим количеством повторителей или вовсе без них по сравнению с отправкой аналогичных сигналов с поверхности.Acoustic and/or electromagnetic signals sent over a relatively short distance between an electronic transmitter and receiver can be sent at a higher data rate and with fewer or no repeaters compared to sending similar signals from the surface.

При эксплуатации характерное изменение давления обычно проходит большое расстояние, как правило, от поверхности, например, по меньшей мере 100 м, более чем 500 м, более чем 1000 м или более чем 2000 м; однако это может варьироваться, например, в связи с длиной конкретной скважины и положением устройства, активируемого давлением.In operation, the characteristic pressure change typically travels a long distance, typically from the surface, such as at least 100 m, more than 500 m, more than 1000 m, or more than 2000 m; however, this may vary, for example, due to the length of the particular well and the position of the pressure-activated device.

Преимущество определенных вариантов осуществления состоит в том, что путем закрытия клапана в трубчатом элементе под кольцевым барьером можно изолировать конкретную секцию инфраструктуры скважины. Например, в определенных вариантах осуществления верхний трубчатый элемент плотно соединено с кольцевым барьером, часто с помощью динамического уплотнения. Изолирование можно осуществить путем закрытия клапана в нижнем трубчатом элементе под кольцевым барьером.An advantage of certain embodiments is that by closing a valve in the tubular element below the annular barrier, a particular section of the well infrastructure can be isolated. For example, in certain embodiments, the top tubular is tightly coupled to the annular barrier, often by dynamic sealing. Isolation can be accomplished by closing a valve in the lower tubular element below the annular barrier.

РежимыModes

Скважинный аппарат может иметь один или несколько режимов работы, таких как режим открытия, режим закрытия и режим главного управления, в котором сигнал главного управления управляет клапаном.The downhole tool may have one or more modes of operation such as an open mode, a closed mode, and a master control mode in which the master control signal controls the valve.

Обычно режимы запрограммированы в устройстве поблизости от клапана под барьером или поблизости от передатчика над барьером. Режимы могут быть запрограммированы в электронном механизме управления или, в качестве альтернативы, подходящем устройстве над кольцевым барьером.Typically the modes are programmed into the device near the valve below the barrier or near the transmitter above the barrier. The modes may be programmed into the electronic control mechanism or, alternatively, a suitable device above the annular barrier.

Положительный сигнал может быть отправлен от передатчика к приемнику в ответ на характерное изменение давления для указания клапану выполнить определенное действие. В режиме закрытия по меньшей мере один передатчик может быть выполнен с возможностью отправки сигнала для указания клапану препятствовать потоку текучих сред через указанный путь потока. В режиме открытия он может быть выполнен с возможностью отправки сигнала для указания клапану обеспечить поток текучих сред через указанный путь потока.A positive signal may be sent from a transmitter to a receiver in response to a characteristic change in pressure to instruct the valve to perform a specific action. In the closing mode, at least one transmitter may be configured to send a signal to instruct the valve to prevent the flow of fluids through the specified flow path. In the open mode, it may be configured to send a signal to direct the valve to allow the flow of fluids through the specified flow path.

Для вариантов осуществления, в которых характерное изменение давления является падением давления, режим закрытия является безопасным режимом. Обычно режим испытания скважины является безопасным режимом.For embodiments where the characteristic pressure change is a pressure drop, the close mode is the safe mode. Typically, the well test mode is the safe mode.

Дополнительно или альтернативно, передатчик может быть выполнен с возможностью периодической отправки стандартного сигнала на приемник, если не выявлено характерное изменение давления. В стандартном режиме и в отсутствие приема указанного периодического стандартного сигнала приемником в течение установленного периода времени, клапан может быть отклонен (посредством программирования) либо для препятствования потоку, либо для обеспечения потока через путь потока. Таким образом, стандартный сигнал может представлять собой сигнал обеспечения потока или препятствования потоку, и скважинный аппарат выполнен с возможностью приведения к препятствованию потоку или обеспечению потока соответственно клапаном в отсутствие приема данного сигнала. Время между сигналами стандартного сигнала может различаться, особенно в зависимости от каких-либо операций, выполняемых в скважине. Например, стандартный сигнал может быть передан непрерывно, или каждые 10 секунд, или до каждого часа, или более. Более частые стандартные сигналы более часто применяют в связи с испытаниями скважины, тогда как менее частые сигналы более часто применяют для эксплуатационных или нагнетательных скважин и при заканчивании. Это также способствует режиму ожидания, в котором передатчик отправляет сигнал (или приемник ожидает сигнала) менее часто, во время определенных операций. Это может экономить заряд батареи.Additionally or alternatively, the transmitter may be configured to periodically send a standard signal to the receiver if no characteristic pressure change is detected. In standard mode, and in the absence of a specified periodic standard signal being received by the receiver for a set period of time, the valve can be deflected (via programming) to either obstruct flow or allow flow through the flow path. Thus, the standard signal may be a flow obstruction or flow obstruction signal, and the downhole tool is configured to cause flow obstruction or flow obstruction, respectively, by the valve in the absence of receiving this signal. The time between standard signal signals may vary, especially depending on any operations performed in the well. For example, a standard signal may be transmitted continuously, or every 10 seconds, or up to every hour, or more. More frequent standard signals are more frequently used in connection with well testing, while less frequent signals are more frequently used for production or injection wells and completions. It also promotes sleep mode, in which the transmitter sends a signal (or the receiver waits for a signal) less frequently during certain operations. This can save battery power.

Простое характерное изменение давления может быть применено, особенно когда клапан/система находится в режиме закрытия или открытия, а более сложные/многоэтапные кодированные импульсы давления могут быть применены особенно для управления или изменения режима клапана.A simple characteristic pressure change can be applied, especially when the valve/system is in the closing or opening mode, and more complex/multi-stage coded pressure pulses can be used, especially to control or change the valve mode.

Таким образом, клапан является электронно управляемым с помощью сигнала посредством электронной системы управления, которая указывает ему, например, обеспечить или препятствовать потоку текучей среды. Следовательно, клапан может применять любые приемлемые средства для приведения в действие между различными положениями, применяя, например, пружину, механизм сброса давления или винт с приводом от двигателя. Таким образом, может быть механически отклонен. Положение препятствования потоку часто является положением прекращения потока или закрытым положением.Thus, the valve is electronically controlled by means of a signal by means of an electronic control system which instructs it, for example, to allow or prevent the flow of fluid. Therefore, the valve may use any suitable means to actuate between different positions, using, for example, a spring, a pressure relief mechanism, or a motor-driven screw. Thus, it can be mechanically rejected. The flow obstruction position is often the flow stop or closed position.

Клапан выполнен с возможностью работы в качестве скважинного клапана управления потоком в аппарате для испытания пласта на трубах, часто работающего подобно клапану пластоиспытателя, только под кольцевым барьером. Обычно он будет работать в закрытом по умолчанию (или при отказе) режиме. То есть, передатчик будет передавать периодический сигнал обеспечения потока, если не выявит характерное изменение давления. Компонент скважинного аппарата, такой как электронный механизм управления, запрограммирован отклонять клапан для препятствования потоку, если приемник по какой- 2 041661 либо причине не принимает данный сигнал. Клапан также может быть механически отклонен к конкретному положению. Однако, особенно в случае множества клапанов под кольцевым барьером, также может быть применен открытый по умолчанию режим. В других случаях также нормально, чтобы он был заблокирован в открытом положении или заблокирован в закрытом положении, что управляется сигналом главного управления вместо любого другого сигнала, полученного от передатчика.The valve is configured to operate as a downhole flow control valve in a tubular formation tester, often operating similarly to a formation tester valve, only under an annular barrier. It will normally run in default closed (or failover) mode. That is, the transmitter will transmit a periodic flow assurance signal unless it detects a characteristic change in pressure. A component of the downhole tool, such as an electronic control mechanism, is programmed to deflect a valve to obstruct flow if the receiver does not receive this signal for any reason. The valve can also be mechanically tilted to a specific position. However, especially in the case of multiple valves under the annular barrier, the default open mode can also be applied. In other cases, it is also normal for it to be locked open or locked closed, which is controlled by a master control signal instead of any other signal received from the transmitter.

Таким образом, для определенных вариантов осуществления клапан будут закрыт (или открыт) в течение 5 мин, или в течение 4 мин, желательно 3 или 2 мин или даже в течение 1 мин после характерного изменения давления.Thus, for certain embodiments, the valve will be closed (or open) within 5 minutes, or within 4 minutes, preferably 3 or 2 minutes, or even within 1 minute of the characteristic pressure change.

Особенно для начальной настройки сигналы главного управления могут быть отправлены от передатчика на поверхности, необязательно с помощью ретрансляторов, как раскрыто в настоящем документе. ЭМ или акустические сигналы (и, при наличии, трубчатые элементы с индуктивной связью) являются предпочтительными по сравнению с кодированными импульсами давления, поскольку они могут быть независимыми от других операций, и сигналы подтверждения указаний скважинным инструментам могут быть возвращены.Especially for initial setup, main control signals can be sent from a transmitter on the surface, optionally via repeaters, as disclosed herein. EM or acoustic signals (and, if present, inductively coupled tubulars) are preferred over coded pressure pulses because they can be independent of other operations and confirmation signals to downhole tools can be returned.

Скважинный аппарат также может иметь режим неисправности для установки клапана в открытое или закрытое положение в случае неисправности системы питания или батареи с низким зарядом/неработоспособной батареи. В некоторых обстоятельствах это будет механическим отклонением, но такой режим неисправности может также или в качестве альтернативы быть запрограммирован в подходящем устройстве (или, например, электронном механизме управления) и активирован, например, если определено, что батарея близка к потере заряда.The downhole tool may also have a fault mode to set the valve to the open or closed position in the event of a power system failure or a low/bad battery. In some circumstances this will be a mechanical override, but such a fault mode may also or alternatively be programmed into a suitable device (or e.g. electronic control mechanism) and activated, for example, if it is determined that the battery is close to losing charge.

Предпочтительный режим неисправности в действительности может отличаться от стандартного режима. Например, в режиме неисправности скважинный аппарат может приводить к открытию клапана для предоставления возможности глушения скважины обычным способом; при этом в стандартном режиме он может быть выполнен с возможностью закрытия.The preferred fault mode may actually be different from the standard mode. For example, in a fault mode, the downhole tool may cause a valve to open to allow the well to be killed in the normal manner; while in the standard mode, it can be made with the possibility of closing.

Различные режимы работы не обязательно ограничены различными вариантами осуществления. Например, один вариант осуществления может работать в закрытом по умолчанию режиме и затем может получить указание работать в открытом по умолчанию режиме.The various modes of operation are not necessarily limited to the various embodiments. For example, one embodiment may operate in default closed mode and may then be instructed to operate in default open mode.

Скважиныwells

Устройство, активируемое давлением, подвергается давлению между верхним трубчатым элементом и стволом скважины и может быть расположено над кольцевым барьером, например, не более 1000 м, желательно не более 500 м, желательно не более 100 м, или желательно не более 50 м, или не более 10 м над кольцевым барьером.The pressure-actuated device is subjected to pressure between the upper tubular and the wellbore and may be positioned above the annular barrier, for example, not more than 1000 m, preferably not more than 500 m, preferably not more than 100 m, or preferably not more than 50 m, or not more than 10 m above the ring barrier.

Таким образом, варианты осуществления скважинного аппарата могут быть применены в разведочных, оценочных или эксплуатационных скважинах, в которых часто имеет место испытание скважины. В альтернативных вариантах осуществления скважинный аппарат может быть расположен в любой другой скважине, такой как эксплуатационная скважина (активная или законсервированная) или нагнетательная скважина. Хотя могут быть применены различные режимы, открытый по умолчанию режим может быть особенно полезен для таких вариантов осуществления. Это обеспечивает, что эксплуатационная скважина не будет непреднамеренно закрыта из-за потери сигналов. В эксплуатационных скважинах обычно предусмотрен отдельный подземный предохранительный клапан над кольцевым барьером (обычно менее 500 м, часто менее 100 м от поверхности скважины), который может быть закрыт в экстренной ситуации. Таким образом, неочевидный открытый по умолчанию режим может быть применен для клапана под кольцевым барьером.Thus, downhole tool embodiments may be applied to exploration, appraisal, or production wells in which well testing often takes place. In alternative embodiments, the downhole tool may be located in any other well, such as a production well (active or abandoned) or an injection well. While various modes may be applied, the default open mode may be particularly useful for such embodiments. This ensures that the production well is not unintentionally shut in due to loss of signals. Production wells typically have a separate subsurface relief valve above the annular barrier (typically less than 500 m, often less than 100 m from the well surface) that can be closed in an emergency. Thus, a non-obvious open default mode can be applied to the valve below the annular barrier.

В альтернативных вариантах осуществления клапан может работать в закрытом по умолчанию режиме для эксплуатационной скважины и, таким образом, обеспечивать резервирование или альтернативу обычно установленному подземному предохранительному клапану над кольцевым барьером. Данная возможность работы в качестве резервного или альтернативного подземного предохранительного клапана может быть преимущественной для операторов эксплуатационной скважины, поскольку в режиме резервирования аппарат обеспечит продолжение добычи из скважины, если обычный подземный предохранительный клапан выйдет из строя. В нормативных документах в целом указано, что при заканчивании добычи, если (обычный) подземный клапан не проходит свои испытания или не может работать, то скважина должна быть закрыта до тех пор, пока клапан не будет заменен. В некоторых случаях это будет включать проведение очень дорогостоящих работ по капитальному ремонту на буровой установке скважины и может занять несколько дней, недель или месяцев для выполнения. В такое время оператор скважины будет испытывать производственные потери от скважины, которые могут быть очень велики.In alternative embodiments, the valve may operate in the default closed mode for the production well and thus provide a redundant or alternative to the normally installed subsurface relief valve above the annular barrier. This ability to operate as a standby or alternative subsurface relief valve may be advantageous to production well operators because, in standby mode, the unit will continue to produce from the well if the conventional subsurface relief valve fails. Regulations generally state that at a production completion, if a (conventional) subsurface valve fails its test or cannot operate, then the well must be shut in until the valve can be replaced. In some cases, this will involve very costly workovers on the well's rig and may take days, weeks, or months to complete. At such times, the well operator will experience production losses from the well, which can be very large.

Это резко расходится с традиционными подземными предохранительными клапанами, которые работают с гидравлическим управлением, и присутствует ограничивающий фактор в обеспечении резервирования, особенно для подводных скважин, поскольку дополнительные гидравлические линии управления могут потребовать выполнения каналов на фонтанной арматуре, что создаст дополнительные потенциальные пути протечки. Таким образом, только необходимые линии проложены от точки на поверхности/под водой к устройствам под землей. В отличие от этого, в вариантах осуществления настоящего изобретения применена беспроводная связь, поэтому в них нет потенциальных путей протечки. БолееThis is in stark contrast to conventional subsurface relief valves that operate hydraulically and is a limiting factor in providing redundancy, especially for subsea wells, as additional hydraulic control lines may require ducting on the Xmas tree, creating additional potential leakage paths. Thus, only the necessary lines are routed from a point on the surface/under water to devices underground. In contrast, embodiments of the present invention use wireless communication, so there are no potential leak paths. More

- 3 041661 того, клапан может защищать всю колонну над кольцевым барьером без прокладки длинных линий управления.- 3 041661 In addition, the valve can protect the entire string above the annular barrier without running long control lines.

Кроме того, для определенных вариантов осуществления, поскольку аппарат может сообщаться с множеством клапанов под пакером (пакерами), если есть проблема безопасности отдельной секции, то аппарат может отправить сигнал конкретному клапану и изолировать данную секцию. Это может обеспечить продолжение добычи из зон, прилегающих к другим секциям, пока проблема не будет решена. Снова-таки, для оператора это может быть выгодно с финансовой точки зрения, поскольку в данном сценарии не нужно закрывать всю эксплуатационную скважину.Also, for certain embodiments, since the tool can communicate with multiple valves below the packer(s), if there is a security issue with a particular section, then the tool can send a signal to a specific valve and isolate that section. This may allow production to continue from areas adjacent to other sections until the problem is resolved. Again, this can be financially beneficial for the operator as the entire production well does not have to be shut in in this scenario.

В вариантах осуществления может быть предусмотрено устройство, которое отслеживает параметры, которые указывают на расход через клапан, для попытки выявления аномально высокого расхода (указывающего на неконтролируемый поток) и препятствования потоку текучих сред, если он выявлен. Другие факторы также могут быть приняты в расчет при оценке, имеет ли место неконтролируемый поток. Клапан может быть выполнен (посредством программирования) с возможностью препятствования потоку текучих сред, если устройство отслеживает, что заданный расход превышен. Заданный расход может быть установлен и изменен в скважине. Такое устройство может представлять собой манометр перепада давления в месте сужения.In embodiments, a device may be provided that monitors parameters that indicate flow through the valve to attempt to detect abnormally high flow (indicative of uncontrolled flow) and prevent fluid flow if detected. Other factors may also be taken into account when assessing whether an uncontrolled flow occurs. The valve may be configured (by programming) to obstruct the flow of fluids if the device senses that a predetermined flow rate has been exceeded. The target flow rate can be set and changed in the well. Such a device may be a pressure drop gauge at the constriction.

В режиме главного управления клапан может быть выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред в ответ на сигнал главного управления вместо указанного сигнала от передатчика. Сигнал главного управления может быть передан с поверхности, необязательно посредством ретрансляторов, или из скважины.In the master control mode, the valve may be configured to allow or prevent the flow of fluids in response to a master control signal instead of said signal from the transmitter. The master control signal may be transmitted from the surface, optionally via repeaters, or from a well.

Таким образом, в эксплуатационной скважине в одной фазе, например, во время доставки, клапан управляется режимом главного управления, предпочтительно посредством ЭМ и/или акустических сигналов вместо указанного сигнала от передатчика, то есть независимо от давления между верхним трубчатым элементом и стволом скважины. Во второй фазе, например, во время добычи, скважинный аппарат находится в другом режиме, таком как открытый по умолчанию режим, который зависит от давления между верхним трубчатым элементом и стволом скважины. Первая и вторая фазы также могут быть другими фазами, такими как ранний продуктивный период и поздний продуктивный период.Thus, in a production well in one phase, for example, during delivery, the valve is controlled by the master control mode, preferably by means of EM and/or acoustic signals instead of said signal from the transmitter, i.e., regardless of the pressure between the upper tubular element and the wellbore. In the second phase, for example, during production, the downhole tool is in a different mode, such as the default open mode, which depends on the pressure between the upper tubular and the wellbore. The first and second phases may also be other phases such as an early production period and a late production period.

Устройство, активируемое давлениемPressure activated device

Устройство, активируемое давлением, может содержать датчик давления. Оно может быть соединено с передатчиком физическим или беспроводным образом.The pressure activated device may include a pressure sensor. It may be connected to a transmitter physically or wirelessly.

Характерное изменение давления представляет собой изменение давления, отличимое от изменений давления, ожидаемых во время обычных операций. Оно может быть точкой срабатывания, в которой принимается последующее действие, например, перекрытие клапана.A characteristic pressure change is a pressure change that is distinct from the pressure changes expected during normal operations. It can be a trigger point at which a subsequent action is taken, such as closing a valve.

Могут быть применены множество примеров характерного изменения давления, такие как пропорциональное или абсолютное изменение давления, или изменение давления на определенную величину; необязательно также в зависимости от времени, которое заняло такое изменение. Характерное изменение давления часто является падением давления. Однако для определенных вариантов осуществления характерное изменение давления может быть повышением давления, особенно из-за циклического изменения давления, когда давление повышается и необязательно снижается, или наоборот, в течение определенного периода времени. Циклы изменения давления могут представлять собой заданную ключевую последовательность для предоставления сигнала управления для управления устройством, активируемым давлением. Информация может быть закодирована посредством времени и/или величины изменений давления.Many examples of characteristic pressure change can be applied, such as proportional or absolute pressure change, or change in pressure by a certain amount; optionally also depending on the time such a change took. The characteristic pressure change is often a pressure drop. However, for certain embodiments, the characteristic change in pressure may be an increase in pressure, especially due to pressure cycling where the pressure rises and optionally decreases, or vice versa, over a period of time. The pressure cycles may be a predetermined key sequence to provide a control signal for controlling the pressure activated device. The information may be encoded in terms of time and/or magnitude of pressure changes.

Оно может быть абсолютным или относительным изменением, например, если изменение давления составляет более 500 фунтов/кв.дюйм или более 1000 фунтов/кв.дюйм; или, если изменение давления составляет более 20%, или более 30%, или более 40% изменение в абсолютном давлении. Оно может представлять собой разницу давлений, не обязательно учитывающую скорость изменения. Например, оно может составлять по меньшей мере 100 фунтов/кв.дюйм, или по меньшей мере 500 фунтов/кв.дюйм, или по меньшей мере 1000 фунтов/кв.дюйм; желательно в течение периода времени до 1 мин, более желательно до 5 мин, еще более желательно до 1 ч. Более длительные изменения давления менее вероятно будут указывать на протечку и могут быть, например, вызваны движением текучей среды в скважине от более глубоких/более теплых областей, вызывая повышение температуры, что повышает давление. В частности, характерное изменение давления также может включать более конкретную, значительно более высокую скорость изменения давления, например, резкое изменение давления более вероятно указывает на экстренную ситуацию.It may be an absolute or relative change, for example if the pressure change is greater than 500 psi or greater than 1000 psi; or if the change in pressure is more than 20%, or more than 30%, or more than 40% change in absolute pressure. It may represent a pressure difference, not necessarily a rate of change. For example, it may be at least 100 psi, or at least 500 psi, or at least 1000 psi; desirably over a period of time up to 1 minute, more desirably up to 5 minutes, even more desirably up to 1 hour. areas, causing the temperature to rise, which increases the pressure. In particular, the characteristic change in pressure may also include a more specific, significantly faster rate of change in pressure, for example, a sudden change in pressure is more likely to indicate an emergency.

Таким образом, изменения давления могут составлять менее 750 фунтов/кв.дюйм, или менее 500 фунтов/кв.дюйм, или менее 250 фунтов/кв.дюйм. Таким образом, преимущество таких вариантов осуществления состоит в том, что могут быть применены более тонкие изменения давления для управления клапаном в скважинном аппарате.Thus, pressure changes can be less than 750 psi, or less than 500 psi, or less than 250 psi. Thus, an advantage of such embodiments is that more subtle pressure changes can be applied to control a valve in the downhole tool.

Таким образом, характерное изменение давления может быть одиночным изменением давления, например, падением давления, а не более сложным изменением, таким как более чем одно изменение давления или более чем пять изменений давления. Такие более сложные изменения часто относятся к более сложным зашифрованным импульсам давления. Таким образом, характерное изменение давления не обя- 4 041661 зательно опирается на время между отдельными изменениями давления.Thus, the characteristic pressure change may be a single pressure change, such as a pressure drop, rather than a more complex change such as more than one pressure change or more than five pressure changes. These more complex changes often refer to more complex encrypted pressure pulses. Thus, the characteristic pressure change is not necessarily based on the time between individual pressure changes.

Это также может включать случай, когда изменение превышает установленное пороговое значение давления, особенно, когда оно падает ниже установленного порогового значения давления. Например, характерное изменение давления может представлять собой падение давления ниже 2000 фунтов/кв.дюйм, или 1500 фунтов/кв.дюйм, или 1000 фунтов/кв. дюйм.This may also include the case where the change exceeds the set pressure threshold, especially when it falls below the set pressure threshold. For example, a representative pressure change may be a pressure drop below 2000 psi or 1500 psi or 1000 psi. inch.

Характерное изменение давления также может варьироваться в зависимости от параметров в скважине. Например, если окружающая температура выше, тем более высокое изменение давления или давление может быть допущено прежде, чем оно будет рассмотрено как характерное изменение давления. Таким образом, скважинный аппарат может адаптировать характерное изменение давления, находясь на месте проведения работ. Также могут быть применены другие параметры, включая данные ранних измерений давления.The characteristic change in pressure can also vary depending on the parameters in the well. For example, if the ambient temperature is higher, the higher the pressure change or pressure can be tolerated before it is considered a characteristic pressure change. Thus, the downhole tool can adapt to the characteristic change in pressure while at the job site. Other parameters may also be applied, including data from early pressure measurements.

Характерное изменение давления может быть предварительно запрограммировано перед прокладкой в скважину или же может быть установлено и изменено в скважине. Например, сигнал может быть отправлен посредством последовательности давления и/или, необязательно, посредством беспроводных средств, для установки или изменения точки срабатывания (определенной любым способом), в которой скважинный аппарат рассматривает его как характерное изменение давления. Зонд, доставляемый по проволочному канату или трубе, может быть применен и может передавать указания указанным способом или, например, по индуктивной связи. Это может быть полезным при проведении определенных операций в скважине. Например, на определенных стадиях во время испытания скважины или операций добычи, в кольцевом пространстве могут ожидаться разные давления из-за, например, теплового расширения. Таким образом, точка срабатывания может быть выше, когда ожидается большее количество или большая величина изменений давления. Затем, необязательно точка срабатывания может быть изменена обратно, на месте, когда ожидается меньшее количество или меньшая величина изменений давления. Частота, с которой приемник/клапан ожидает принять стандартный сигнал, подобным образом может быть изменена на месте.The characteristic pressure change may be pre-programmed before being placed in the well, or may be set and changed in the well. For example, a signal may be sent via a pressure sequence and/or optionally via wireless means to set or change a trigger point (defined in any manner) at which the downhole tool considers it to be a characteristic change in pressure. A probe delivered by wire rope or pipe can be used and can transmit instructions in this way or, for example, by inductive coupling. This can be useful when performing certain operations in the well. For example, at certain stages during well testing or production operations, different pressures may be expected in the annulus due to, for example, thermal expansion. Thus, the set point may be higher when more or more pressure changes are expected. Then, optionally, the set point can be changed back, in situ, when fewer or smaller pressure changes are expected. The frequency at which the receiver/valve expects to receive a standard signal can likewise be changed in the field.

Импульсы давления предусматривают способы передачи сообщения из скважины/ствола скважины или в нее/в него, по меньшей мере из одного из дополнительных местоположений в скважине/стволе скважины или в него, и из поверхности скважины/ствола скважины за счет использования изменений положительного и/или отрицательного давления и/или изменений расхода текучей среды в трубчатом элементе и/или кольцевом пространстве.The pressure pulses provide methods for transmitting a message out of or into the well/wellbore, from at least one of the additional locations in or into the well/wellbore, and from the surface of the well/wellbore by using changes in positive and/or negative pressure and/or changes in fluid flow in the tubular and/or annulus.

Кодированные импульсы давления представляют собой такие импульсы давления, к которым применили схему модуляции для кодирования команд и/или данных о колебаниях давления или расхода, причем в скважине/стволе скважины используют преобразователь для регистрации и/или генерирования колебаний, и/или в скважине/стволе скважины используют электронную систему для кодирования и/или декодирования команд и/или данных. Таким образом, импульсы давления, использующиеся с электронными устройствами сопряжения в скважине/стволе скважины, в настоящем документе называются кодированными импульсами давления. Преимуществом кодированных импульсов давления, как определено в настоящем документе, является тот факт, что они могут быть отправлены на электронные устройства сопряжения и могут обеспечивать более высокую скорость передачи данных и/или широкую полосу пропускания, чем импульсы давления, отправляемые на механические устройства сопряжения.Encoded pressure pulses are those pressure pulses that have been modulated to encode commands and/or data on pressure or flow fluctuations, where a transducer is used in the well/wellbore to detect and/or generate the fluctuations, and/or in the well/bore wells use an electronic system to encode and/or decode commands and/or data. Thus, pressure pulses used with downhole/wellbore interface electronics are referred to herein as coded pressure pulses. An advantage of coded pressure pulses as defined herein is the fact that they can be sent to electronic interfaces and can provide higher data rates and/or higher bandwidth than pressure pulses sent to mechanical interfaces.

Устройство, активируемое давлением, обычно представляет собой электронное устройство, предоставляющее электронный интерфейс. Таким образом, по меньшей мере с помощью электронного интерфейса, характерное изменение давления обычно представляет собой кодированный импульс давления, как описано в настоящем документе.A pressure-activated device is typically an electronic device that provides an electronic interface. Thus, at least via the electronic interface, the characteristic pressure change is typically a coded pressure pulse, as described herein.

Кодированные импульсы давленияCoded pressure pulses

Кодированный импульс (импульсы) давления, применяемые для активации устройства, активируемого давлением, могут применять разные схемы модуляции для кодирования сигналов управления, таких как изменение давления или скорость изменения давления, амплитудная манипуляция (АМн), фазовоимпульсная модуляция (ФИМ), широтно-импульсная модуляция (ШИМ), частотная манипуляция (ЧМн), фазовая манипуляция (ФМн), амплитудно-кодовая манипуляция (АКМ), также могут применяться комбинации схем модуляции, например, АМн-ФИМ-ШИМ. Скорости передачи данных в схемах модуляций для кодированных импульсов давления в целом являются низкими, как правило, менее 10 бит/с, и могут быть менее 0,1 бит/с.Coded pressure pulse(s) used to activate a pressure-activated device may use different modulation schemes to encode control signals such as pressure change or rate of change of pressure, amplitude shift keying (AMn), pulse phase modulation (PPM), pulse width modulation (PWM), frequency shift keying (FSK), phase shift keying (PSK), amplitude code keying (ACM), combinations of modulation schemes, for example, AMn-PPM-PWM, can also be used. Data rates in modulation schemes for coded pressure pulses are generally low, typically less than 10 bps, and may be less than 0.1 bps.

Кодированные импульсы давления могут быть возбуждены в неподвижных или подвижных текучих средах и могут быть зарегистрированы путем прямого или косвенного измерения изменений давления и/или расхода. Текучие среды включают жидкости, газы и многофазные текучие среды и при этом могут представлять собой текучие среды для статического управления и/или текучие среды, образованные в скважине или введенные в нее.Coded pressure pulses may be generated in stationary or moving fluids and may be recorded by direct or indirect measurement of pressure and/or flow changes. Fluids include liquids, gases, and multi-phase fluids, and can be static control fluids and/or fluids generated in or injected into a well.

Инфраструктура скважиныWell infrastructure

Верхний трубчатый элемент может представлять собой самый внутренний трубчатый элемент из прилегающих трубчатых элементов в скважинном аппарате. Например, скважина часто содержит множество трубчатых элементов, таких как колонны обсадных труб и эксплуатационный трубчатый элементThe upper tubular may be the innermost tubular of adjacent tubulars in the downhole tool. For example, a well often contains a plurality of tubulars, such as casing strings and a production tubular.

- 5 041661 или колонна для ИПТ. Что касается поперечного сечения трубчатых элементов, включая верхний трубчатый элемент, обычно самый внутренний трубчатый элемент имеет такое поперечное сечение.- 5 041661 or column for IPT. With regard to the cross section of the tubular members, including the upper tubular member, usually the innermost tubular member has such a cross section.

Давлением в по меньшей мере части кольцевого пространства обычно можно управлять снаружи скважины. Кольцевой барьер может иметь внутреннее отверстие, и верхний трубчатый элемент может проходить из внутреннего отверстия над кольцевым барьером.The pressure in at least a portion of the annulus can typically be controlled from outside the well. The annular barrier may have an internal opening and the upper tubular member may extend from the internal opening over the annular barrier.

Ствол скважины может быть обсажен обсадной трубой (или потайной колонной) таким образом, что кольцевой барьер может быть предусмотрен между обсадной трубой и одним из верхнего и нижнего трубчатых элементов, и устройство, активируемое давлением, может быть подвергнуто давлению между верхним трубчатым элементом и обсадной трубой, и кольцевое пространство может находиться между кольцевым барьером, верхним трубчатым элементом и обсадной трубой.The wellbore may be cased with a casing (or liner) such that an annular barrier may be provided between the casing and one of the upper and lower tubulars, and a pressure activated device may be pressurized between the upper tubular and the casing , and the annular space may be located between the annular barrier, the upper tubular element and the casing.

Альтернативно нижняя секция ствола скважины может быть не обсажена и кольцевой барьер может быть предусмотрен между стволом скважины и одним из верхнего и нижнего трубчатых элементов.Alternatively, the lower wellbore section may be uncased and an annular barrier may be provided between the wellbore and one of the upper and lower tubulars.

Кольцевое пространство включает разные кольцевые пространства, если оно предусмотрено. Как известно, несколько колонн обсадных труб (которые являются обычными, но не необходимыми) образуют несколько кольцевых пространств. Самое внутреннее кольцевое пространство обозначено как кольцевое пространство A и обычно находится между самой внутренней обсадной трубой и центральным трубчатым элементом, таким как, среди прочего, колонна для испытания; следующее кольцевое пространство обозначено как кольцевое пространство B между двумя колоннами обсадных труб непосредственно снаружи кольцевого пространства A; следующее кольцевое пространство обозначено как кольцевое пространство C для кольцевого пространства между двумя колоннами обсадных труб снаружи кольцевого пространства B, и так далее. Таким образом, кольцевое пространство, как определено в настоящем изобретении, включает эти различные кольцевые пространства, если оно предусмотрено. Таким образом, устройство, активируемое давлением, подвергается давлению между верхним трубчатым элементом и стволом скважины согласно настоящему изобретению и, таким образом, может быть применено в любом кольцевом пространстве, таком как кольцевое пространство B или наружные кольцевые пространства. Однако обычно оно расположено в кольцевом пространстве A внутри указанного кольцевого пространства между кольцевым барьером, верхним трубчатым элементом и стволом скважины. Компоненты скважинного аппарата, такие как устройство, активируемое давлением, и передатчик, могут быть воспроизведены и предусмотрены в том же или другом кольцевом пространстве.The annular space includes different annulus, if provided. As is known, multiple casing strings (which are common but not necessary) form multiple annulus. The innermost annulus is designated annulus A and is typically located between the innermost casing and a central tubular member such as, among other things, a test string; the next annulus is designated annulus B between two casing strings immediately outside annulus A; the next annulus is designated annulus C for the annulus between the two casing strings outside the annulus B, and so on. Thus, the annular space as defined in the present invention includes these various annular spaces, if provided. Thus, the pressure actuated device is subjected to pressure between the upper tubular and the wellbore of the present invention and thus can be applied in any annulus such as the B annulus or outer annulus. However, it is typically located in annulus A within said annulus between the annular barrier, the top tubular and the wellbore. Downhole tool components such as the pressure activated device and the transmitter may be reproduced and provided in the same or different annulus.

Клапан обычно находится на расстоянии от кольцевого барьера до 100 м, до 50 м, желательно до 20 м, однако, особенно для скважин с несколькими продуктивными интервалами, клапан может быть значительно дальше, например, на расстоянии сотен метров.The valve is typically located up to 100 m, up to 50 m, preferably up to 20 m from the annular barrier, however, especially for wells with multiple production intervals, the valve can be considerably further away, for example hundreds of meters.

Нижний трубчатый элемент может проходить от кольцевого барьера и под ним, особенно в однопластовом заканчивании.The lower tubular may extend from and below the annular barrier, especially in a single reservoir completion.

Однако, особенно в заканчивании в двух горизонтах или многопластовом заканчивании, кольцевой барьер может представлять собой верхний кольцевой барьер, и скважинный аппарат содержит нижний кольцевой барьер, причем нижний трубчатый элемент проходит от нижнего кольцевого барьера и под ним.However, especially in a dual-horizon or multi-zone completion, the annular barrier may be an upper annular barrier and the downhole tool comprises a lower annular barrier, with the lower tubular extending from and below the lower annular barrier.

Циркуляционный клапанcirculation valve

Скважинный аппарат также может содержать циркуляционный клапан, расположенный в верхнем трубчатом элементе и выполненный с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред между продольным отверстием верхнего трубчатого элемента и кольцевым пространством, таким как указанное кольцевое пространство. Циркуляционный клапан может быть соединен с передатчиком физическим или беспроводным образом с устройством, активируемым давлением.The downhole tool may also include a circulation valve located in the upper tubular element and configured to allow or prevent the flow of fluids between the longitudinal opening of the upper tubular element and the annulus, such as the specified annulus. The circulation valve may be physically connected to the transmitter or wirelessly to a pressure activated device.

Устройство, активируемое давлением, обычно находится на расстоянии до 500 м, желательно до 100 м, желательно до 10 м или может быть на расстоянии до 1 м от циркуляционного клапана и прикреплено к нему. Устройство, активируемое давлением, может быть соединено с циркуляционным клапаном посредством по меньшей мере одного из проводов или беспроводной передачи.The pressure activated device is typically located up to 500 m, preferably up to 100 m, preferably up to 10 m, or may be up to 1 m away from and attached to the circulation valve. The pressure activated device may be connected to the circulation valve via at least one of the wires or a wireless transmission.

Устройство, активируемое давлением, может быть выполнено как единое целое с циркуляционным клапаном.The pressure actuated device may be integral with the circulation valve.

В режиме блокирования клапан, соединенный с нижним трубчатым элементом, и циркуляционный клапан заблокированы таким образом, что два клапана не могут одновременно находиться в положении обеспечения потока. Функция блокирования может быть достигнута различными способами. Положение циркуляционного клапана и клапана, соединенного с нижним трубчатым элементом, может быть, при эксплуатации, передано на станцию управления снаружи скважины, которая обеспечивает указанное блокирование клапанов; или на станцию управления в скважине, необязательно соединенную (физическим или беспроводным образом) с устройством, активируемым давлением, и находящуюся в пределах 20 м от него или в пределах 20 м от клапана, соединенного с нижним трубчатым элементом. Станция управления может быть выполнена как единое целое с устройством, активируемым давлением, циркуляционным клапаном или клапаном, соединенным с нижним трубчатым элементом.In blocking mode, the valve connected to the lower tubular and the circulation valve are blocked so that the two valves cannot be in the flow position at the same time. The blocking function can be achieved in various ways. The position of the circulation valve and the valve connected to the lower tubular element can be, in operation, transferred to a control station outside the well, which provides the specified blocking of the valves; or to a downhole control station optionally connected (physically or wirelessly) to and within 20 meters of the pressure activated device or within 20 meters of a valve connected to the lower tubular. The control station may be integral with a pressure actuated device, a circulation valve or a valve connected to the lower tubular element.

Скважинный аппарат может содержать по меньшей мере один дополнительный путь потока через по меньшей мере одно из продольного отверстия нижнего трубчатого элемента и канала в нижнем трубчатом элементе; и дополнительный клапан (или клапаны), соединенный с нижним трубчатым элементом,The downhole tool may include at least one additional flow path through at least one of the longitudinal opening of the lower tubular element and the channel in the lower tubular element; and an additional valve (or valves) connected to the lower tubular element,

- 6 041661 при этом дополнительный клапан (клапаны) выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред через указанный дополнительный путь (пути) потока. Дополнительный путь (пути) потока может являться частью, расположенной выше по потоку или ниже по потоку относительно пути потока, описанного выше в настоящем документе. Альтернативно он может представлять собой отдельный путь (пути) потока.- 6 041661 wherein the additional valve(s) is configured to allow or prevent the flow of fluids through said additional flow path(s). The additional flow path(s) may be upstream or downstream of the flow path described above herein. Alternatively, it may be a separate flow path(s).

Дополнительный клапан может представлять собой шаровой клапан, или золотниковый клапан, или другой тип клапана, описанный в настоящем документе.The additional valve may be a ball valve, or a spool valve, or other type of valve described herein.

Независимо от конкретного варианта осуществления клапана согласно настоящему изобретению, дополнительный клапан может включать любую комбинацию необходимых и необязательных признаков, описанных в настоящем документе, клапана согласно первому аспекту настоящего изобретения. Дополнительный клапан необязательно может быть вставлен посредством нижнего трубчатого элемента или опущен на проволочном канате, гибкой трубе или подобными способами позднее.Regardless of the specific embodiment of the valve according to the present invention, the additional valve may include any combination of necessary and optional features described herein, the valve according to the first aspect of the present invention. The additional valve may optionally be inserted by means of a lower tubular element or lowered by a wire rope, flexible pipe, or the like at a later date.

Клапаныvalves

Различные клапаны могут быть применены в качестве клапана согласно первому аспекту настоящего изобретения и, независимо, для дополнительных клапанов. Например, шаровые клапаны и/или золотниковые клапаны (со скользящим золотником или поворотным золотником) являются предпочтительными. Также могут быть применены поршневые клапаны и створчатые клапаны. Клапан может быть доставлен или выведен посредством нижнего трубчатого элемента.Various valves can be used as the valve according to the first aspect of the present invention and, independently, for additional valves. For example, ball valves and/or spool valves (sliding spool or rotary spool) are preferred. Piston valves and butterfly valves can also be used. The valve may be delivered or withdrawn by means of the lower tubular element.

Альтернативно для определенных вариантов осуществления он может быть установлен (модернизирован) позднее с помощью проволочного каната, гибкой трубы и подобных способов.Alternatively, for certain embodiments, it can be installed (upgraded) later using wire rope, coiled tubing, and the like.

Клапан может функционировать как клапан для изоляции пластов, и/или функционировать как барьер, или клапан выравнивания во время размещения колонны, капитального ремонта и/или демонтажа.The valve may function as a formation isolation valve and/or function as a barrier or equalization valve during string placement, workover and/or stripping.

Клапан может принимать промежуточные положения. Клапан (или другие средства) могут, таким образом, обеспечивать функцию штуцера.The valve can take intermediate positions. The valve (or other means) may thus provide the function of the choke.

Клапан может содержать дополнительное устройство, такое как устройство механического отсоединения, для открытия и/или закрытия клапана. Дополнительным устройством можно управлять, например, посредством давления (через трубу), проволочного каната, или гибкой трубы, или других способов вмешательства. Клапан может напорную установку для обеспечения потока в одном направлении.The valve may include an additional device, such as a mechanical release device, for opening and/or closing the valve. The auxiliary device can be controlled, for example, by means of pressure (through a pipe), a wire rope, or a flexible pipe, or other means of intervention. The valve can be pressurized to ensure flow in one direction.

Кольцевой барьерring barrier

Кольцевой барьер может принимать различные формы. Он может быть верхней частью зацементированной части в кольцевом пространстве A или устройстве уплотнения кольцевого пространства.The ring barrier can take various forms. It may be the top of the cemented portion in the annulus A or an annulus sealing device.

Устройство уплотнения кольцевого пространства представляет собой устройство, которое обеспечивает уплотнение между двумя трубчатыми элементами (или трубчатым элементом и стволом скважины), такое как элемент пакера или уплотнительный узел с полированным седлом.An annulus sealing device is a device that provides a seal between two tubulars (or a tubular and a wellbore), such as a packer element or a polished seat seal assembly.

Для конкретных вариантов осуществления, таким образом, кольцевой барьер является седлом (обычно, полированным) с меньшим диаметром в обсадной трубе с уплотнительным узлом между обсадной трубой и верхним/нижним трубчатыми элементами.For particular embodiments, therefore, the annular barrier is a smaller diameter (usually polished) seat in the casing with a sealing assembly between the casing and the upper/lower tubulars.

Элемент пакера может представлять собой часть пакера, мостовой пробки или подвески потайной колонны, особенно пакера или мостовой пробки. Пакер содержит элемент пакера, наряду с верхним трубчатым элементом пакера и нижним трубчатым элементом пакера и корпусом, на котором установлен элемент пакера.The packer element may be part of a packer, bridge plug or liner hanger, especially a packer or bridge plug. The packer contains a packer element along with an upper tubular packer element and a lower tubular packer element and a body on which the packer element is installed.

Пакер может быть постоянным или временным. Временные пакеры, как правило, являются извлекаемыми и спускаются с колонной и извлекаются также с колонной. Постоянные пакеры, с другой стороны, как правило, должны оставаться в скважине (хотя их можно извлечь позже).The packer may be permanent or temporary. Temporary packers are typically retrievable and run with string and are also retrieved with string. Permanent packers, on the other hand, generally need to remain in the well (although they can be retrieved later).

Герметизирующая часть устройства уплотнения кольцевого пространства может быть эластомерной, неэластомерной и/или металлической.The sealing portion of the annulus sealing device may be elastomeric, non-elastomeric and/or metallic.

Может быть непросто контролировать аппарат в области под устройством уплотнения кольцевого пространства между обсадной трубой/стволом скважины и внутренней насосно-компрессорной трубой или испытательной колонной, особенно независимо от столба текучей среды во внутренней насоснокомпрессорной трубе. Таким образом, в вариантах осуществления настоящего изобретения может быть обеспечена определенная степень управления в данной области.It can be difficult to control the apparatus in the area below the annulus seal between the casing/wellbore and the inner tubing or test string, especially regardless of the fluid column in the inner tubing. Thus, in embodiments of the present invention, a certain degree of control in this area can be provided.

Данное устройство (устройства) уплотнения кольцевого пространства может управляться беспроводным образом. Таким образом, в соответствующих случаях, он может быть выполнен с возможностью растяжения и/или сжатия посредством беспроводных сигналов.This annulus sealing device(s) can be controlled wirelessly. Thus, in appropriate cases, it can be made expandable and/or compressible by means of wireless signals.

Второй передатчикSecond transmitter

Электронный передатчик может представлять собой первый передатчик. По меньшей мере один, дополнительный электронный передатчик может быть предусмотрен под кольцевым барьером, выполненный с возможностью отправки информации в направлении над кольцевым барьером. Таким образом, устройство связи может содержать указанный дополнительный электронный передатчик. Необязательно он объединен с приемником в форме приемопередатчика. Он может быть выполнен с возможностью передачи информации по запросу и в любом случае может быть связан с запоминающим устройством для хранения информации. Информация может представлять собой информацию, касающуюся состоянияThe electronic transmitter may be the first transmitter. At least one additional electronic transmitter may be provided below the annular barrier, configured to send information in a direction above the annular barrier. Thus, the communication device may comprise said additional electronic transmitter. Optionally, it is combined with a receiver in the form of a transceiver. It may be configured to transmit information on request and in any case may be associated with a storage device for storing information. The information may be information regarding the state

- 7 041661 клапана или других данных от любых датчиков. Состояние клапана может представлять собой его положение, состояние батареи, давление системы управления и/или качество сигнала связи.- 7 041661 valve or other data from any sensors. The valve status may be valve position, battery status, control system pressure, and/or communication signal quality.

Дополнительный электронный передатчик обычно представляет собой по меньшей мере один из электромагнитного, акустического передатчика и передатчика с индуктивно связанными трубчатыми элементами.The additional electronic transmitter is typically at least one of an electromagnetic, acoustic, and inductively coupled tubular transmitter.

Следовательно, может иметь место одновременная связь между дополнительным электронным передатчиком, или инструментом на поверхности, и по меньшей мере одним устройством под кольцевым барьером, таким как датчик, применяющим беспроводную связь через кольцевой барьер и беспроводную связь стандартного сигнала от электронного передатчика. Указанное по меньшей мере одно устройство может включать не только датчики, а и управляемые устройства, такие как клапаны.Therefore, there may be simultaneous communication between an additional electronic transmitter, or tool on the surface, and at least one device below the annular barrier, such as a sensor, using wireless communication through the annular barrier and wireless communication of the standard signal from the electronic transmitter. Said at least one device may include not only sensors but also controlled devices such as valves.

Предпочтительно беспроводная связь через кольцевой барьер и периодический стандартный сигнал от электронного передатчика независимо применяют по меньшей мере одно из акустического и электромагнитного средств связи.Preferably, the wireless communication through the annular barrier and the periodic standard signal from the electronic transmitter independently use at least one of acoustic and electromagnetic means of communication.

Беспроводная связь через кольцевой барьер и периодический стандартный сигнал от электронного передатчика могут применять одно и то же или разное средство связи. Если применяют одно и то же, одновременная связь может быть достигнута путем применения по меньшей мере одного из мультиплексирования с разделением по частоте, мультиплексирования с разделением по времени, мультиплексирования с кодовым разделением, и передачи сигналов с расширенным спектром.Wireless communication through an annular barrier and a periodic standard signal from an electronic transmitter may use the same or different means of communication. If the same is used, simultaneous communication can be achieved by applying at least one of frequency division multiplexing, time division multiplexing, code division multiplexing, and spread spectrum signaling.

ДатчикиSensors

Скважинный аппарат и/или скважина может содержать по меньшей мере один датчик температуры и необязательно (дополнительный) датчик давления в дополнение к устройству, активируемому давлением. Они могут быть над и/или, особенно, под кольцевым барьером.The downhole tool and/or well may include at least one temperature sensor and optionally an (additional) pressure sensor in addition to the pressure activated device. They may be above and/or especially below the annular barrier.

Датчик давления под кольцевым барьером может быть подвержен условиям под кольцевым барьером на нижней стороне пути потока, и данные с такого датчика (датчиков) могут быть частью информации, которую отправляет дополнительный электронный передатчик. Выражение нижняя сторона пути потока подразумевает под собой условия под кольцевым барьером, за исключением, впрочем, области, проходящей через нижний трубчатый элемент между кольцевым барьером и клапаном.The pressure sensor below the annular barrier may be subject to conditions below the annular barrier on the underside of the flow path, and data from such sensor(s) may be part of the information that the optional electronic transmitter sends. The expression downstream of the flow path refers to the conditions below the annular barrier, except, however, for the area passing through the bottom tubular between the annular barrier and the valve.

Датчик (датчики) может быть соединен (физическим или беспроводным образом) с беспроводным передатчиком, и данные могут быть переданы от беспроводного передатчика в направлении над кольцевым барьером (если он предусмотрен под ним) к поверхности необязательно с помощью ретрансляторов. Данные могут быть переданы по меньшей мере в одной из следующих форм: электромагнитной, акустической, посредством индуктивно связанных трубчатых элементов, в особенности акустической и/или электромагнитной, как описано выше в настоящем документе.The sensor(s) may be coupled (physically or wirelessly) to a wireless transmitter, and data may be transmitted from the wireless transmitter over the annular barrier (if provided below) to the surface, optionally via repeaters. Data may be transmitted in at least one of the following forms: electromagnetic, acoustic, via inductively coupled tubular elements, especially acoustic and/or electromagnetic, as described above herein.

Такие беспроводные соединения с малым радиусом действия могут быть улучшены за счет электромагнитной связи в диапазоне ОНЧ.Such short range wireless connections can be enhanced by electromagnetic coupling in the VLF band.

Могут быть предоставлены различные другие датчики, включая датчики ускорения, вибрации, крутящего момента, движения, перемещения, излучения, шума, магнетизма, для определения коррозии; для обнаружения химического или радиоактивного индикатора; для определения текучей среды, такой как гидрат, выноса парафина и песка; и для определения свойств текучей среды, таких как (но без ограничения) расход, плотность, обводненность, например, за счет емкости и проводимости, кислотность и вязкость. Дополнительно, датчики могут быть выполнены с возможностью подачи сигнала или параметра, регистрируемого за счет включения подходящих передатчиков и механизмов. Датчики могут также считывать состояние других частей аппарата или другого оборудования в пределах скважины, например, положение задвижки или вращение двигателя насоса.Various other sensors can be provided, including sensors for acceleration, vibration, torque, motion, displacement, radiation, noise, magnetism, for corrosion detection; to detect a chemical or radioactive tracer; to determine the fluid, such as hydrate, the removal of paraffin and sand; and to determine fluid properties such as (but not limited to) flow rate, density, water cut, such as capacitance and conductivity, acidity, and viscosity. Additionally, the sensors may be configured to provide a signal or parameter that is sensed by including suitable transmitters and mechanisms. The sensors may also read the status of other parts of the apparatus or other equipment within the well, such as the position of a valve or the rotation of a pump motor.

Группа дискретных датчиков температуры или распределенный датчик температуры может быть предоставлен (например, спущен) вместе с аппаратом. Таким образом, необязательно он может быть расположен под кольцевым барьером. Эти датчики температуры могут быть расположены в трубном канате небольшого диаметра (например, '/₄ дюйма) и могут быть соединены с передатчиком или приемопередатчиком. При необходимости может быть предоставлено любое количество канатов, содержащих дополнительные группы датчиков температуры. Эта группа датчиков температуры и комплексная система могут быть расположены на расстоянии таким образом, что группа датчиков температуры, расположенных в трубном канате, может быть выровнена вдоль пласта, например, каналов связи; либо, например, преимущественно параллельно скважине, либо в форме спирали.A group of discrete temperature sensors or a distributed temperature sensor may be provided (eg, deflated) with the vehicle. Thus, optionally, it can be located under the annular barrier. These temperature sensors may be located in a small diameter tubing (eg '/ ₄ inch) and may be connected to a transmitter or transceiver. If necessary, any number of ropes containing additional groups of temperature sensors can be provided. This group of temperature sensors and the complex system can be located at a distance so that the group of temperature sensors located in the tubing line can be aligned along the formation, for example, communication channels; either, for example, predominantly parallel to the well, or in the form of a spiral.

Группа дискретных датчиков температуры может быть частью аппарата или может быть отделена от него.A group of discrete temperature sensors may be part of the apparatus or may be separate from it.

Датчики температуры могут представлять собой электронные датчики или оптоволоконный кабель.The temperature sensors can be electronic sensors or fiber optic cable.

Таким образом, в этом случае дополнительная группа датчиков температуры может предоставлять данные из участка(ов) канала связи и сигнализировать, если, например, каналы связи заблокированы/закупорены. Группа датчиков температуры в трубном канате также может обеспечить явное указание на поток текучей среды, в частности, когда аппарат активирован. Таким образом, например, может быть получено больше информации о реагировании каналов связи: верхняя область каналов связи может быть открыта, а оставшаяся область может быть заблокирована, и это может быть определено за счет локаль- 8 041661 ной температуры вдоль ряда датчиков.Thus, in this case, an additional group of temperature sensors can provide data from the section(s) of the communication channel and signal if, for example, the communication channels are blocked/clogged. An array of temperature sensors in the tubing can also provide a clear indication of fluid flow, in particular when the apparatus is activated. In this way, for example, more information about the response of the communication channels can be obtained: the upper area of the communication channels can be opened and the remaining area can be blocked, and this can be determined by local temperature along a number of sensors.

Такие датчики температуры также можно использовать до, во время и после закачивания текучей среды и, следовательно, использовать для проверки эффективности аппарата.Such temperature sensors can also be used before, during and after fluid injection and hence can be used to test the performance of the apparatus.

Данные могут быть выведены от датчиков до, во время и/или после работы клапана в ответ на сигнал управления. Выведение данных означает их доставку на поверхность.Data may be output from the sensors before, during and/or after valve operation in response to a control signal. Bringing data out means bringing it to the surface.

Данные могут быть выведены от датчиков до, во время и/или после активации скважинного перфоратора в скважине.Data may be output from the sensors before, during and/or after activation of the downhole gun in the well.

Выведенные данные могут представлять собой данные в реальном времени/текущие данные и/или статистические данные.The output data may be real-time data/current data and/or statistical data.

Данные могут быть выведены множеством способов. Например, они могут быть переданы беспроводным способом в реальном времени или позднее, необязательно в ответ на команду передачи. Или данные могут быть выведены посредством зонда, спускаемого в скважину на проволочном канате/гибкой трубе или подъемнике; при этом зонд может необязательно быть объединен с запоминающим устройством физическим или беспроводным способом.Data can be output in a variety of ways. For example, they may be transmitted wirelessly in real time or later, optionally in response to a transmission command. Or the data can be retrieved by means of a wireline/coiled tubing probe or hoist; wherein the probe may optionally be combined with the storage device in a physical or wireless manner.

Запоминающее устройствоMemory device

Аппарат, особенно датчики, может содержать запоминающее устройство, которое может хранить данные для их выведения в более поздний период. Запоминающее устройство, в некоторых обстоятельствах, также может быть извлечено и данные могут быть выведены после извлечения.The apparatus, especially the sensors, may include a storage device that may store data for recall at a later time. The storage device, in some circumstances, can also be removed and the data can be output after removal.

Запоминающее устройство может быть выполнено с возможностью хранения информации в течение по меньшей мере 1 мин, необязательно по меньшей мере 1 ч, более желательно по меньшей мере одной недели, предпочтительно по меньшей мере одного месяца, более предпочтительно по меньшей мере одного года или более пяти лет.The storage device may be configured to store information for at least 1 minute, optionally at least 1 hour, more preferably at least one week, preferably at least one month, more preferably at least one year or more than five years. .

Если они не являются единым целым, запоминающее устройство и датчики могут быть присоединены друг к другу любым подходящим способом, необязательно беспроводным способом или физически присоединены друг к другу с помощью провода. Индуктивная связь также является одним из вариантов. Беспроводные соединения с малым радиусом действия могут быть улучшены за счет электромагнитной связи в диапазоне ОНЧ.If they are not integral, the memory and sensors may be connected to each other in any suitable manner, optionally wirelessly, or physically connected to each other via a wire. Inductive coupling is also one option. Short range wireless connections can be enhanced by electromagnetic coupling in the VLF band.

СигналыSignals

Первый передатчик отправляет акустические или ЭМ сигналы, при этом любые дополнительные передатчики могут представлять собой беспроводной передатчик, выполненный с возможностью отправки сигналов, по меньшей мере частично, предпочтительно по меньшей мере в одной из следующих беспроводных форм: акустическая, электромагнитная и посредством индуктивно связанных трубчатых элементов. В настоящем документе выражение беспроводной относится к указанным формам, если не указано иначе.The first transmitter sends acoustic or EM signals, with any additional transmitters being a wireless transmitter capable of sending signals at least in part, preferably in at least one of the following wireless forms: acoustic, electromagnetic, and via inductively coupled tubulars . In this document, the expression wireless refers to the specified forms, unless otherwise indicated.

Акустическая и электромагнитная являются особенно предпочтительными.Acoustic and electromagnetic are particularly preferred.

Сигналы: общие сведенияSignals: general information

Сигналы могут представлять собой данные или сигналы управления, которые не обязательно должны иметь одинаковую беспроводную форму. Соответственно свойства, указанные в настоящем документе для разных типов беспроводных сигналов, применяются независимо к данным и сигналам управления. Сигналы управления могут управлять скважинными устройствами, включая датчики. Данные от датчиков могут передаваться в ответ на сигнал управления. Более того, параметры сбора и/или передачи данных, такие как скорость сбора и/или передачи или разрешение, могут изменяться за счет использования подходящих сигналов управления.The signals may be data or control signals, which need not be in the same wireless form. Accordingly, the properties specified herein for different types of wireless signals apply independently to data and control signals. The control signals may control downhole devices, including sensors. Data from the sensors may be transmitted in response to a control signal. Moreover, data acquisition and/or transmission parameters, such as acquisition and/or transmission rate or resolution, can be changed by using appropriate control signals.

Предпочтительно сигналы являются таковыми, что они могут проходить через кольцевой барьер, когда он закреплен на месте, однако для определенных вариантов осуществления они могут проходить не напрямую, например, вокруг какого-либо устройства уплотнения кольцевого пространства.Preferably, the signals are such that they can pass through the annular barrier when fixed in place, however, for certain embodiments, they may not pass directly, such as around any annulus sealing device.

ЭМ/акустические сигналы используют скважину, ствол скважины или пласт в качестве средства передачи. Электромагнитный/акустический сигнал или сигнал давления может быть отправлен из скважины или с поверхности. Если электромагнитный/акустический сигнал передается из скважины, он может проходить через любое устройство уплотнения кольцевого пространства, однако в некоторых вариантах осуществления он может проходить непрямым путем, например, вокруг любого устройства уплотнения кольцевого пространства.EM/acoustic signals use a well, wellbore, or formation as the transmission medium. An electromagnetic/acoustic or pressure signal can be sent from the well or from the surface. If the electromagnetic/acoustic signal is transmitted from the well, it may pass through any annulus seal, however, in some embodiments, it may travel indirectly, such as around any annulus seal.

Электромагнитные и акустические сигналы особенно предпочтительны, поскольку они могут проходить через/сквозь кольцевой барьер без применения системы из индуктивно связанных трубчатых элементов, и при передаче данных объем информации, который может быть передан, как правило, выше по сравнению с кодированными импульсами давления, в особенности при получении данных из скважины.Electromagnetic and acoustic signals are particularly preferred because they can pass through/through the annular barrier without the use of an inductively coupled tubular system and in data transmission the amount of information that can be transmitted is generally higher compared to coded pressure pulses, in particular when receiving data from a well.

Следовательно, устройство связи может представлять собой устройство акустической связи, а сигнал управления представляет собой акустический сигнал управления, и/или устройство связи может представлять собой устройство электромагнитной связи, а сигнал управления представляет собой электромагнитный сигнал управления.Therefore, the communication device may be an acoustic coupling device and the control signal is an acoustic control signal, and/or the communication device may be an electromagnetic coupling device and the control signal is an electromagnetic control signal.

Аналогично применяемые передатчики и приемники соответствуют типу применяемых сигналов. Например, при использовании акустических сигналов используются акустический передатчик и приемник.Similarly used transmitters and receivers correspond to the type of signals used. For example, when using acoustic signals, an acoustic transmitter and receiver are used.

- 9 041661- 9 041661

При использовании индуктивно связанных трубчатых элементов, особенно для выведения данных, как правило, предоставлено по меньшей мере десять, обычно намного больше, отдельных секций индуктивно связанных трубчатых элементов, которые присоединены друг к другу при эксплуатации, например для образования колонны индуктивно связанных трубчатых элементов. Они имеют единую проводку и могут быть образованы из трубчатых элементов, таких как насосно-компрессорная труба, бурильная труба или обсадная колонна. На каждом соединении между смежными секциями присутствует индуктивная связь. Индуктивно связанные трубчатые элементы, пригодные для использования, могут быть предоставлены, например, компанией N О V под наименованием Intellipipe®.When using inductively coupled tubulars, especially for data output, at least ten, usually many more, separate sections of inductively coupled tubulars are typically provided that are connected to each other in operation, for example to form a column of inductively coupled tubulars. They are single wired and may be formed from tubular elements such as tubing, drill pipe or casing. There is an inductive coupling on each connection between adjacent sections. Inductively coupled tubular elements suitable for use can be provided, for example, by the company N O V under the name Intellipipe®.

Таким образом, сигнал управления часто передается на относительно малое расстояние из области над кольцевым барьером в область под ним, например, менее чем на 100 м или менее чем на 50 м. Однако устройство связи с приемником может быть расположено на расстоянии от кольцевого барьера, и, следовательно, сигнал управления может быть отправлен на большее расстояние, такое как по меньшей мере 100 м, желательно более чем 200 м или больше. Пройденное расстояние может быть значительно большим в зависимости от длины скважины.Thus, the control signal is often transmitted over a relatively short distance from the area above the annular barrier to the area below it, such as less than 100 m or less than 50 m. therefore, the control signal can be sent over a greater distance, such as at least 100 m, preferably more than 200 m or more. The distance traveled can be significantly greater depending on the length of the well.

Данные и команды, содержащиеся в сигнале, могут быть ретранслированы или переданы другими средствами. Таким образом, сигнал данных может быть, например, преобразован в другие типы беспроводных или проводных сигналов, и необязательно ретранслирован, посредством подобных или других средств, таких как гидравлическая, кабельная или оптоволоконная линии. В одном варианте осуществления сигналы могут быть переданы посредством кабеля на первое расстояние, например, более 400 м, а затем переданы посредством акустической или электромагнитной связей на меньшее расстояние, такое как 200 м. В другом варианте осуществления сигналы данных передаются на расстояние 500 м за счет использования индуктивно связанных трубчатых элементов, а затем на 1000 м за счет использования гидравлической линии.The data and commands contained in the signal may be relayed or transmitted by other means. Thus, the data signal may, for example, be converted to other types of wireless or wired signals, and optionally retransmitted, by similar or other means such as hydraulic, cable or fiber optic lines. In one embodiment, the signals may be transmitted via cable over a first distance, for example, more than 400 m, and then transmitted via acoustic or electromagnetic links over a shorter distance, such as 200 m. In another embodiment, data signals are transmitted over a distance of 500 m by using inductively coupled tubular elements, and then 1000 m through the use of a hydraulic line.

Таким образом, хотя для передачи сигнала могут использоваться проводные средства, в предпочтительных конфигурациях преимущественно используется беспроводная связь. Таким образом, хотя расстояние, пройденное сигналом для выведения данных, зависит от глубины скважины, зачастую беспроводной сигнал для выведения данных, включая ретрансляторы, но не включая любую проводную передачу, проходит более 1000 м или более 2000 м. В предпочтительных вариантах осуществления также присутствуют сигналы данных, передаваемые беспроводными сигналами (включая ретрансляторы, но не включая проводные средства), на по меньшей мере половину расстояния от поверхности скважины до аппарата.Thus, although wired means may be used for signal transmission, wireless communication is predominantly used in preferred configurations. Thus, although the distance traveled by the retrieval signal depends on the depth of the well, often the wireless retrieval signal, including repeaters, but not including any wired transmission, travels more than 1000 m or more than 2000 m. data transmitted by wireless signals (including repeaters, but not including wired means), at least half the distance from the surface of the well to the device.

В одной скважине могут быть использованы разные беспроводные сигналы для сообщений, проходящих от скважины к поверхности, и сообщений, проходящих от поверхности в скважину.In the same well, different wireless signals may be used for downhole-to-surface messages and surface-to-well messages.

Акустический сигналAcoustic signal

Акустические сигналы и связь могут включать передачу посредством вибраций структуры скважины, которая включает трубчатые элементы, обсадную колонну, потайную колонну, бурильную трубу, утяжеленные бурильные трубы, насосно-компрессорную трубу, гибкую трубу, насосную штангу, скважинные приборы; передачу посредством текучей среды (также посредством газа), включая передачу через текучие среды в необсаженных участках скважины, по трубчатым элементам и в кольцевых пространствах; передачу через неподвижные или подвижные текучие среды; механическую передачу через проволочный канат, тросовый канат или гибкую штангу; передачу через землю; передачу через устьевое оборудование. Предпочтительными являются связь посредством структуры и/или по текучей среде.Acoustic signals and communication may include transmission through vibrations of the well structure, which includes tubular elements, casing string, liner string, drill pipe, drill collars, tubing, coiled tubing, sucker rod, downhole tools; transmission by fluid (also by gas), including transmission through fluids in open-hole sections, tubulars, and annulus; transmission through stationary or mobile fluids; mechanical transmission through a wire rope, cable rope or flexible rod; ground transmission; transmission through wellhead equipment. Structural and/or fluid communication is preferred.

Акустическая передача может происходить на инфразвуковой (<20 Гц), звуковой (20 Гц - 20 кГц) и ультразвуковой (20 кГц - 2 МГц) частотах. Предпочтительно акустическая передача является звуковой (20 Гц - 20 кГц).Acoustic transmission can occur at subsonic (<20 Hz), sonic (20 Hz - 20 kHz), and ultrasonic (20 kHz - 2 MHz) frequencies. Preferably the acoustic transmission is audio (20 Hz-20 kHz).

Акустические сигналы и сообщения могут включать способы частотной манипуляции (ЧМн) и/или фазовой манипуляции (ФМн), и/или улучшенные варианты этих способов, такие как квадратурная фазовая манипуляция (КФМн) или квадратурная амплитудная модуляция (КАМн), и предпочтительно включают методы расширения спектра. Как правило, они адаптированы для автоматической настройки частот и способов акустической передачи сигналов для соответствия скважинным условиям.Acoustic signals and messages may include frequency shift keying (FSK) and/or phase shift keying (PSK), and/or improved versions of these methods, such as quadrature phase shift keying (QPSK) or quadrature amplitude modulation (QAM), and preferably include spreading techniques spectrum. Typically, they are adapted to automatically adjust frequencies and acoustic transmission modes to suit downhole conditions.

Акустические сигналы и сообщения могут быть однонаправленными или двунаправленными.Acoustic signals and messages can be unidirectional or bidirectional.

Для отправки и/или получения сигнала могут быть использованы пьезоэлектрический преобразователь с подвижной катушкой или магнитострикционные преобразователи.A moving coil piezoelectric transducer or magnetostrictive transducers can be used to send and/or receive a signal.

Электромагнитные сигналыElectromagnetic signals

Электромагнитная (ЭМ) (иногда также называемая квазистатической (КС)) беспроводная связь, как правило, осуществляется в следующих частотных диапазонах (выбраны на основании характеристик прохождения):Electromagnetic (EM) (sometimes also referred to as quasi-static (QS)) wireless communications typically operate in the following frequency bands (selected based on transmission characteristics):

суб-КНЧ (крайне низкие частоты) меньше 3 Гц (как правило, выше 0,01 Гц);sub-ELF (extremely low frequencies) less than 3 Hz (typically above 0.01 Hz);

КНЧ от 3 Гц до 30 Гц;ELF from 3 Hz to 30 Hz;

СНЧ (сверхнизкая частота) от 30 Гц до 300 Гц;VLF (extra low frequency) from 30 Hz to 300 Hz;

УНЧ (ультранизкая частота) от 300 Гц до 3 кГц; иULF (ultra-low frequency) from 300 Hz to 3 kHz; And

ОНЧ (очень низкая частота) от 3 кГц до 30 кГц.VLF (very low frequency) from 3 kHz to 30 kHz.

- 10 041661- 10 041661

Исключением из перечисленных выше частот является ЭМ связь, использующая трубу в качестве волнового канала, в особенности, но не исключительно, в тех случаях, когда труба заполнена газом, в таком случае, как правило, можно использовать частоты от 30 кГц до 30 ГГц, частота выбирается в зависимости от размера трубы, текучей среды в трубе и дальности связи. Текучая среда, содержащаяся в трубе, предпочтительно является непроводящей.An exception to the frequencies listed above is EM communications using a tube as a wave path, especially but not exclusively where the tube is filled with gas, in which case frequencies from 30 kHz to 30 GHz can generally be used, the frequency is selected depending on the size of the pipe, the fluid in the pipe and the communication distance. The fluid contained in the pipe is preferably non-conductive.

В патенте США №5831549 описана телеметрическая система, предусматривающая передачу в гигагерцевом диапазоне по трубчатому волноводу, заполненному газом.US Pat. No. 5,831,549 describes a telemetry system that transmits in the gigahertz range over a gas-filled tubular waveguide.

Для передачи сообщений из скважины к поверхности предпочтительными являются суб-КНЧ и/или КНЧ (например, на расстояние более 100 м). Для более локальных связей, например, менее 10 м, предпочтительной является ОНЧ. Номенклатура, используемая для этих диапазонов, определена Международным союзом электросвязи (ITU).For transmission of messages from the well to the surface, sub-ELF and/or ELF (eg over 100 m) are preferred. For more local links, eg less than 10 m, VLF is preferred. The nomenclature used for these bands is defined by the International Telecommunication Union (ITU).

Электромагнитные связи могут включать передачу сообщений посредством одного или более из следующего: подача модулированного тока на продолговатый элемент и использование земли в качестве обратного пути; передача тока в один трубчатый элемент и обеспечение обратного пути во второй трубчатый элемент; использование второй скважины как части пути тока; передача в ближнем поля или дальнем поле; создание токовой петли в части металлоконструкции скважины для создания разности потенциалов между металлоконструкцией и землей; использование разнесенных контактов для создания электрического дипольного излучателя; использование тороидального трансформатора для подачи тока в металлоконструкцию скважины; использование изолирующего переводника; использование рамочной антенны для создания модулированного переменного во времени магнитного поля для локальной передачи или передачи через пласт; передача в пределах обсадной колонны скважины; использование продолговатого элемента и земли в качестве коаксиальной линии передачи; использование трубчатого элемента в качестве волновода; передача за пределами обсадной колонны скважины.Electromagnetic communications may include the transmission of messages through one or more of the following: applying a modulated current to an elongated element and using the ground as a return path; transferring current to one tubular element and providing a return path to the second tubular element; using the second well as part of the current path; transmission in the near field or far field; creation of a current loop in the metal structure of the well to create a potential difference between the metal structure and the ground; use of spaced contacts to create an electric dipole emitter; use of a toroidal transformer to supply current to the metal structure of the well; use of an insulating sub; using a loop antenna to create a time-varying magnetic field modulated for local transmission or transmission through the formation; transmission within the well casing; using an elongated element and earth as a coaxial transmission line; the use of a tubular element as a waveguide; transmission outside the well casing.

Особенно пригодным является подача модулированного тока на продолговатый элемент и использование земли в качестве обратного пути; создание токовой петли в части металлоконструкции скважины для создания разности потенциалов между металлоконструкцией и землей; использование разнесенных контактов для создания электрического дипольного излучателя; и использование тороидального трансформатора для подачи тока в металлоконструкцию скважины.Particularly suitable is the supply of modulated current to the elongated element and the use of earth as a return path; creation of a current loop in the metal structure of the well to create a potential difference between the metal structure and the ground; use of spaced contacts to create an electric dipole emitter; and using a toroidal transformer to supply current to the well structure.

Для эффективного управления током и ориентирования его направления может быть использован ряд разных методов. Например, одно или более из следующего: использование изолирующего покрытия или распорок на трубчатых элементах скважины; выбор текучих сред или цементов для управления давлением в пределах и за пределами трубчатых элементов для обеспечения электрической проводимости или изоляции трубчатых элементов, использование тороидального сердечника с высокой магнитной проницаемостью для создания индуктивности и, следовательно, импеданса; использование изолированного провода, кабеля или изолированного продолговатого проводника в части пути передачи или антенны; использование трубчатого элемента в качестве кругового волновода; использование частотных диапазонов СВЧ (от 3 ГГц до 30 ГГц) и УВЧ (от 300 МГц до 3 ГГц).A number of different methods can be used to effectively control the current and orient its direction. For example, one or more of the following: the use of an insulating coating or spacers on the tubular elements of the well; selection of fluids or cements to control pressure within and outside the tubular elements to provide electrical conductivity or insulation of the tubular elements, use of a high permeability toroidal core to create inductance and hence impedance; the use of an insulated wire, cable or insulated elongated conductor in part of the transmission path or antenna; the use of a tubular element as a circular waveguide; use of the microwave frequency bands (from 3 GHz to 30 GHz) and UHF (from 300 MHz to 3 GHz).

Дополнительно предоставляются подходящие средства получения переданного сигнала, при этом они могут предусматривать обнаружение прохождения тока; обнаружение разности потенциалов; использование дипольной антенны; использование рамочной антенны; использование тороидального трансформатора; использование детектора Холла или подобного детектора магнитного поля; использование участков металлоконструкции скважины в качестве дипольной антенны.Additionally, suitable means for receiving the transmitted signal are provided, which may include detecting the passage of current; potential difference detection; use of a dipole antenna; use of a loop antenna; use of a toroidal transformer; use of a Hall or similar magnetic field detector; using sections of the metal structure of the well as a dipole antenna.

Словосочетание продолговатый элемент, использующееся в рамках электромагнитной передачи, также может означать любой продолговатый электрический проводник, включая потайную колонну; обсадную колонну; насосно-компрессорную трубу или трубчатый элемент; гибкую трубу; насосную штангу; проволочный канат; бурильную трубу; тросовый канат или гибкую штангу.The phrase elongated element, used in the context of electromagnetic transmission, can also mean any elongated electrical conductor, including a hidden column; casing string; tubing or tubular element; flexible pipe; pump rod; wire rope; drill pipe; wire rope or flexible rod.

Средства передачи сигналов в пределах скважины с помощью электропроводной обсадной колонны раскрыты в патенте США № 5394141 автором Soulier и патенте США № 5576703 автором MacLeod и соавторами, причем оба эти патента включены в настоящий документ посредством ссылки во всей своей полноте. Передатчик, содержащий генератор и усилитель мощности, присоединен к разнесенным контактам на первом участке внутри обсадной колонны с конечным удельным сопротивлением для создания электрического диполя за счет разности потенциалов, созданной током, протекающим между контактами, в качестве основной нагрузки на усилитель мощности. Эта разность потенциалов создает электрическое поле за пределами диполя, которое может быть обнаружено посредством второй пары разнесенных контактов и усилителя на втором участке вследствие протекания результирующего тока в обсадную колонну, либо на поверхности между устьем скважины и заземляющим контрольным электродом.A means of transmitting signals within a well with an electrically conductive casing is disclosed in US Pat. No. 5,394,141 to Soulier and US Pat. No. 5,576,703 to MacLeod et al., both of which are incorporated herein by reference in their entirety. The transmitter, containing the generator and power amplifier, is connected to spaced contacts at the first section inside the casing with finite resistivity to create an electric dipole due to the potential difference created by the current flowing between the contacts, as the main load on the power amplifier. This potential difference creates an electric field outside the dipole, which can be detected by the second pair of spaced contacts and the amplifier in the second area due to the resultant current flowing into the casing or at the surface between the wellhead and the ground reference electrode.

РетрансляторRepeater

Ретранслятор содержит приемопередатчик (или приемник), который может принимать сигнал, и усилитель, который может усиливать сигнал для приемопередатчика (или передатчика) с целью его передачи далее.The repeater contains a transceiver (or receiver) that can receive a signal, and an amplifier that can amplify the signal for the transceiver (or transmitter) in order to transmit it further.

Может присутствовать по меньшей мере один ретранслятор. По меньшей мере один ретранслятор (и приемопередатчики, и передатчики, связанные с аппаратом или расположенные на поверхности) мо- 11 041661 жет быть выполнены с возможностью передачи сигнала на расстояние по меньшей мере 200 м через скважину. Один или более ретрансляторов могут быть выполнены с возможностью передачи на расстояние более 300 м или более 400 м.At least one relay may be present. At least one repeater (and transceivers and transmitters associated with the vehicle or located on the surface) can be configured to transmit a signal at a distance of at least 200 m through the borehole. One or more repeaters may be configured to transmit over 300 m or over 400 m.

При использовании акустической связи (особенно для извлечения данных) могут быть предоставлены более пяти или более десяти ретрансляторов в зависимости от глубины скважины и расположения прибора.When using acoustic communication (especially for data extraction), more than five or more than ten repeaters can be provided depending on the depth of the well and the location of the tool.

В основном для применения ЭМ связи требуется меньшее количество ретрансляторов. Например, особенно для извлечения данных, может быть предоставлен только один ретранслятор. Таким образом, необязательно электромагнитный ретранслятор (и приемопередатчики или передатчики, связанные с аппаратом или расположенные на поверхности) могут быть выполнены с возможностью передачи на более 500 м или более 1000 м.In general, the application of EM communication requires fewer repeaters. For example, especially for data retrieval, only one relay can be provided. Thus, optionally, the electromagnetic repeater (and transceivers or transmitters associated with the vehicle or located on the surface) can be configured to transmit over 500 m or over 1000 m.

В некоторых областях скважины передача может быть более затруднена, например при передаче через кольцевой барьер. В этом случае ретранслированный сигнал может проходить более короткое расстояние. Однако, если для извлечения данных предоставляется множество акустических ретрансляторов, предпочтительно по меньшей мере три из них выполнены с возможностью передачи сигнала на по меньшей мере 200 м вглубь скважины.In some areas of the well, transmission may be more difficult, such as transmission through an annular barrier. In this case, the relayed signal can travel a shorter distance. However, if a plurality of acoustic transponders are provided for data retrieval, preferably at least three of them are configured to transmit a signal at least 200 m downhole.

При использовании индуктивно связанных трубчатых элементов также может быть предусмотрен ретранслятор, например, на каждые 300-500 м скважины, особенно при извлечении данных.When using inductively coupled tubular elements, a repeater can also be provided, for example, every 300-500 m of the well, especially when extracting data.

Ретрансляторы могут удерживать по меньшей мере часть данных для последующего извлечения в подходящие запоминающие средства.The repeaters may retain at least a portion of the data for later retrieval into suitable storage media.

Принимая во внимания эти факторы, а также свойства скважины, ретрансляторы могут быть разнесены в скважине соответствующим образом.Taking into account these factors, as well as the properties of the well, the repeaters can be spaced appropriately in the well.

Беспроводная связь не обязательно является симметричной в направлении вверх и вниз в скважине, например, из-за присутствия локализованных источников шумов. Таким образом, в разных направлениях могут быть применены различные режимы связи, например, импульсы давления внутри кольцевого пространства могут быть применены для отправки сигналов управления с поверхности, тогда как данные отправляются на поверхность с применением акустической или электромагнитной связи.The wireless communication is not necessarily symmetrical up and down the well, for example due to the presence of localized noise sources. Thus, different communication modes can be applied in different directions, for example, pressure pulses inside the annulus can be used to send control signals from the surface, while data is sent to the surface using acoustic or electromagnetic communication.

Сигналы управления могут по существу вызвать непосредственную активацию или могут быть выполнены с возможностью активации аппарата после временной задержки и/или при соблюдении других условий, таких как определенное изменение давления.The control signals may substantially cause immediate activation, or may be configured to activate the apparatus after a time delay and/or other conditions such as a certain change in pressure.

Электронные устройстваElectronic devices

Аппарат может содержать по меньшей мере одну батарею (необязательно перезаряжаемую батарею) обычно над или под кольцевым барьером. Она может подавать питание на приемник (необязательно приемопередатчик) под кольцевым барьером или первый и дополнительный передатчики (необязательно, первый и дополнительный приемопередатчики) над и под кольцевым барьером; и/или на другие компоненты. Батарея/батареи могут представлять собой по меньшей мере одно из следующего: высокотемпературная батарея, литиевая батарея, литиевая оксигалогенидная батарея, литий-тионилхлоридная батарея, литий-сульфурилхлоридная батарея, литий-фторуглеродная батарея, литий-диоксидмарганцевая батарея, литий-ионная батарея, батарея из литиевого сплава, натриевая батарея и батарея из натриевого сплава. Высокотемпературные батареи выполнены с возможностью работы при температуре более 85°C, иногда более 100°C. Система батарейного питания может содержать первую батарею и дополнительные резервные батареи, которые включаются после длительного периода нахождения в скважине. Резервные батареи могут содержать батарею, в которой электролит удерживается в резервуаре и взаимодействует с анодом и/или катодом при достижении действующей батареей порогового напряжения или уровня использования.The apparatus may contain at least one battery (optionally a rechargeable battery) usually above or below the annular barrier. It can power a receiver (optionally a transceiver) below the annular barrier, or a first and additional transmitters (optionally a first and additional transceivers) above and below the annular barrier; and/or other components. The battery/batteries may be at least one of the following: a high temperature battery, a lithium battery, a lithium oxyhalide battery, a lithium thionyl chloride battery, a lithium sulfuryl chloride battery, a lithium fluorocarbon battery, a lithium manganese dioxide battery, a lithium ion battery, a lithium alloy, sodium battery and sodium alloy battery. High temperature batteries are designed to operate at temperatures greater than 85°C, sometimes greater than 100°C. The battery system may include a first battery and additional backup batteries that are activated after a long period in the well. Backup batteries may comprise a battery in which the electrolyte is held in a reservoir and interacts with the anode and/or cathode when the active battery reaches a threshold voltage or usage level.

Устройство связи, как правило, представляет собой электронное устройство связи.The communication device is typically an electronic communication device.

Батарея и необязательно элементы электронной схемы управления могут быть заменены без извлечения трубчатых элементов. Они могут быть заменены, например, за счет использования, проволочного каната или гибкой трубы. Батарея может быть расположена в боковом кармане.The battery and optional elements of the electronic control circuit can be replaced without removing the tubular elements. They can be replaced, for example, by using wire rope or flexible pipe. The battery can be located in the side pocket.

Аппарат, особенно механизм управления, предпочтительно содержит микропроцессор. Дополнительный микропроцессор может быть предусмотрен над кольцевым барьером. Электронные устройства в аппарате, необходимые для питания различных компонентов, таких как микропроцессор (микропроцессоры), системы управления и связи и необязательно клапан, предпочтительно представляют собой электронные устройства с низким энергопотреблением. Электронные устройства с низким энергопотреблением могут включать такие особенности, как низковольтные микроконтроллеры и использование режимов ожидания на время отключения большинства электронных систем, и низкочастотный генератор, например, 10-100 кГц, например, работающий на частоте 32 кГц генератор, используемый для поддержания временных параметров системы и функций пробуждения. Синхронизированные беспроводные методы связи с малым радиусом действия (например, электромагнитная связь в диапазоне ОНЧ) могут быть использованы между разными компонентами системы для сведения к минимуму времени, в течение которого отдельные компоненты должны находиться в рабочем состоянии, и, следовательно, максимально увеличить время режима ожидания и экономию энергии.The apparatus, especially the control mechanism, preferably comprises a microprocessor. An additional microprocessor may be provided above the annular barrier. The electronic devices in the apparatus necessary to power the various components such as the microprocessor(s), control and communication systems, and optionally the valve are preferably low power electronic devices. Low power electronic devices may include features such as low voltage microcontrollers and the use of standby modes during shutdown of most electronic systems, and a low frequency oscillator such as 10-100 kHz, such as a 32 kHz oscillator used to maintain system timing and wake-up functions. Synchronized short range wireless communication techniques (e.g. VLF electromagnetic communication) can be used between different system components to minimize the time that individual components need to be operational and therefore maximize standby time. and energy savings.

- 12 041661- 12 041661

Электронные устройства с низким энергопотреблением способствуют долгосрочному использованию различных компонентов аппарата. Механизм управления может быть выполнен с возможностью работы под управлением сигнала управления более 24 ч после спуска в скважину, необязательно более дней, более 1 месяца, более 1 года или не более 5 лет. Он может быть выполнен с возможностью нахождения в спящем режиме до и/или после активации.Electronic devices with low power consumption contribute to the long-term use of the various components of the machine. The control mechanism may be configured to operate under the control of the control signal for more than 24 hours after running into the well, optionally more than days, more than 1 month, more than 1 year, or not more than 5 years. It may be configured to be in sleep mode before and/or after activation.

ДоставкаDelivery

Для определенных вариантов осуществления верхний и нижний трубчатые элементы могут быть доставлены вместе с кольцевым барьером или после обеспечения кольцевого барьера в скважине после предшествующей операции. В первом случае они могут быть предоставлены на той же колонне, что и кольцевой барьер, и доставлены в скважину вместе с ним. Таким образом, верхний и нижний трубчатые элементы (и необязательно кольцевой барьер) могут представлять собой неразрывный узел. Во втором случае они могут быть модернизированы в скважине и проведены сквозь кольцевой барьер. В данном втором случае нижний трубчатый элемент может быть вставлен в предварительно установленный пакер и через него; или клапан может быть соединен с пробкой или подвеской, и пробка или подвеска, в свою очередь, соединены непосредственно или косвенно, например, посредством трубчатых элементов, с кольцевым барьером. Пробка может представлять собой мостовую пробку, барьер, устанавливаемый в зафиксированном на проволочном канате трубчатом элементе/бурильной трубе, инструмент для закрытия или стопорную пробку, такую как пробка для цементирования. Пробка может представлять собой временную или постоянную пробку.For certain embodiments, the upper and lower tubulars may be delivered with the annular barrier or after the annular barrier has been provided in the well after a previous operation. In the first case, they can be provided on the same string as the annular barrier and delivered to the well along with it. Thus, the top and bottom tubulars (and optionally the annular barrier) can be an integral assembly. In the second case, they can be upgraded in the well and passed through the annular barrier. In this second case, the lower tubular may be inserted into and through the pre-set packer; or the valve may be connected to a plug or suspension, and the plug or suspension, in turn, is connected directly or indirectly, for example, through tubular elements, to the annular barrier. The plug may be a bridge plug, a wireline-fixed tubular/drill pipe barrier, a closure tool, or a stop plug such as a cementing plug. The plug may be a temporary or permanent plug.

В определенных вариантах осуществления верхний и нижний трубчатые элементы могут быть опущены в качестве части колонны трубчатого элемента, такой как испытательная колонна, колонна заканчивания, наблюдательная колонна, колонна для консервации, колонна для гашения, бурильная колонна, насосно-компрессорная колонна, колонна обсадных труб или колонна-хвостовик.In certain embodiments, the upper and lower tubulars may be omitted as part of a tubular string, such as a test string, completion string, observation string, conservation string, kill string, drill string, tubing string, casing string, or tail column.

Кольцевой барьер может быть опущен в скважину в качестве постоянного барьера, созданного для того, чтобы оставаться в скважине, или опущен в скважину в качестве извлекаемого барьера, созданного для того, чтобы извлекаться из скважины.The annular barrier may be lowered into the wellbore as a permanent barrier designed to remain in the wellbore, or lowered into the wellbore as a retrievable barrier designed to be retrievable from the wellbore.

В некоторых вариантах осуществления аппарат может быть доставлен в центральный канал уже существующего трубчатого элемента в скважине, а не в уже существующем кольцевом пространстве скважины. Кольцевое пространство может быть образовано между аппаратом и уже существующим трубчатым элементом в скважине.In some embodiments, the apparatus may be delivered into the center channel of an already existing tubular in the well rather than into the already existing well annulus. The annulus may be formed between the tool and the tubular element already in the well.

Дополнительная процедураAdditional procedure

Скважинный аппарат может быть применен для управления клапаном под кольцевым барьером, необязательно при подготовке к испытанию или дополнительной процедуре.The downhole tool may be used to control the valve under the annular barrier, optionally in preparation for a test or an additional procedure.

Согласно дополнительному аспекту настоящего изобретения предоставляется способ проведения процедуры или испытания в скважине, включающий предоставление скважинного аппарата в скважине, как описано в настоящем документе;According to a further aspect of the present invention, there is provided a method for performing a procedure or test in a well, comprising: providing a downhole tool in a well as described herein;

проведение процедуры/испытания на скважине, причем процедура/испытание включает одно или более из следующего: исследование методом кривых восстановления давления, исследование методом понижения уровня, исследования сообщаемости, такие как испытание на интерференцию или гидропрослушивание, испытание пласта на трубах (ИПТ), расширенное испытание скважины (РИС), гидроразрыв пласта, минигидроразрыв пласта, испытание под давлением, исследование на приток, испытание на нагнетание, обработка скважины/коллектора, такая как кислотная обработка, исследование на проницаемость, процедура нагнетания, операция заполнения гравийной набивкой, операция перфорирования, размещение колонны, капитальный ремонт, консервация и гашение.performing a procedure/well test, wherein the procedure/test includes one or more of the following: build-up curves study, pull-down study, connectivity studies such as interference or interference testing, tubular formation testing (PRT), extended testing wells (FF), hydraulic fracturing, mini-fracturing, pressure testing, inflow testing, injection testing, well/reservoir treatment such as acidizing, permeability testing, injection procedure, gravel pack operation, perforating operation, string placement , overhaul, conservation and extinguishing.

Испытание обычно проводят на скважине перед извлечением аппарата из скважины, если его извлекают из скважины, и могут проводить во время всех фаз эксплуатации скважины, таких как бурение, добыча/заканчивание, наблюдение, консервация и гашение.Testing is typically performed on the well prior to removal of the tool from the well if it is removed from the well, and may be performed during all phases of well operation such as drilling, production/completion, monitoring, conservation and shutdown.

Скважины могут быть необсаженными и/или заранее перфорированными.The wells may be open-hole and/or pre-perforated.

Процедура может представлять собой испытание пласта на трубах (ИПТ). Таким образом, колонна для ИПТ и кольцевой барьер могут быть доставлены в качестве части ИПТ. После проведения ИПТ клапан направляет поток в колонну для ИПТ и закрывается, и скважину консервируют. Часть колонны для ИПТ над кольцевым барьером может затем, необязательно, быть извлечена. Скважина под кольцевым барьером затем может отслеживаться с применением по меньшей мере одного датчика и передатчика под кольцевым барьером.The procedure may be a formation-on-pipe test (RTT). Thus, the IPT column and annular barrier can be delivered as part of the IPT. After the PPT is performed, the valve directs the flow to the PPT string and is closed and the well is mothballed. The portion of the IPT column above the annular barrier may then optionally be removed. The well below the annular barrier can then be tracked using at least one sensor and transmitter below the annular barrier.

Датчики могут предоставлять информацию об исследованиях сообщаемости, таких как гидропрослушивание или испытание на интерференцию.Sensors can provide information about connectivity studies such as interference testing or interference testing.

Гидропрослушивание представляет собой исследование, при котором импульс давления подают в пласт возле одной скважины/изолированного участка скважины и регистрируют в другой наблюдательной скважине или отдельном изолированном участке той же скважины, и данные о том, была ли зарегистрирована волна давления в наблюдательной скважине или изолированном участке и в какой степени, являются важными в отношении сообщаемости под давлением коллектора между скважинами/изолированными участками. Такая информация может быть полезной по ряду причин, например дляInterference testing is a study in which a pressure pulse is applied to the formation near one well/isolated section of the well and recorded in another observation well or a separate isolated section of the same well, and data on whether the pressure wave was recorded in the observation well or isolated section and to what extent, are important in relation to reservoir pressure connectivity between wells/isolated areas. Such information can be useful for a number of reasons, for example, for

- 13 041661 определения наилучшей стратегии для извлечения текучих сред из коллектора.- 13 041661 determining the best strategy for extracting fluids from the reservoir.

Испытание на интерференцию подобно гидропрослушиванию, но при его проведении исследуют долгосрочные воздействия на наблюдательную скважину/изолированный участок после добычи (или закачки) в отдельной скважине или изолированном участке.An interference test is similar to interference testing, but it examines long-term effects on an observation well/isolated area after production (or injection) in a single well or isolated area.

Более того, скважина может быть повторно открыта позднее, например, посредством добавления эксплуатационной колонны. Клапан под пакером, который ранее выполнял функцию клапана пластоиспытателя, может после этого выполнять функцию клапана для изоляции пластов или клапана контроля притока. Затем он может быть переключен из закрытого по умолчанию режима в открытый по умолчанию режим.Moreover, the well can be reopened at a later date, for example by adding a production string. The valve below the packer, which previously functioned as a formation test valve, may then function as a reservoir isolation or inflow control valve. It can then be switched from default closed mode to default open mode.

Если скважина погашена путем цементирования над кольцевым уплотнительным барьером (и обычно с добавлением дополнительного барьера), беспроводные сигналы по-прежнему могут использоваться для наблюдения за скважиной под кольцевым барьером в течение по меньшей мере дня, недели, месяца, или года, или более 5 лет.If the well is shut off by cementing over the annular seal barrier (and usually with the addition of an additional barrier), wireless signals can still be used to monitor the well below the annular barrier for at least a day, a week, a month, or a year, or more than 5 years .

Дополнительная информацияAdditional Information

Скважина может представлять собой подводную скважину. Беспроводные связи могут быть особенно полезными для подводных скважин, поскольку проведение кабелей в подводные скважины может быть сложнее по сравнению с подземными скважинами. Скважина может представлять собой наклонную или горизонтальную скважину и варианты осуществления настоящего изобретения могут быть особенно подходящими для таких скважин, поскольку благодаря им можно избежать проведения проволочного каната, кабелей или гибкой трубы, которые может быть сложно или невозможно использовать в таких скважинах.The well may be a subsea well. Wireless communications can be especially useful for subsea wells, since running cables into subsea wells can be more difficult compared to underground wells. The wellbore may be a deviated or horizontal wellbore, and embodiments of the present invention may be particularly suitable for such wells because they avoid wire rope, cables, or coiled tubing, which may be difficult or impossible to use in such wells.

Упоминание в настоящем документе скважинных перфораторов включает перфорационные пуансоны, причем они оба используются для создания пути потока между пластом и скважиной.Reference herein to perforators includes perforating punches, both of which are used to create a flow path between the formation and the well.

Приемопередатчики, которые имеют функциональные возможности передачи и приема, могут быть использованы вместо передатчиков и приемников, описанных в настоящем документе.Transceivers that have transmit and receive functionality may be used in place of the transmitters and receivers described herein.

Все давления, указанные в настоящем документе, являются абсолютными давлениями, если не указано иное.All pressures in this document are absolute pressures unless otherwise noted.

Скважина зачастую является по меньшей мере частично вертикальной скважиной. Тем не менее, она может представлять собой наклонную или горизонтальную скважину. Упоминания таких терминов, как над и под, когда они применяются относительно наклонных или горизонтальных скважин, должны рассматриваться как их эквиваленты в скважинах с вертикальной ориентацией. Например, термин над означает ближе к поверхности скважины через скважину.The well is often at least partially vertical well. However, it may be a deviated or horizontal well. References to terms such as over and under when applied to deviated or horizontal wells should be considered their equivalents in vertically oriented wells. For example, the term above means closer to the well surface through the well.

Термин зона определяют в настоящем документе как пласт, смежный с нижним барьером или находящийся под ним, или часть пласта, смежная со скважиной, которая частично изолирована между барьерами и которая имеет, или будет иметь, по меньшей мере один канал связи (например, перфорационное отверстие) между скважиной и окружающим пластом, между барьерами. Таким образом, каждый дополнительный барьер, установленный в скважине, образует отдельную зону, кроме областей между двумя барьерами (например, двойным барьером), в которых каналы связи к окружающему пласту не представлены и не будут образованы. Барьеры могут представлять собой кольцевые барьеры.The term zone is defined herein as the formation adjacent to or below the lower barrier, or the portion of the formation adjacent to the well that is partially isolated between the barriers and that has or will have at least one communication channel (e.g., a perforation). ) between the well and the surrounding formation, between the barriers. Thus, each additional barrier installed in the well forms a separate zone, except for the areas between the two barriers (eg, double barrier), in which communication channels to the surrounding formation are not and will not be formed. The barriers may be ring barriers.

Упоминания цемента в настоящем документе включают заменитель цемента. Затвердевающий заменитель цемента может содержать эпоксиды и смолы, или незатвердевающий заменитель цемента может представлять собой Sandaband™.References to cement in this document include a cement substitute. The hardening cement substitute may contain epoxies and resins, or the non-hardening cement substitute may be Sandaband™.

Варианты осуществления настоящего изобретения будут описаны далее только на примерах со ссылками на сопроводительные фигуры, на которых на фиг. 1 показан схематический вид в разрезе первого варианта осуществления ИПТ скважины и скважинного аппарата согласно одному аспекту настоящего изобретения;Embodiments of the present invention will now be described by way of example only, with reference to the accompanying figures, in which FIG. 1 is a schematic cross-sectional view of a first embodiment of a wellbore and tool according to one aspect of the present invention;

на фиг. 2a показан график зависимости давления от времени в кольцевом пространстве на интервале времени, когда на поверхность прикладывают давление и наблюдаются типичные изменения давления;in fig. 2a is a graph of pressure versus time in the annulus over the time interval when pressure is applied to the surface and typical pressure changes are observed;

на фиг. 2b показан график зависимости давления от времени в кольцевом пространстве на интервале времени, когда на поверхность прикладывают давление и включен один пример характерного изменения давления;in fig. 2b shows a plot of pressure versus time in the annulus over the time interval when pressure is applied to the surface and includes one example of a characteristic change in pressure;

на фиг. 2c показан график зависимости давления от времени в кольцевом пространстве, на котором показан дополнительный пример характерного изменения давления;in fig. 2c is a plot of pressure versus time in the annulus, showing a further example of a characteristic change in pressure;

на фиг. 2d показан график зависимости давления от времени в кольцевом пространстве, на котором показан еще один дополнительный пример характерного изменения давления;in fig. 2d is a plot of pressure versus time in the annulus, showing yet another example of a characteristic change in pressure;

на фиг. 3 показан схематический вид в разрезе второго варианта осуществления скважины и скважинного аппарата, содержащего пакер с динамическим уплотнением, согласно одному аспекту настоящего изобретения;in fig. 3 is a schematic sectional view of a second embodiment of a well and a downhole tool including a dynamic seal packer, in accordance with one aspect of the present invention;

на фиг. 4a показан схематический вид в разрезе варианта осуществления скважинного аппарата, содержащего два пакера, согласно одному аспекту настоящего изобретения;in fig. 4a is a schematic sectional view of an embodiment of a downhole tool comprising two packers, in accordance with one aspect of the present invention;

на фиг. 4b показан схематический вид в разрезе варианта осуществления скважины с несколькими продуктивными интервалами и скважинного аппарата, содержащего два пакера, согласно одному аспек- 14 041661 ту настоящего изобретения;in fig. 4b is a schematic cross-sectional view of an embodiment of a well with multiple production intervals and a downhole tool comprising two packers, in accordance with one aspect of the present invention;

на фиг. 5 показан схематический вид в разрезе варианта осуществления в эксплуатации согласно одному аспекту настоящего изобретения;in fig. 5 is a schematic sectional view of an embodiment in use according to one aspect of the present invention;

на фиг. 6 показан схематический вид в разрезе третьего варианта осуществления скважины и скважинного аппарата, содержащего цементное уплотнение, согласно одному аспекту настоящего изобретения;in fig. 6 is a schematic sectional view of a third embodiment of a well and a well tool comprising a cement seal, in accordance with one aspect of the present invention;

на фиг. 7 показан схематический вид в разрезе четвертого варианта осуществления скважины и скважинного аппарата, содержащего сужение внутреннего диаметра наружной обсадной трубы, согласно одному аспекту настоящего изобретения.in fig. 7 is a schematic cross-sectional view of a fourth embodiment of a wellbore and a downhole tool comprising an outer casing inner diameter restriction, in accordance with one aspect of the present invention.

На фиг. 1 показана скважина 16 со скважинным аппаратом 10, содержащим ряд колонн 12a, 12b и 12c обсадных труб, трубчатые элементы 14, 18, предусмотренные внутри самой внутренней обсадной трубы 12a, кольцевой барьер, содержащий извлекаемый/временный элемент 20 пакера, запорный клапан 30, клапан 40 пластоиспытателя и циркуляционный клапан 41. Внутри каждой из колонн 12a, 12b и 12c обсадных труб предусмотрено кольцевое пространство A, B и C соответственно.In FIG. 1 shows a well 16 with a downhole tool 10 comprising a series of casing strings 12a, 12b and 12c, tubular members 14, 18 provided within the innermost casing 12a, an annular barrier containing a retrievable/temporary packer member 20, a check valve 30, a valve 40 of the formation tester and circulation valve 41. Within each of the casing strings 12a, 12b, and 12c, an annular space A, B, and C, respectively, is provided.

Запорный клапан 30 предусмотрен под элементом 20 пакера и управляется сигналами от передатчика 44 в кольцевом пространстве A над элементом 20 пакера. (В альтернативных вариантах осуществления может быть использовано кольцевое пространство B). Передатчик 44 соединен с датчиком давления 42, предусмотренным в том же кольцевом пространстве. Электронный механизм 33 управления содержит беспроводной приемопередатчик (или приемник) 34 и программируемую систему 36 управления. Беспроводной приемник 34 соединен с запорным клапаном 30.A check valve 30 is provided below the packer element 20 and is controlled by signals from a transmitter 44 in the annulus A above the packer element 20. (In alternative embodiments, annulus B may be used). The transmitter 44 is connected to a pressure sensor 42 provided in the same annulus. The electronic control mechanism 33 includes a wireless transceiver (or receiver) 34 and a programmable control system 36. The wireless receiver 34 is connected to the check valve 30.

Компоненты механизма 33 управления (приемопередатчик 34 и программируемая система 36 управления, которая управляет клапаном 30), как правило, расположены смежно друг с другом, или находятся рядом, как показано, но также могут быть расположены на расстоянии друг от друга.The components of the control mechanism 33 (the transceiver 34 and the programmable control system 36 that controls the valve 30) are typically located adjacent to each other, or side by side as shown, but may also be located at a distance from each other.

Как будет более подробно описано ниже, при эксплуатации, запорный клапан 30 обычно выполнен с возможностью сохранения в открытом положении до тех пор, пока в кольцевом пространстве A присутствует повышенное давление. В случае характерного изменения давления (например, сброса давления) в кольцевом пространстве A, указывающая на это связь от передатчика 44 к приемнику 34 приводит к его закрытию. Таким образом, препятствуют потоку текучих сред из скважины по пути потока в запорном клапане 30.As will be described in more detail below, in operation, check valve 30 is typically configured to remain open as long as pressurization is present in annulus A. In the event of a characteristic change in pressure (eg depressurization) in the annulus A, indicating this communication from the transmitter 44 to the receiver 34 leads to its closure. Thus, fluids from the well are prevented from flowing along the flow path in check valve 30.

Характерное изменение давления может быть результатом активации устройства управления (например, клапана) на поверхности скважины для быстрого стравливания давления из кольцевого пространства A. Это обеспечивает очень быстрый способ эффективно указать запорному клапану 30 закрыться. Потеря целостности скважины также может вызвать падение давления в кольцевом пространстве A и закрытие запорного клапана 30 в ответ на это.The characteristic pressure change may be the result of activating a control device (eg, a valve) at the surface of the well to quickly depressurize the annulus A. This provides a very quick way to effectively tell the check valve 30 to close. Loss of well integrity may also cause pressure drop in annulus A and shutoff valve 30 to close in response.

Таким образом, преимущество таких вариантов осуществления состоит в том, что в экстренной ситуации, вызванной потерей целостности скважины, поток из скважины может быть перекрыт в более низкой точке скважины по сравнению с известным уровнем техники. Соответственно, может быть изолирована большая часть скважины над этой точкой, повышая тем самым вероятность изоляции места в скважине, где была потеряна целостность, и тем самым повышая безопасность путем контролирования коллектора. Это может быть очень полезным, например, в операциях ИПТ или при заканчивают добычи.Thus, an advantage of such embodiments is that in an emergency caused by a loss of well integrity, flow from the well can be shut off at a lower point in the well compared to the prior art. Accordingly, a larger portion of the well above this point can be isolated, thereby increasing the likelihood of isolating the location in the well where integrity has been lost, and thereby improving safety by controlling the reservoir. This can be very useful, for example, in IPT operations or when mining is completed.

Этот вариант осуществления будет более детально описан далее.This embodiment will be described in more detail below.

Колонны 12a, 12b обсадных труб соответственно проходят дальше в скважину 16, чем смежные колонны 12b, 12c обсадных труб снаружи них. Самая нижняя колонна 12a обсадных труб содержит перфорационные отверстия 50 в нижней части скважины 16, что позволяет скважинным текучим средам протекать в скважину 16.The casing strings 12a, 12b respectively extend further into the well 16 than adjacent casing strings 12b, 12c outside of them. The lowermost casing string 12a includes perforations 50 at the bottom of the well 16 to allow well fluids to flow into the well 16.

Трубчатые элементы 14, 18 являются частью колонны для ИПТ и проходят в трубчатый элемент внутри элемента 20 пакера, который тем самым образует верхний 18 и нижний 14 трубчатые элементы в сообщении по текучей среде друг с другом. В данном варианте осуществления нижний трубчатый элемент 14, верхний трубчатый элемент 18 и элемент 20 пакера представляют собой неразрывный узел.The tubular members 14, 18 are part of the IPT string and extend into the tubular member within the packer member 20, which thereby forms the upper 18 and lower 14 tubular members in fluid communication with each other. In this embodiment, the lower tubular 14, the upper tubular 18, and the packer 20 form an integral assembly.

Держатель 45 манометра может быть предусмотрен на верхнем трубчатом элементе 18.A pressure gauge holder 45 may be provided on the upper tubular member 18.

Запорный клапан 30 представляет собой золотниковый клапан и расположен менее чем в 10 м под элементом 20 пакера. В альтернативном варианте осуществления могут быть использованы другие клапаны, такие как шаровые клапаны. Клапаны могут представлять собой клапаны многократного действия. Конец 15 нижнего трубчатого элемента 14 заблокирован для предотвращения протекания текучей среды в данной точке между нижним трубчатым элементом 14 и окружающей частью скважины 16.The check valve 30 is a spool valve and is located less than 10 m below the packer element 20. In an alternative embodiment, other valves such as ball valves may be used. The valves may be multi-acting valves. End 15 of lower tubular 14 is blocked to prevent fluid from flowing at that point between lower tubular 14 and the surrounding wellbore 16.

Под элементом 20 пакера предусмотрен беспроводной приемник 34. Приемник 34 соединен (беспроводным или физическим образом) с запорным клапаном 30, обеспечивая возможность его электронного управления беспроводными сигналами посредством приемника 34.A wireless receiver 34 is provided below the packer member 20. The receiver 34 is connected (wirelessly or physically) to the check valve 30, allowing it to be electronically controlled by wireless signals via the receiver 34.

Скважинный аппарат 10 содержит датчик давления 42, расположенный в кольцевом пространстве A над элементом 20 пакера для отслеживания давления в нем. Датчик давления 42 соединен с беспроводным передатчиком 44. Передатчик 44 передает сигнал из области над элементом 20 пакера на приемник 34, расположенный под элементом 20 пакера.Downhole tool 10 includes a pressure sensor 42 located in the annulus A above the packer element 20 to monitor the pressure in it. A pressure sensor 42 is connected to a wireless transmitter 44. The transmitter 44 transmits a signal from the area above the packer element 20 to a receiver 34 located below the packer element 20.

При эксплуатации в закрытом по умолчанию (при отказе) режиме, передатчик 44 отправляет пре- 15 041661 рывистый сигнал на приемник 34, который в свою очередь указывает запорному клапану 30 сохранять открытое положение. Хотя интервал между прерывистыми сигналами может варьироваться от одного варианта осуществления к другому (или же могут быть предусмотрены разные интервалы в одном варианте осуществления), в одном примере передатчик 44 отправляет сигнал на приемник 34 каждые десять секунд для указания запорному клапану 30 сохранять открытое положение. Если данный сигнал не принят приемником 34 после установленного периода времени, такого как тридцать секунд, программируемая система 36 управления, связанная с запорным клапаном 30, даст запорному клапану 30 указание закрыться. Таким образом, данный вариант осуществления обеспечивает закрытый по умолчанию режим в случае, если передатчик 44 теряет связь с приемником 34.When operating in the default closed (failure) mode, transmitter 44 sends an intermittent signal to receiver 34, which in turn instructs check valve 30 to remain open. Although the interval between intermittent signals may vary from one embodiment to another (or different intervals may be provided in one embodiment), in one example, the transmitter 44 sends a signal to the receiver 34 every ten seconds to instruct the check valve 30 to maintain the open position. If this signal is not received by the receiver 34 after a set period of time, such as thirty seconds, the programmable control system 36 associated with the check valve 30 will instruct the check valve 30 to close. Thus, this embodiment provides a default closed mode in case the transmitter 44 loses communication with the receiver 34.

Если давление в кольцевом пространстве падает ниже установленной величины или значения, например, на 1000 фунтов/кв. дюйм, передатчик 44 прекратит отправлять открывающий сигнал на приемник 34 и попытается отправить закрывающий сигнал. При получении такого закрывающего сигнала программируемая система 36 управления, связанная с запорным клапаном 30, даст запорному клапану 30 указание закрыться. Падение давления может быть вызвано повреждением скважины или потерей давления в кольцевом пространстве A, вызванной активацией системы управления (не показана) оператором на поверхности с целью стравливания давления в кольцевом пространстве A. Более того, данная функциональная возможность может быть применена оператором для закрытия скважины в конце обычной процедуры путем контролируемого стравливания давления в кольцевом пространстве A.If the pressure in the annulus drops below a set value or value, such as 1000 psi. inch, transmitter 44 will stop sending an open signal to receiver 34 and attempt to send a close signal. Upon receipt of such a closing signal, the programmable control system 36 associated with the check valve 30 will instruct the check valve 30 to close. The drop in pressure can be caused by damage to the well or loss of pressure in the annulus A caused by activation of a control system (not shown) by the operator at the surface to bleed the pressure in the annulus A. Moreover, this functionality can be used by the operator to close the well at the end conventional procedure by controlled depressurization of annulus A.

При применении в ИПТ, вместо использования традиционного клапана пластоиспытателя над элементом 20 пакера, может быть использован запорный клапан 30 для направления потока из скважины 16 и осуществления операций ИПТ. В таком варианте осуществления сигнал главного управления перекрывает связь между передатчиком 44 и приемником 34, и управляет запорным клапаном 30 для управления режимом работы клапана во время обычных операций ИПТ. Преимущество таких вариантов осуществления состоит в том, что запорный клапан находится ниже в скважине, чем традиционный клапан пластоиспытателя. Таким образом, влияние текучих сред в скважине (известное как влияние ствола скважины) сведено к минимуму, а данные от ИПТ более точно отражают характеристики коллектора. Это также может быть полезным, например, при проведении исследования методом кривых восстановления давления или исследования методом падения давления на эксплуатационной или нагнетательной скважине.In PDT applications, instead of using a conventional formation test valve over packer element 20, a check valve 30 may be used to direct flow from well 16 and perform PDT operations. In such an embodiment, the master control signal overrides communication between transmitter 44 and receiver 34, and controls check valve 30 to control valve behavior during normal DPI operations. An advantage of such embodiments is that the check valve is located lower in the well than a conventional formation test valve. Thus, the influence of fluids in the well (known as wellbore influence) is minimized, and the data from the IPT more accurately reflect the characteristics of the reservoir. It can also be useful, for example, when conducting a pressure build-up study or pressure drop study on a production or injection well.

Необязательно, модуль 32 датчиков предусмотрен для определения различных параметров на стороне (в основном нижней) коллектора пути потока. Например, он может содержать датчики давления, температуры и положения клапана. Модуль 32 датчиков соединен с приемником 34, который в данном варианте осуществления имеет функциональные возможности приемопередатчика для передачи данных в участок над элементом 20 пакера, в том числе на поверхность, например, беспроводным образом, например, посредством акустических или электромагнитных сигналов.Optionally, a sensor module 32 is provided to determine various parameters on the (generally bottom) side of the flow path header. For example, it may contain sensors for pressure, temperature, and valve position. The sensor module 32 is connected to a receiver 34, which in this embodiment has transceiver functionality for transmitting data to the area above the packer element 20, including to the surface, for example, wirelessly, for example, through acoustic or electromagnetic signals.

При применении в ИПТ клапан 40 пластоиспытателя не является необходимым, однако он может быть выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред через путь потока верхнего трубчатого элемента 18 в ответ на характерное изменение давления в кольцевом пространстве A.For PTS applications, the test valve 40 is not necessary, but may be configured to allow or prevent the flow of fluids through the flow path of the upper tubular 18 in response to a characteristic change in pressure in the annulus A.

Преимущество обеспечения вспомогательного клапана 40 в скважине 10 состоит в том, что в случае выхода из строя одного клапана 30, 40 нет необходимости извлекать всю колонну для ИПТ (что может быть очень времязатратной операцией) для обеспечения такой функциональной возможности испытания.An advantage of providing an auxiliary valve 40 in the well 10 is that in the event of failure of one valve 30, 40 it is not necessary to retrieve the entire IPT string (which can be a very time consuming operation) to provide this testing functionality.

Более того, в особенно предпочтительном варианте осуществления, в котором используются два клапана, их типы различаются. Например, тот, что расположен над элементом пакера, может быть шаровым клапаном, а тот, что расположен под ним, может быть золотниковым клапаном.Moreover, in a particularly preferred embodiment in which two valves are used, their types are different. For example, the one above the packer element may be a ball valve and the one below it may be a spool valve.

Циркуляционный клапан 41 предусмотрен над элементом 20 пакера. Циркуляционный клапан 41 содержит передатчик 44, а также циркуляционный канал 43 между продольным отверстием верхнего трубчатого элемента 18 и скважиной 16. Циркуляционный клапан 41 дополнительно содержит систему 46 управления, которая обеспечивает электронное блокирование для предотвращения одновременного открытия циркуляционного клапана 41 и запорного клапана 30. В альтернативных вариантах осуществления система управления сама блокируется для предотвращения одновременного открытия клапанов. Клапаны 30, 40 могут представлять собой клапаны однократного или многократного действия, то есть, в случае клапанов многократного действия они могут многократно открываться или закрываться для препятствования или обеспечения потока через соответствующие пути потока.A circulation valve 41 is provided above the packer element 20. The circulation valve 41 includes a transmitter 44 as well as a circulation channel 43 between the elongated bore of the upper tubular 18 and the well 16. The circulation valve 41 further comprises a control system 46 which provides an electronic interlock to prevent the circulation valve 41 and the check valve 30 from opening simultaneously. embodiments, the control system is itself interlocked to prevent simultaneous opening of the valves. Valves 30, 40 may be single or multiple acting valves, that is, in the case of multiple acting valves, they may be repeatedly opened or closed to obstruct or allow flow through the respective flow paths.

Еще одно дополнительное преимущество определенных вариантов осуществления состоит в том, что устранение неисправностей в случае выхода клапана из строя может быть проще. Например, если традиционный клапан выходит из строя в закрытом положении и, тем самым, предотвращает поток через связанные с ним трубчатые элементы, в основном будем необходимо вытянуть и заменить колонну, что является времязатратным и потому дорогостоящим процессом.Another additional advantage of certain embodiments is that troubleshooting in the event of a valve failure may be easier. For example, if a conventional valve fails in the closed position and thereby prevents flow through its associated tubular members, it will generally be necessary to pull out and replace the column, which is a time consuming and therefore costly process.

Зачастую скважину необходимо заглушить перед извлечением колонны, и это также может потребовать фрезеровки клапана, что также является сложным и времязатратным.Often, the well needs to be killed before the string is pulled out, and this may also require valve milling, which is also complex and time consuming.

В отличие от этого, для определенных вариантов осуществления настоящего изобретения в случае выхода из строя клапана под элементом пакера, трубчатый элемент под элементом пакера может быть перфорирован для обеспечения доступа к скважине.In contrast, for certain embodiments of the present invention, in the event of failure of a valve below the packer element, the tubular element below the packer element may be perforated to provide access to the well.

- 16 041661- 16 041661

Для определенных вариантов осуществления может быть предусмотрен дополнительный клапан под элементом пакера, и он также может быть использован в таком случае. Клапан может представлять собой клапан однократного действия или клапан многократного действия.For certain embodiments, an additional valve may be provided below the packer element and may also be used in such a case. The valve may be a single acting valve or a multiple acting valve.

В таких сценариях скважина может быть взята под управление более просто, и к тому же может быть возможным продолжить проведение испытания или других операций с другими клапанами, такими как клапан под или над пакером или запорный клапан на поверхности. Таким образом, может быть сэкономлено время по сравнению с аналогичными сценариями в традиционных скважинах.In such scenarios, the well may be brought under control more easily, and it may also be possible to continue testing or other operations with other valves, such as a valve below or above the packer or a check valve at the surface. Thus, time can be saved compared to similar scenarios in conventional wells.

В альтернативных вариантах осуществления один или оба из передатчика в кольцевом пространстве A и приемника под элементом пакера могут представлять собой приемопередатчики.In alternative embodiments, one or both of the transmitter in the annulus A and the receiver below the packer element may be transceivers.

В настоящем варианте осуществления клапан 40 пластоиспытателя и циркуляционный клапан 41 предусмотрены раздельно. В альтернативных вариантах осуществления клапан 40 пластоиспытателя содержит циркуляционный клапан 41.In the present embodiment, the test valve 40 and circulation valve 41 are provided separately. In alternative embodiments, the test valve 40 includes a circulation valve 41.

Для определенных вариантов осуществления дополнительный аппарат (или компоненты аппарата) может быть добавлен к трубчатым элементам 14 и/или 18 для обеспечения резервирования при необходимости.For certain embodiments, additional apparatus (or apparatus components) may be added to tubular members 14 and/or 18 to provide redundancy if needed.

Хотя они изображены раздельно, приемник и программируемая система управления часто предусмотрены в одном и том же устройстве.Although they are shown separately, the receiver and programmable control system are often provided in the same device.

На фиг. 2a показан график зависимости давления от времени в кольцевом пространстве на интервале времени, когда на поверхность прикладывают давление и наблюдаются типичные изменения давления во время испытания скважины. Давление в начале (A) является результатом гидростатического давления текучей среды в кольцевом пространстве (обычно, кольцевом пространстве A). Сигнал главного управления отправляется в систему 46 управления, связанную с передатчиком 44, для введения скважинного аппарата 10 в режим испытания скважины (закрытый по умолчанию/при отказе режим), который выполнен с возможностью перекрывания клапана 30, если в кольцевом пространстве имеет место недостаточное давление. Таким образом, на участке (A) клапан 30 остается закрытым, поскольку в кольцевом пространстве имеет место недостаточное давление. Затем давление в кольцевом пространстве повышают на приблизительно 1000 фунтов/кв. дюйм (B), и давление в кольцевом пространстве закрывают. Повышенное давление в кольцевом пространстве выявляют с помощью датчика давления 42, и программируемая система 36 управления определяет, что величина давления достаточна для открытия клапана 30. Соответственно, она отправляет сигнал посредством передатчика 44 на приемник 34 под элементом 20 пакера, указывающий клапану 30 открыться.In FIG. 2a is a plot of pressure versus time in the annulus over the time interval when pressure is applied to the surface and typical pressure changes are observed during well testing. The pressure at the start (A) is the result of the hydrostatic pressure of the fluid in the annulus (typically, annulus A). A master control signal is sent to the control system 46 associated with the transmitter 44 to put the downhole tool 10 into a well test mode (default closed/failure mode) which is configured to close the valve 30 if there is insufficient pressure in the annulus. Thus, in section (A), valve 30 remains closed because there is insufficient pressure in the annulus. The annulus is then pressurized by approximately 1000 psi. inch (B), and the annular pressure is closed. An overpressure in the annulus is detected by pressure sensor 42 and programmable control system 36 determines that the pressure is sufficient to open valve 30. Accordingly, it sends a signal via transmitter 44 to receiver 34 below packer member 20 instructing valve 30 to open.

Поток текучих сред через скважины дополнительно повышает температуру в кольцевом пространстве и, тем самым, давление в кольцевое пространство (C) на приблизительно 100-200 фунтов/кв.дюйм. Однако скважина по-прежнему работает надлежащим образом и данное дополнительное изменение (C) не указывает на характерное изменение давления; вместо этого оно является давлением, ожидаемым во время такой операции.The flow of fluids through the wells further increases the temperature in the annulus and thus the pressure in the annulus (C) by about 100-200 psi. However, the well is still performing well and this additional change (C) does not indicate a characteristic change in pressure; instead, it is the pressure expected during such an operation.

Для предотвращения чрезмерного повышения давления в кольцевом пространстве оператор обычно будет контролируемо стравливать некоторую часть давления из кольцевого пространства, что приведет к падению давления (D). За этим следует ряд повышений давления, вызванных нагреванием кольцевого пространства посредством добываемых текучих сред; и падений давления, вызванных контролируемым стравливанием давления в кольцевом пространстве для предотвращения чрезмерного давления.To prevent excessive pressure buildup in the annulus, the operator will typically release some of the pressure from the annulus in a controlled manner, resulting in a pressure drop (D). This is followed by a series of pressure increases caused by heating of the annulus by the produced fluids; and pressure drops caused by controlled depressurization of the annulus to prevent overpressure.

Характерное изменение давления представляет собой изменение давления, которое может быть отличимо от обычных ожидаемых изменений давления, таких как показанные на фиг. 2a, после открытия клапана 30 (B).A characteristic pressure change is a pressure change that can be distinguished from normal expected pressure changes such as those shown in FIG. 2a after valve 30 (B) has been opened.

На фиг. 2b возникают те же изменения давления на участках от (A) до (D), и дополнительно на участке (E) возникает большее и характерное падение давления, ясно отличимое от относительно малых колебаний давления после участка C. На участке (E) датчик давления 42 выявит падение давления, и система 46 управления определит, что в кольцевом пространстве A имеет место недостаточное давление. В таких обстоятельствах она может быть запрограммирована на прекращение отправки сигнала открытия на приемник 34 под элементом 20 пакера посредством передатчика 44. Программируемая система 36 управления под пакером может быть запрограммирована на закрытие клапана 30 при продолжительном отсутствии такого сигнала.In FIG. 2b, the same pressure changes occur in sections (A) to (D), and additionally in section (E) a larger and characteristic pressure drop occurs, clearly distinguishable from the relatively small pressure fluctuations after section C. In section (E), pressure sensor 42 will detect a pressure drop and the control system 46 will determine that there is insufficient pressure in the annulus A. In such circumstances, it can be programmed to stop sending an open signal to the receiver 34 below the packer element 20 via the transmitter 44. The programmable control system 36 below the packer can be programmed to close the valve 30 if there is no such signal for an extended period.

Дополнительно или альтернативно система 46 управления может отправлять положительный сигнал закрытия в программируемую систему 36 управления клапана 30 посредством передатчика 44 и приемника 34.Additionally or alternatively, control system 46 may send a positive close signal to programmable control system 36 of valve 30 via transmitter 44 and receiver 34.

На фиг. 2c показан один пример применения ключевой последовательности давления. Повышения и снижения давления накладываются на давление в кольцевом пространстве, и такая последовательность представляет собой характерное изменение давления и может быть ясно отличима от изменений, показанных на фиг. 2a после участка C. Высота пиков, их длительность и частота могут быть изменены для кодирования данных.In FIG. 2c shows one example of applying a pressure key sequence. The rises and falls of pressure are superimposed on the pressure in the annulus, and such a sequence represents a characteristic change in pressure and can be clearly distinguished from the changes shown in FIG. 2a after section C. The height of the peaks, their duration and frequency can be changed to encode the data.

Данные также могут быть закодированы, например, с применением времени (f) между последовательными пиками и высоты (h) пиков. Таким образом, данное характерное изменение давления может управ- 17 041661 лять клапаном, таким как запорный клапан 30, под кольцевым барьером, таким как элемент 20 пакера.The data may also be encoded, for example, using the time (f) between successive peaks and the height (h) of the peaks. Thus, this characteristic pressure change may drive a valve, such as check valve 30, below an annular barrier, such as packer member 20.

Другой пример показан на фиг. 2d, на которой давление наращивается ступенчато, и данная последовательность представляет собой характерное изменение давления. Информация может быть закодирована аналогичным образом. Возможны многие другие варианты, такие как раскрытые в документе US 5273112, раскрытие которого включено в настоящий документ посредством ссылки во всей его полноте, и особенно в отношении фиг. 5-10 в нем и связанного с ними описания.Another example is shown in FIG. 2d, where the pressure builds up in steps, and this sequence represents a characteristic change in pressure. Information can be encoded in a similar way. Many other variations are possible, such as those disclosed in US Pat. No. 5,273,112, the disclosure of which is incorporated herein by reference in its entirety, and especially with respect to FIG. 5-10 in it and the associated description.

На фиг. 3 показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. Если элементы являются такими же, как в первом варианте осуществления, они обозначены тем же номером, однако впереди ставится цифра 1. Эти элементы не будут снова подробно описаны ниже.In FIG. 3 shows an alternative embodiment of the present invention. If the elements are the same as in the first embodiment, they are indicated by the same number, however, the number 1 is put in front. These elements will not be described in detail again below.

В данном варианте осуществления предусмотрен пакер 119, содержащий элемент 120 пакера, верхний трубчатый элемент 128 пакера и нижний трубчатый элемент 126 пакера. Динамическое уплотнение 122 расположено внутри полированного приемного гнезда 124 верхнего трубчатого элемента 128 пакера над элементом 120 пакера.In this embodiment, a packer 119 is provided, comprising a packer element 120, an upper packer tubular 128, and a lower packer tubular 126. The dynamic seal 122 is located within the polished receptacle 124 of the upper tubular packer member 128 above the packer member 120.

Внутренний диаметр элемента 120 пакера образует внутреннее отверстие 121 пакера 119.The inner diameter of the packer element 120 defines the inner opening 121 of the packer 119.

Циркуляционный клапан 141 расположен в верхнем трубчатом элементе 118. Циркуляционный клапан 141 содержит циркуляционный канал 143 между продольным отверстием верхнего трубчатого элемента 118 и скважиной 116. С циркуляционным клапаном 141 соединен беспроводной приемопередатчик, такой как электромагнитный или акустический приемопередатчик 144, и система 146 управления. Система 146 управления обеспечивает электронное блокирование для предотвращения одновременного открытия циркуляционного клапана 141 и запорного клапана 130. Клапаны могут представлять собой клапаны однократного или многократного действия. Электронный механизм 133 управления содержит беспроводной приемник 134 и программируемую систему 136 управления. Беспроводной приемник 134 соединен с запорным клапаном 130.The circulation valve 141 is located in the upper tubular element 118. The circulation valve 141 includes a circulation channel 143 between the longitudinal opening of the upper tubular element 118 and the well 116. Connected to the circulation valve 141 is a wireless transceiver, such as an electromagnetic or acoustic transceiver 144, and a control system 146. The control system 146 provides an electronic interlock to prevent circulation valve 141 and check valve 130 from simultaneously opening. The valves may be single acting or multiple acting. The electronic control mechanism 133 includes a wireless receiver 134 and a programmable control system 136. The wireless receiver 134 is connected to the check valve 130.

Скважинный аппарат 110 дополнительно содержит держатель 160 инструмента над циркуляционным клапаном 141 в верхнем трубчатом элементе 118. Держатель 160 инструмента содержит беспроводной приемопередатчик, такой как электромагнитный или акустический приемопередатчик 162. Держатель 160 инструмента также содержит датчик давления 163, соединенный с приемопередатчиком 162. При эксплуатации поток теплых текучих сред через колонну для ИПТ вызывает ее тепловое расширение, а применение статического уплотнения между колонной для ИПТ и пакером может привести к сжатию между ними.The downhole tool 110 further includes a tool holder 160 above the circulation valve 141 in the upper tubular member 118. The tool holder 160 includes a wireless transceiver, such as an electromagnetic or acoustic transceiver 162. The tool holder 160 also includes a pressure transducer 163 coupled to the transceiver 162. In operation, the flow warm fluids through the IPT string causes thermal expansion, and the application of a static seal between the IPT string and the packer can cause compression between them.

Кроме того, поток холодных текучих сред (например, добываемых газ или текучие среды, вводимые с поверхности) через колонну для ИПТ может вызывать сжатие колонны для ИПТ, а применение статического уплотнения между колонной для ИПТ и пакером может привести к чрезмерному натяжению между ними. Применение динамического уплотнения вместо статического уплотнения обеспечивает некоторую степень подвижности между колонной для ИПТ и пакером для противодействия тепловому расширению, вызванному теплыми текучими средами, и сжатию, вызванному холодными текучими средами.In addition, the flow of cold fluids (eg, produced gas or fluids injected from the surface) through the IPT string can cause compression of the IPT string, and the application of a static seal between the IPT string and the packer can result in excessive tension between the two. The use of a dynamic seal instead of a static seal provides some degree of mobility between the IPT string and the packer to resist thermal expansion caused by warm fluids and contraction caused by cold fluids.

Динамические уплотнения являются менее жесткими и могут быть относительно просто повреждены в сравнении со статическими уплотнениями. Таким образом, несмотря на то, что они могут обеспечивать гибкость в противодействии движению колонны, они по своей природе менее надежные, и существует более высокий риск создания путей протечки.Dynamic seals are less rigid and can be damaged relatively easily compared to static seals. Thus, while they may provide flexibility in resisting column movement, they are inherently less reliable and there is a higher risk of creating leak paths.

Преимущество настоящего изобретения состоит в том, что в случае выхода из строя динамического уплотнения 122, клапан 130 под элементом 120 пакера изолирует динамическое уплотнение 122, тогда как клапан 140 над динамическим уплотнением 122 - нет. Поток текучей среды останавливается, не достигая динамического уплотнения 122, тем самым изолируя более вероятный путь протечки.An advantage of the present invention is that in the event of failure of the dynamic seal 122, the valve 130 below the packer element 120 isolates the dynamic seal 122, while the valve 140 above the dynamic seal 122 does not. Fluid flow is stopped before reaching dynamic seal 122, thereby isolating a more likely leak path.

В альтернативных вариантах осуществления система 146 управления расположена в держателе 160 инструмента. В эксплуатационной скважине также обеспечено преимущество, состоящее в обеспечении возможности изоляции и управления скважиной под пакером без необходимости глушения скважины перед извлечением уплотнений пакера и верхнего трубчатого элемента 118 из скважины.In alternative embodiments, the control system 146 is located in the tool holder 160. The production well also has the advantage of being able to isolate and control the well below the packer without having to kill the well before removing the packer seals and upper tubular 118 from the well.

На фиг. 4a показан дополнительный вариант осуществления настоящего изобретения. Если элементы являются такими же, как в предыдущих вариантах осуществления, они обозначены тем же номером, однако впереди ставится цифра 2. Эти элементы не будут снова подробно описаны ниже.In FIG. 4a shows a further embodiment of the present invention. If the elements are the same as in the previous embodiments, they are indicated by the same number, however, the number 2 is put in front. These elements will not be described in detail again below.

В данном варианте осуществления предусмотрена скважина 216 со скважинным аппаратом 210, который содержит верхний пакер 219a и нижний пакер 219b, оба из которых находятся под клапаном 240 пластоиспытателя.In this embodiment, a well 216 is provided with a tool 210 that includes an upper packer 219a and a lower packer 219b, both of which are below the test valve 240.

Верхний пакер 219a содержит элемент 220a верхнего пакера, нижний трубчатый элемент 226a пакера и верхний трубчатый элемент 228a пакера. Нижний пакер 219b содержит элемент 220b нижнего пакера, нижний трубчатый элемент 226b пакера и верхний трубчатый элемент 228b пакера.The upper packer 219a includes an upper packer element 220a, a lower packer tubular 226a, and an upper packer tubular 228a. The lower packer 219b includes a lower packer member 220b, a lower packer tubular 226b, and an upper packer tubular 228b.

В настоящем варианте осуществления верхний пакер 219a представляет собой временный/извлекаемый пакер, тогда как нижний пакер 219b представляет собой постоянный пакер.In the present embodiment, the top packer 219a is a temporary/retrievable packer while the bottom packer 219b is a permanent packer.

Скважинный аппарат 210 также содержит подвеску 229 потайной колонны, которая является частью узла подвески потайной колонны, на которую может быть подвешена потайная колонна 212a обсадной трубы.The downhole tool 210 also includes a liner hanger 229, which is part of the liner hanger assembly from which the liner string 212a can be hung.

- 18 041661- 18 041661

Верхний трубчатый элемент 218 и нижний трубчатый элемент 214 не являются неразрывными, что приводит к зазору между верхним трубчатым элементом 218 и нижним трубчатым элементом 214. Беспроводной ретранслятор (не показан) может быть предусмотрен в зазоре между верхним трубчатым элементом 218 и нижним трубчатым элементом 214 для ретрансляции данных. Клапан 230 по-прежнему предусмотрен под верхним пакером 219a вместе с электронным механизмом 233 управления, хотя и не в контакте с ним.The upper tubular 218 and the lower tubular 214 are not continuous, resulting in a gap between the upper tubular 218 and the lower tubular 214. A wireless repeater (not shown) may be provided in the gap between the upper tubular 218 and the lower tubular 214 to data relay. The valve 230 is still provided below the top packer 219a along with the electronic control mechanism 233, although not in contact with it.

Преимущество такого варианта осуществления состоит в том, что может быть уменьшено количество и, соответственно, стоимость труб в скважине. В некоторых вариантах осуществления расстояние между верхним трубчатым элементом 218 и нижним трубчатым элементом 214 может составлять от нескольких сотен футов до нескольких тысяч футов.An advantage of such an embodiment is that the number and thus the cost of pipes in the well can be reduced. In some embodiments, the distance between the upper tubular 218 and the lower tubular 214 may be from several hundred feet to several thousand feet.

В дополнительных вариантах осуществления путь (пути) потока, такой как перфорационные отверстия, может присутствовать в обсадной трубе и прилегающем пласте между верхним пакером и нижним пакером. Путь (пути) потока может быть создан в любое время после бурения и заканчивания скважины. В альтернативных вариантах осуществления верхний трубчатый элемент и нижний трубчатый элемент являются неразрывными.In additional embodiments, a flow path(s), such as perforations, may be present in the casing and adjacent formation between the top packer and the bottom packer. The flow path(s) may be created at any time after drilling and completion of the well. In alternative embodiments, the upper tubular and the lower tubular are continuous.

В других вариантах осуществления верхний пакер может представлять собой постоянный пакер, а нижний пакер может представлять собой временный/извлекаемый пакер. В дополнительных вариантах осуществления как верхний, так и нижний пакеры могут представлять собой временные/извлекаемые пакеры, или же они оба могут представлять собой постоянные пакеры.In other embodiments, the upper packer may be a permanent packer and the lower packer may be a temporary/retrievable packer. In additional embodiments, both the top and bottom packers may be temporary/retrievable packers, or they may both be permanent packers.

На фиг. 4b показана скважина, подобная фиг. 4a, в которой элементы, являющиеся такими же, имеют те же обозначения. По сравнению с фиг. 4a, на фиг. 4b предусмотрен верхний запорный клапан 230a, верхний скважинный перфоратор 252a и каналы 254 для потока между элементом 220a верхнего пакера и элементом 220b нижнего пакера. Под элементом 220b нижнего пакера предусмотрены нижний запорный клапан 230b и нижний скважинный перфоратор 252b, эквивалентные запорному клапану 230 и скважинному перфоратору 252 в варианте осуществления по фиг. 4a.In FIG. 4b shows a well similar to FIG. 4a, in which elements that are the same have the same designations. Compared to FIG. 4a in FIG. 4b, an upper check valve 230a, an upper downhole gun 252a, and flow passages 254 between the upper packer element 220a and the lower packer element 220b are provided. Below the lower packer member 220b, a lower check valve 230b and a lower downhole gun 252b are provided, equivalent to the check valve 230 and downhole gun 252 in the embodiment of FIG. 4a.

Таким образом, в данном варианте осуществления предусмотрена скважина 216 с несколькими продуктивными интервалами со скважинным аппаратом 210, который содержит два элемента 220a, 220b пакера под клапаном 240 пластоиспытателя, который разделяет скважину на две секции. Первая секция содержит элемент 220a верхнего пакера, верхний запорный клапан 230a, верхний приемник 234a, верхний модуль 232a датчиков, верхний скважинный перфоратор 252a, верхние перфорационные отверстия 250a и каналы 254 для потока. Электронный механизм 233 а управления содержит верхний приемник 234a. Верхний приемник 234a соединен с верхним запорным клапаном 230a. Вторая секция содержит элемент 220b нижнего пакера, нижний запорный клапан 230b, нижний приемник 234b, нижний модуль 232b датчиков, нижний скважинный перфоратор 252b и нижние перфорационные отверстия 250b. Электронный механизм 233b управления содержит нижний приемник 234b. Нижний приемник 234b соединен с нижним запорным клапаном 230b.Thus, in this embodiment, a multi-zone well 216 is provided with a downhole tool 210 that includes two packer elements 220a, 220b under a test valve 240 that separates the well into two sections. The first section includes an upper packer member 220a, an upper check valve 230a, an upper receiver 234a, an upper sensor module 232a, an upper perforation gun 252a, upper perforations 250a, and flow channels 254. The electronic control mechanism 233a includes an upper receiver 234a. The top receiver 234a is connected to the top check valve 230a. The second section includes a lower packer element 220b, a lower check valve 230b, a lower receiver 234b, a lower sensor module 232b, a lower downhole gun 252b, and lower perforations 250b. The electronic control mechanism 233b includes a lower receiver 234b. The bottom receiver 234b is connected to the bottom check valve 230b.

Верхний трубчатый элемент 218 и нижний трубчатый элемент 214 являются неразрывными и соединены посредством элемента 220a верхнего пакера и элемента 220b нижнего пакера. Элемент 220a верхнего пакера является частью временного/извлекаемого пакера, тогда как элемент 220b нижнего пакера является частью постоянного пакера.The upper tubular element 218 and the lower tubular element 214 are inseparable and are connected by the upper packer element 220a and the lower packer element 220b. The top packer element 220a is part of the temporary/retrievable packer, while the bottom packer element 220b is part of the permanent packer.

Каналы 254 для потока расположены над элементом 220b нижнего пакера, а нижний запорный клапан 230b расположен под элементом 220b нижнего пакера. Преимущество таких вариантов осуществления состоит в том, что нижний запорный клапан 230b остается закрытым в скважине, если верхний пакер вытягивают из скважины.The flow channels 254 are located above the lower packer element 220b, and the lower check valve 230b is located below the lower packer element 220b. An advantage of such embodiments is that the lower check valve 230b remains closed in the well if the upper packer is pulled out of the well.

При эксплуатации во время испытания скважины, когда клапан находится в закрытом по умолчанию режиме, то есть режиме испытания скважины, это означает, что потеря давления в кольцевом пространстве A над клапаном 220a приведет к закрытию клапана. Как правило в режиме испытания скважины будет только один из двух запорных клапанов 230a, 230b. В начале последовательности испытания скважины верхние перфорационные отверстия 250a не присутствуют. В начале последовательности верхний запорный клапан 230a заблокирован в открытом положении, а нижний запорный клапан 230b переключен в режим испытания скважины. В скважине 216 затем обеспечивают поток через нижние перфорационные отверстия 250b и в нижний трубчатый элемент 214 через каналы 235b в нижнем запорном клапане 230b. Поток затем продолжается через нижний трубчатый элемент 214 к каналам 254 для потока, где он выходит из нижнего трубчатого элемента 214 и входит в скважину 216. Поток затем входит в нижний трубчатый элемент 214 через каналы 235a в верхнем запорном клапане 230a, прежде чем продолжить через клапан 240 пластоиспытателя и верхний трубчатый элемент 218 к поверхности. После определенного периода времени нижний запорный клапан 230b закрывают, и затем верхний скважинный перфоратор 252a создает верхние перфорационные отверстия 250a. Верхний запорный клапан 230a затем переключают в режим испытания скважины, и в скважине 216 обеспечивают поток через верхние перфорационные отверстия 250a. Поток затем продолжается вверх по каналам 235a.In operation during a well test, when the valve is in the default closed mode, ie the well test mode, this means that a loss of pressure in the annulus A above valve 220a will cause the valve to close. Typically, only one of the two check valves 230a, 230b will be in well test mode. At the beginning of the well test sequence, the upper perforations 250a are not present. At the beginning of the sequence, the upper check valve 230a is locked in the open position and the lower check valve 230b is switched to the well test mode. Well 216 then provides flow through the bottom perforations 250b and into the bottom tubular 214 via channels 235b in the bottom check valve 230b. Flow then continues through lower tubular 214 to flow channels 254 where it exits lower tubular 214 and enters well 216. Flow then enters lower tubular 214 through channels 235a in upper check valve 230a before continuing through the valve 240 of the formation tester and the upper tubular 218 to the surface. After a certain period of time, the lower check valve 230b is closed, and then the upper downhole gun 252a creates the upper perforations 250a. The top check valve 230a is then switched to a well test mode and the well 216 is provided with flow through the top perforations 250a. The flow then continues up the channels 235a.

Передатчик 244 отправляет прерывистый сигнал на верхний приемник 234a, который в свою очередь указывает верхнему запорному клапану 230a сохранять открытое положение. В некоторых вариан- 19 041661 тах осуществления сигнал, указывающий верхнему запорному клапану 230a сохранять открытое положение, ретранслируется посредством приемопередатчиков, расположенных на расстоянии друг от друга в скважине, например, на держателе 260 инструмента, передатчике 244 и верхнем запорном клапане 230a.Transmitter 244 sends an intermittent signal to upper receiver 234a, which in turn instructs upper check valve 230a to remain open. In some embodiments, a signal instructing the upper check valve 230a to remain open is relayed by transceivers spaced apart in the wellbore, such as on the tool holder 260, transmitter 244, and upper check valve 230a.

В некоторых вариантах осуществления нижний запорный клапан 230b выполнен с возможностью управления посредством сигналов от поверхностного устройства управления на поверхности. В дополнительных вариантах осуществления верхний запорный клапан 230a постоянно находится в режиме испытания скважины, а нижний запорный клапан 230b представляет собой обычный запорный клапан. Преимущество того, что верхний запорный клапан 230a постоянно находится в режиме испытания скважины, состоит в обеспечении закрытия всех зон в скважине с несколькими продуктивными интервалами.In some embodiments, the bottom check valve 230b is configured to be controlled by signals from a surface control device at the surface. In additional embodiments, the upper check valve 230a is constantly in well test mode and the lower check valve 230b is a conventional check valve. The advantage of keeping the upper check valve 230a constantly in the well test mode is to ensure that all zones in the well are closed over multiple production intervals.

Такие скважины с несколькими продуктивными интервалами с несколькими клапанами, которые могут закрываться, когда кольцевое пространство A (или любые кольцевые пространства, если подготовлено конкретное или несколько кольцевых пространств) теряет давление, являются значительно более эффективными в препятствовании протечкам, чем традиционные скважины только с одним клапаном, поскольку предусмотрено больше барьеров, и они ниже в скважине, для изоляции потенциальных путей протечки.Such wells with multiple reservoirs with multiple valves that can close when the A annulus (or any annulus if a specific or multiple annulus is prepared) loses pressure are significantly more effective at preventing leaks than traditional wells with only one valve. because there are more barriers and they are lower in the well to isolate potential leak paths.

В некоторых вариантах осуществления разрешена любая комбинация временных/извлекаемых пакеров и постоянных пакеров.In some embodiments, any combination of temporary/retrievable packers and permanent packers is permitted.

В других вариантах осуществления месторасположения каналов 254 для потока (ссылочные позиции для данного варианта осуществления относятся к эквивалентному элементу в варианте осуществления по фиг. 4b) и нижнего запорного клапана 230b поменяны местами. Таким образом, хотя нижний запорный клапан 230b находится над нижним пакером 220b, он по-прежнему управляет нижней секцией через трубчатый элемент 214. Преимущество такого расположения состоит в том, что нижний запорный клапан может быть извлечен при вытягивании верхнего пакера из скважины.In other embodiments, the locations of the flow passages 254 (reference numerals for this embodiment refer to the equivalent element in the embodiment of FIG. 4b) and the lower check valve 230b are reversed. Thus, although the lower check valve 230b is located above the lower packer 220b, it still controls the lower section through the tubular 214. The advantage of this arrangement is that the lower check valve can be removed when the upper packer is pulled out of the well.

В альтернативных вариантах осуществления поток из скважины 216 является смешанным, то есть добываемым из нескольких зон одновременно, вместо добычи из каждой зоны последовательно, как описано выше. В таких вариантах осуществления верхние перфорационные отверстия 250a и нижние перфорационные отверстия 250b присутствуют с самого начала последовательности испытания скважины. Последовательность начинается с потоком текучей среды в скважину 216 через нижние перфорационные отверстия 250b и в скважину 216 над пакером 220b, как описано выше. Текучие среды затем объединяются с какими-либо дополнительными текучими средами, входящими в скважину 216 из пласта через верхние перфорационные отверстия 250a с образованием смешанного потока. Смешанные текучие среды входят в нижний трубчатый элемент 214 через каналы 235a в верхнем запорном клапане 230a, затем продолжают течь сквозь клапан 240 и через верхний трубчатый элемент 218 к поверхности. В таких вариантах осуществления нижний запорный клапан 230b заблокирован в открытом положении, а верхний запорный клапан 230a находится в закрытом по умолчанию (при отказе) режиме испытания скважины. Альтернативно как верхний запорный клапан 230a, так и нижний запорный клапан 230b могут находиться в закрытом по умолчанию режиме испытания скважины.In alternative embodiments, the flow from well 216 is mixed, that is, produced from multiple zones simultaneously, instead of producing from each zone sequentially as described above. In such embodiments, upper perforations 250a and lower perforations 250b are present from the very beginning of the well test sequence. The sequence begins with fluid flow into well 216 through lower perforations 250b and into well 216 above packer 220b as described above. The fluids then combine with any additional fluids entering the well 216 from the formation through the top perforations 250a to form a mixed flow. Mixed fluids enter lower tubular 214 through channels 235a in upper check valve 230a, then continue to flow through valve 240 and through upper tubular 218 to the surface. In such embodiments, the lower check valve 230b is locked in the open position and the upper check valve 230a is in the default closed (failure) well test mode. Alternatively, both the upper check valve 230a and the lower check valve 230b may be in the default closed well test mode.

В других вариантах осуществления вместо создания перфорационных отверстий в обсадной трубе, может быть предусмотрена потайная колонна с щелевидными отверстиями для создания пути потока между обсадной трубой и прилегающим пластом. В скважинах с несколькими продуктивными интервалами потайные колонны с щелевидными отверстиями могут быть предусмотрены в одной или более секциях скважины, смежных с зонами, вместо перфорационных отверстий.In other embodiments, instead of creating perforations in the casing, a countersunk string with slotted holes may be provided to create a flow path between the casing and the adjacent formation. In wells with multiple pay intervals, slotted liner strings may be provided in one or more sections of the well adjacent to the zones instead of perforations.

В дополнительных вариантах осуществления один из двух запорных клапанов может быть в режиме испытания скважины во время ИПТ. В некоторых вариантах осуществления признаки, имеющие место в окружающей среде при испытании скважины, могут быть обеспечены в окружающей среде скважины при заканчивании добычи.In additional embodiments, one of the two check valves may be in well test mode during the PPT. In some embodiments, features present in the well test environment may be provided in the well environment at completion.

Таким образом, скважины с несколькими продуктивными интервалами могут быть использованы в качестве эксплуатационных скважин. Для таких вариантов осуществления кодированные импульсы давления в кольцевом пространстве могут быть применены для выбора потока из разных клапанов, управляющих добычей из разных зон.Thus, wells with multiple pay intervals can be used as production wells. For such embodiments, coded annulus pressure pulses may be used to select flow from different valves controlling production from different zones.

В альтернативных вариантах осуществления полированные седла на обсадной трубе или на потайной колонне вместе со связанными уплотнениями могут быть применены в качестве кольцевого барьера вместо элемента пакера.In alternative embodiments, polished saddles on a casing or liner, together with associated seals, may be used as an annular barrier in place of the packer element.

На фиг. 5 показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. Если элементы являются такими же, как в предыдущих вариантах осуществления, они обозначены тем же номером, однако впереди ставится цифра 3. Эти элементы не будут снова подробно описаны ниже.In FIG. 5 shows an alternative embodiment of the present invention. If the elements are the same as in the previous embodiments, they are indicated by the same number, however, the number 3 is put in front. These elements will not be described in detail again below.

В данном варианте осуществления предусмотрено заканчивание 316 эксплуатационной скважины и скважинный аппарат 310, содержащий подвеску 329 потайной колонны. Подвеска 329 потайной колонны (имеющая элемент пакера) является частью узла подвески потайной колонны, на которую может быть подвешена потайная колонна 314 (нижний трубчатый элемент) в колонне 312a обсадных труб. Скважинный аппарат 310 также содержит динамическое уплотнение 322. Динамическое уплотнение 322 расположено внутри полированного приемного гнезда 324 над подвеской 329 потайной колонны. Клапан 330In this embodiment, a production well completion 316 and a downhole tool 310 including a liner hanger 329 are provided. The liner hanger 329 (having a packer member) is part of the liner hanger assembly from which the liner 314 (lower tubular) in the casing string 312a can be hung. The downhole tool 310 also includes a dynamic seal 322. The dynamic seal 322 is located within the polished receptacle 324 above the liner hanger 329. Valve 330

- 20 041661 также предусмотрен в эксплуатационной скважине 316. Электронный механизм 333 управления содержит беспроводной приемник 334 и программируемую систему 336 управления. Беспроводной приемник- 20 041661 is also provided in the production well 316. The electronic control mechanism 333 includes a wireless receiver 334 and a programmable control system 336. Wireless receiver

334 соединен с клапаном 330.334 is connected to valve 330.

Клапан 330 может быть полезным, когда заканчивайте эксплуатационной скважины периодически останавливают для технического обслуживания или по другим причинам, таким как перекрывание скважины 316. Если скважину 316 закрывают по любой причине, изменения давления в коллекторе можно наблюдать под клапаном, и это может предоставить полезную информацию касательно коллектора. Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применены для закрытия скважины и отслеживания подобного поведения коллектора во время закрытия.The valve 330 may be useful when a production well is shut down periodically for maintenance or other reasons, such as shutting off the well 316. If the well 316 is closed for any reason, changes in reservoir pressure can be observed below the valve and this can provide useful information regarding collector. Thus, embodiments of the present invention can be applied to shut in a well and monitor similar reservoir behavior during a shut in.

Преимущество закрытия эксплуатационной скважины с помощью клапана 330, а не традиционного клапана, расположенного в фонтанной арматуре, состоит в том, что уменьшено влияние ствола скважины, что в свою очередь улучшит качество данных, собираемых из скважины.The advantage of shutting in a production well with a 330 valve rather than a traditional Xmas tree valve is that the influence of the wellbore is reduced, which in turn improves the quality of the data collected from the well.

Характерные изменения давления, указанные на фиг. 2a-2d, равным образом применимы для данного и последующих вариантов осуществления.The characteristic pressure changes indicated in Fig. 2a-2d are equally applicable to this and subsequent embodiments.

Беспроводной передатчик 362 расположен на верхнем трубчатом элементе 318 на держателе 360 инструмента, вместе с датчиком давления 363. Беспроводной передатчик 362, как правило, будет передавать сигнал с меньшей частотой по сравнению с вариантом осуществления системы ИПТ. Например, сигнал от передатчика 362 на беспроводной приемник 334 может передаваться один раз в час. Данный сигнал может представлять собой сигнал сохранения закрытого положения, и если такой сигнал не принят, то клапан 330 открывается. Таким образом, в данном варианте осуществления настоящего изобретения клапан 330 может быть запрограммирован на отклонение в открытое положение для поддержания потока текучих сред из скважины 316 в случае отказа связи. Например, клапан 330 может быть выполнен с возможностью открытия после определенного периода времени, такого как две недели, после его закрытия, если приемник 334 не получает каких-либо противоположных сигналов.The wireless transmitter 362 is located on the upper tubular member 318 on the tool holder 360, along with the pressure transducer 363. The wireless transmitter 362 will typically transmit at a lower frequency compared to an embodiment of the IPT system. For example, the signal from transmitter 362 to wireless receiver 334 may be transmitted once per hour. This signal may be a keep closed signal, and if such a signal is not received, the valve 330 opens. Thus, in this embodiment of the present invention, valve 330 can be programmed to swing open to maintain fluid flow from well 316 in the event of a communication failure. For example, valve 330 may be configured to open after a certain period of time, such as two weeks, after it is closed if receiver 334 does not receive any contrary signals.

Таким образом, для таких вариантов осуществления клапан 330 и связанные компоненты (например, датчики 332) могут быть использованы, как описано выше, для получения улучшенных данных из скважины 316. Более того, уменьшена угроза ненамеренного постоянного закрытия скважины 316 из-за неочевидного открытого по умолчанию режима.Thus, for such embodiments, valve 330 and associated components (e.g., sensors 332) can be used as described above to obtain improved data from well 316. mode default.

В некоторых вариантах осуществления датчик для определения параметров, указывающих на поток (не показан), соединен с клапаном 330. Если обнаружено, что поток является аномально большим, что указывает на неконтролируемый выпуск текучих сред из скважины 316, то программируемая система 336 управления, соединенная с клапаном 330, может дать указание клапану 330 закрыться.In some embodiments, a sensor for determining parameters indicative of flow (not shown) is connected to valve 330. If flow is detected to be abnormally high, indicating uncontrolled release of fluids from well 316, then programmable control system 336, coupled to valve 330 may instruct valve 330 to close.

Преимущество выполнения клапана с возможностью открытия после определенного периода времени состоит в том, что это не только обеспечивает открытый по умолчанию режим, но также обеспечивает определенный период времени для, например, проведения работ по техническому обслуживанию на скважине до ее открытия. В альтернативных вариантах осуществления может быть применен закрытый по умолчанию режим. В дополнительных вариантах осуществления клапан может быть выполнен с возможностью переключения между открытым по умолчанию режимом и закрытым по умолчанию режимом, в зависимости от фазы работы скважины. Это также отличается от традиционного подземного предохранительного клапана, который выполнен в виде закрытого по умолчанию клапана.An advantage of making the valve openable after a certain period of time is that it not only provides the default open mode, but also provides a certain period of time for, for example, maintenance work on the well prior to opening. In alternative embodiments, the default closed mode may be applied. In additional embodiments, the valve may be configured to switch between a default open mode and a default closed mode, depending on the phase of the well. This is also different from the traditional underground relief valve, which is designed as a closed valve by default.

Дополнительное преимущество настоящего варианта осуществления состоит в том, что не повышается угроза безопасности от скважины 316, поскольку клапан 330 может или будет предусмотрен вместе с традиционным подземным предохранительным клапаном. В некоторых вариантах осуществления клапан может выполнять функцию подземного предохранительного клапана и переключаться в закрытый по умолчанию режим. Это может происходить, если подземный предохранительный клапан выходит из строя, или вручную посредством связи с поверхности.An additional advantage of the present embodiment is that there is no increased safety hazard from well 316 because valve 330 can or will be provided in conjunction with a conventional subsurface safety valve. In some embodiments, the valve may function as a subsurface safety valve and switch to a default closed mode. This can happen if an underground relief valve fails, or manually via surface communication.

Клапаном 330 также можно управлять с помощью сигнала главного управления вместо сигналов от передатчика 362. Например, после заканчивания скважины 316 и до ее пуска в эксплуатацию, как правило, будет проведена оставшаяся работа на скважине 316, и будет установлен предохранительный клапан для пластов/клапан для изоляции пластов для предотвращения контакта текучих сред для управления давлением в скважине с пластом. Для определенных вариантов осуществления клапаны, такие как клапан 330, могут быть задействованы для выполнения функции предохранительного клапана для пластов.The valve 330 may also be controlled by a master control signal instead of signals from the transmitter 362. For example, after well 316 is completed and before it is put into production, the remaining work on well 316 will typically be performed and a reservoir relief valve/valve for isolating the formations to prevent contact of the pressure control fluids in the well with the formation. For certain embodiments, valves, such as valve 330, may be used to act as a reservoir relief valve.

Клапан 330 для такого варианта осуществления предпочтительно является извлекаемым. Более того, батарея (не показана) также может быть извлекаемой и заменяемой, необязательно с другими электронными устройствами, такими как беспроводное устройство управления.The valve 330 for such an embodiment is preferably retractable. Moreover, a battery (not shown) may also be removable and replaceable, optionally with other electronic devices such as a wireless controller.

На фиг. 6 показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. Если элементы являются такими же, как в предыдущих вариантах осуществления, они обозначены тем же номером, однако впереди ставится цифра 4. Эти элементы не будут снова подробно описаны ниже.In FIG. 6 shows an alternative embodiment of the present invention. If the elements are the same as in the previous embodiments, they are indicated by the same number, however, the number 4 is put in front. These elements will not be described in detail again below.

В предыдущих вариантах осуществления запорный клапан был предусмотрен под кольцевым барьером в форме элемента пакера. В данном варианте осуществления предусмотрена скважина 416 и скважинный аппарат 410, причем кольцевой барьер представляет собой верхнюю часть 472 зацементированной части 470, расположенной в кольцевом пространстве A.In previous embodiments, a check valve was provided below the annular barrier in the form of a packer element. In this embodiment, a wellbore 416 and a downhole tool 410 are provided, with the annular barrier being the top 472 of the cemented portion 470 located in the annulus A.

- 21 041661- 21 041661

Клапан 430 расположен в нижнем трубчатом элементе 414 под верхней частью 472 зацементированной части 470.The valve 430 is located in the lower tubular element 414 under the upper part 472 of the cemented part 470.

Скважинный аппарат 410 дополнительно содержит датчик давления 442, расположенный в кольцевом пространстве A над верхней частью 472 зацементированной части 470. Верхний трубчатый элемент 418 расположен над верхней частью 472 зацементированной части 470. Нижний трубчатый элемент 414 расположен под верхней частью 472 зацементированной части 470.The downhole tool 410 further includes a pressure transducer 442 located in annulus A above the top 472 of the cemented portion 470. The upper tubular 418 is located above the upper portion 472 of the cemented portion 470. The lower tubular 414 is positioned below the upper portion 472 of the cemented portion 470.

В качестве дополнения или альтернативы функциональным возможностям безопасности предыдущих вариантов осуществления, в данном варианте осуществления применяется ключевая последовательность давления, обеспечивающая характерное изменение давления, выявляемое датчиком давления 442, и связанная с беспроводным передатчиком 444 для управления клапаном 430 под кольцевым барьером/верхней частью 472 зацементированной части 470.As an addition or alternative to the safety functionality of the previous embodiments, this embodiment employs a key pressure sequence providing a characteristic pressure change detected by the pressure sensor 442 and associated with a wireless transmitter 444 to control the valve 430 under the annular barrier/the top 472 of the cemented portion 470.

В альтернативных вариантах осуществления зацементированная часть может не проходить до самой нижней части скважины и, таким образом, имеет нижний конец. В таких вариантах осуществления запорный клапан может быть расположен под нижним концом зацементированной части.In alternative embodiments, the cemented portion may not extend to the very bottom of the well and thus has a lower end. In such embodiments, a check valve may be located below the lower end of the cemented portion.

На фиг. 7 показан альтернативный вариант осуществления настоящего изобретения. Если элементы являются такими же, как в предыдущих вариантах осуществления, они обозначены тем же номером, однако впереди ставится цифра 5. Эти элементы не будут снова подробно описаны ниже.In FIG. 7 shows an alternative embodiment of the present invention. If the elements are the same as in the previous embodiments, they are indicated by the same number, however, the number 5 is put in front. These elements will not be described in detail again below.

В данном варианте осуществления предусмотрена скважина 516 и скважинный аппарат 510, содержащий наружную обсадную трубу 512a, имеющую наружный диаметр 7 дюймов, имеющую полированное седло 580 в нижней части 513a для приема трубчатых элементов 514, 518, имеющих наружный диаметр не более 5 ¹/₂ дюйма, и уплотнений 582. Верхний трубчатый элемент 518 и нижний трубчатый элемент 514 являются неразрывными.In this embodiment, a wellbore 516 and a downhole tool 510 is provided, comprising an outer casing 512a having an outer diameter of 7 inches, having a polished seat 580 in the lower part 513a for receiving tubular elements 514, 518 having an outer diameter of not more than 5 ^1/2 _inches , and seals 582. Upper tubular 518 and lower tubular 514 are inseparable.

Могут быть применены различные трубчатые элементы других размеров.Various tubular elements of other sizes can be used.

Преимущество применения полированного седла внутри обсадной трубы состоит в том, что диаметр ствола скважины в месте кольцевого барьера уменьшен на приблизительно четверть дюйма по сравнению с применением постоянного пакера, где диаметр ствола скважины в месте пакера обычно уменьшен на два или более дюймов. Таким образом, проще опустить оборудование сквозь обсадную трубу с полированным седлом по сравнению с опусканием через пакер.The advantage of using a polished seat inside the casing is that the borehole diameter at the annular barrier is reduced by about a quarter of an inch compared to using a permanent packer, where the borehole diameter at the packer is typically reduced by two or more inches. Thus, it is easier to run equipment through casing with a polished seat compared to running through a packer.

Внутренний диаметр наружной обсадной трубы 512a уменьшен в месте переводника 513, который имеет полированное седло уменьшенного диаметра на его внутренней поверхности 513a. Уплотнения 582 расположены между трубчатыми элементами 514, 518 диаметром 5,5 дюйма и нижней частью 513a наружной обсадной трубы 512a. Кольцевой барьер эффективно образован путем уменьшения внутреннего диаметра переводника 513 и уплотнений 582.The inner diameter of the outer casing 512a is reduced at the location of the sub 513, which has a reduced diameter polished seat on its inner surface 513a. Seals 582 are located between the tubular elements 514, 518 with a diameter of 5.5 inches and the lower part 513a of the outer casing 512a. The annular barrier is effectively formed by reducing the inside diameter of sub 513 and seals 582.

Клапан 530 расположен под уплотнениями 582.Valve 530 is located under seals 582.

На фиг. 7 вариант осуществления клапан 530 находится под полированным седлом 580, а не под верхней частью зацементированной части.In FIG. 7, the valve 530 is under the polished seat 580 and not under the top of the cemented portion.

Преимущество вариантов осуществления по фиг. 6 и 7 состоит в том, что клапаном можно управлять удаленно с помощью импульсов давления в кольцевом пространстве A.An advantage of the embodiments of FIG. 6 and 7 is that the valve can be controlled remotely by pressure pulses in the annulus A.

В альтернативном варианте осуществления уменьшение внутреннего диаметра обсадной трубы может проходить до конца колонны обсадных труб. В любом случае секция обсадной трубы меньшего диаметра и связанные уплотнения по-прежнему обеспечивают кольцевой барьер. Это также может быть полезным при одноствольном заканчивании добычи, поскольку любое потенциальное внутреннее ограничение находится на конце обсадной трубы.In an alternative embodiment, the reduction in the inside diameter of the casing may extend to the end of the casing string. In either case, the smaller diameter casing section and associated seals still provide an annular barrier. This can also be useful in single-bore production completions as any potential internal restriction is at the end of the casing.

Улучшения и изменения могут быть сделаны без отступления от объема настоящего изобретения. В вариантах осуществления, описанных выше, может быть предусмотрен ряд датчиков давления, расположенных на разных расстояниях друг от друга над элементом пакера, соединенных с передатчиком/передатчиками. Это обеспечивает резервирование, если нижние датчики давления не получают сигнал, например, из-за осаждения взвеси в утяжеленном буровом растворе.Improvements and changes can be made without departing from the scope of the present invention. In the embodiments described above, a number of pressure sensors may be provided, spaced apart from each other above the packer element, connected to the transmitter/transmitters. This provides redundancy if the downstream pressure transmitters are not receiving a signal, for example due to sedimentation in heavy mud.

В некоторых вариантах осуществления в ответ на сигналы управления запорный клапан может принимать промежуточное положение (положения) между полностью открытым и полностью закрытым положением. При эксплуатации, это заглушает поток текучей среды через него. Находясь в таких положениях, клапан по-прежнему может продолжать принимать сигналы к открытию или закрытию, если имеет место характерное изменение давления в кольцевом пространстве.In some embodiments, in response to control signals, the check valve may assume an intermediate position(s) between a fully open and fully closed position. In operation, this stifles the flow of fluid through it. While in these positions, the valve can still continue to receive signals to open or close if there is a characteristic pressure change in the annulus.

В дополнительных вариантах осуществления данные и/или сигналы управления могут быть ретранслированы между несколькими точками над элементом пакера беспроводным образом и/или с помощью проводов и между несколькими точками под элементом пакера беспроводным образом и/или с помощью проводов. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления передатчик и приемник имеют возможности приемопередатчика. Альтернативно вместо наличия раздельных передатчика и приемника, может быть предусмотрено одно устройство с возможностями приемопередатчика.In further embodiments, data and/or control signals may be relayed wirelessly and/or wired to multiple points above the packer element and wirelessly and/or wired to multiple points below the packer element. In addition, in some embodiments, the transmitter and receiver have transceiver capabilities. Alternatively, instead of having a separate transmitter and receiver, a single device with transceiver capabilities may be provided.

Хотя в изображенных вариантах осуществления показаны однорядные колонны и одноствольные заканчивания, могут быть применены варианты осуществления с многорядной колонной (например, скважины, законченные в двух горизонтах) или многоствольными скважинами. Скважины могут бытьAlthough the depicted embodiments show single strings and single-lateral completions, embodiments with multi-string strings (eg, wells completed in two horizons) or multilateral wells may be applied. Wells can be

--

Claims (21)

горизонтальными или наклонными, и ссылки на, например, нижний и т.п. равным образом применимы для горизонтальных скважин, и в таком контексте она означает дальше от поверхности скважины.horizontal or oblique, and links to, for example, the bottom, etc. apply equally to horizontal wells, and in this context it means further from the surface of the well. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1. Скважина (16), содержащая ствол скважины с верхним трубчатым элементом (18) и нижним трубчатым элементом (14) в нем, при этом каждый трубчатый элемент имеет продольное отверстие; и скважинный аппарат (10), содержащий кольцевой барьер (20), предусмотренный между стволом скважины или обсадной трубой (12a, 12b, 12c) внутри ствола скважины и верхним или нижним трубчатыми элементами таким образом, что верхний трубчатый элемент проходит от кольцевого барьера и над ним таким образом, что над кольцевым барьером между верхним трубчатым элементом и стволом скважины обеспечено кольцевое пространство, и нижний трубчатый элемент предусмотрен в стволе скважины под кольцевым барьером;1. Well (16), containing the wellbore with the upper tubular element (18) and the lower tubular element (14) in it, each tubular element has a longitudinal hole; and a downhole tool (10) comprising an annular barrier (20) provided between the wellbore or casing (12a, 12b, 12c) inside the wellbore and the upper or lower tubulars such that the upper tubular extends from the annular barrier and over therein such that an annular space is provided above the annular barrier between the upper tubular member and the wellbore, and the lower tubular member is provided in the wellbore below the annular barrier; датчик давления (42), подвергаемый давлению между верхним трубчатым элементом и стволом скважины и выполненный с возможностью выявления характерного изменения давления;a pressure sensor (42) subjected to pressure between the upper tubular member and the wellbore and configured to detect a characteristic change in pressure; электронный передатчик (44) над кольцевым барьером, соединенный с датчиком давления (42) физическим или беспроводным образом;an electronic transmitter (44) above the annular barrier connected to the pressure sensor (42) in a physical or wireless manner; систему (46) управления, выполненную с возможностью отправки сигнала управления посредством электронного передатчика (44);a control system (46) configured to send a control signal via an electronic transmitter (44); канал для прохождения потока, проходящий по меньшей мере через одно из продольного отверстия нижнего трубчатого элемента и канала в нижнем трубчатом элементе;a channel for passing the flow passing through at least one of the longitudinal holes of the lower tubular element and the channel in the lower tubular element; клапан (30), соединенный с нижним трубчатым элементом, причем клапан выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред через указанный канал для прохождения потока;a valve (30) connected to the lower tubular element, the valve being configured to allow or prevent the flow of fluids through said flow path; электронный механизм (33) управления под кольцевым барьером для управления клапаном, причем электронный механизм управления содержит электронное устройство связи с приемником (34), выполненным с возможностью приема сигнала управления от электронного передатчика для управления клапаном;an electronic control mechanism (33) under the annular barrier to control the valve, the electronic control mechanism comprising an electronic communication device with a receiver (34) configured to receive a control signal from an electronic transmitter to control the valve; при этом электронный передатчик и приемник представляют собой акустический передатчик и приемник или электромагнитный передатчик и приемник, и при этом в режиме закрытия система (46) управления выполнена с возможностью отправки, посредством электронного передатчика (44), сигнала для указания клапану (30) препятствовать потоку текучих сред через указанный канал для прохождения потока, когда датчик давления (42) выявляет характерное изменение давления.wherein the electronic transmitter and receiver are an acoustic transmitter and receiver or an electromagnetic transmitter and receiver, and in the closing mode, the control system (46) is configured to send, via the electronic transmitter (44), a signal to instruct the valve (30) to obstruct the flow fluids through the specified channel for the passage of the flow, when the pressure sensor (42) detects a characteristic change in pressure. 2. Скважина (16) по п.1, отличающаяся тем, что характерное изменение давления представляет собой падение давления.2. Well (16) according to claim 1, characterized in that the characteristic pressure change is a pressure drop. 3. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что в режиме открытия система (46) управления выполнена с возможностью отправки, посредством электронного передатчика (44), сигнала для указания клапану (30) обеспечить поток текучих сред через указанный канал для прохождения потока, когда датчик давления (42) выявляет характерное изменение давления.3. Well (16) according to any of the previous claims, characterized in that in the opening mode, the control system (46) is configured to send, by means of an electronic transmitter (44), a signal to instruct the valve (30) to ensure the flow of fluids through the specified channel to pass the flow when the pressure sensor (42) detects a characteristic change in pressure. 4. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что система (46) управления может быть выполнена с возможностью периодической отправки, посредством передатчика (44), стандартного сигнала на приемник (34), если не выявлено характерное изменение давления, причем в стандартном режиме и в отсутствие приема указанного периодического стандартного сигнала приемником в течение установленного периода времени, компонент скважинного аппарата (10) запрограммирован на отклонение клапана (30) либо для препятствования потоку, либо для обеспечения потока через канал для прохождения потока.4. Well (16) according to any of the previous paragraphs, characterized in that the control system (46) can be configured to periodically send, by means of the transmitter (44), a standard signal to the receiver (34), if no characteristic pressure change is detected, moreover, in the standard mode and in the absence of reception of the specified periodic standard signal by the receiver for a set period of time, the component of the downhole tool (10) is programmed to deflect the valve (30) either to obstruct the flow or to ensure flow through the flow passage channel. 5. Скважина (16) по п.4, отличающаяся тем, что в закрытом по умолчанию режиме и в отсутствие приема указанного стандартного сигнала приемником (34) в течение установленного периода времени клапан (30) отклоняется для препятствования потоку текучих сред через указанный канал для прохождения потока.5. The well (16) according to claim 4, characterized in that in the default closed mode and in the absence of reception of the specified standard signal by the receiver (34) for a set period of time, the valve (30) is deflected to prevent the flow of fluids through the specified channel for flow passage. 6. Скважина (16) по п.5, отличающаяся тем, что в закрытом по умолчанию режиме система (46) управления выполнена с возможностью периодической отправки, посредством передатчика (44), сигнала обеспечения потока на приемник (34); при этом он выполнен с возможностью прекращения отправки указанного сигнала обеспечения потока, когда датчик давления (42) выявляет характерное изменение давления.6. The well (16) according to claim 5, characterized in that in the default closed mode, the control system (46) is configured to periodically send, by means of the transmitter (44), a flow assurance signal to the receiver (34); wherein it is configured to stop sending said flow assurance signal when the pressure sensor (42) detects a characteristic change in pressure. 7. Скважина (16) по любому из пп.4-6, отличающаяся тем, что в открытом по умолчанию режиме и в отсутствие приема указанного стандартного сигнала приемником (34) в течение установленного периода времени клапан (30) отклоняется для обеспечения потока текучих сред через указанный канал для прохождения потока.7. Well (16) according to any one of claims 4 to 6, characterized in that in the open mode by default and in the absence of reception of the specified standard signal by the receiver (34) for a set period of time, the valve (30) is deflected to ensure the flow of fluids through the specified channel to pass the stream. 8. Скважина (16) по п.7, отличающаяся тем, что в открытом по умолчанию режиме система (46)8. Well (16) according to claim 7, characterized in that in the default open mode, the system (46) - 23 041661 управления выполнена с возможностью периодической отправки, посредством передатчика (44), сигнала препятствования потоку на приемник (34); при этом он выполнен с возможностью прекращения отправки указанного сигнала препятствования потоку, когда датчик давления (42) выявляет характерное изменение давления.- 23 041661 control is configured to periodically send, by means of the transmitter (44), a signal to obstruct the flow to the receiver (34); however, it is configured to stop sending said flow obstruction signal when the pressure sensor (42) detects a characteristic change in pressure. 9. Скважина (16) по любому из пп.4-8, отличающаяся тем, что по меньшей мере один дополнительный электронный передатчик (34) предусмотрен под кольцевым барьером (20), выполненный с возможностью отправки информации в область над кольцевым барьером, необязательно одновременно с отправкой передатчиком (44) стандартного сигнала на приемник (34), и при этом по меньшей мере один дополнительный электронный передатчик и стандартный сигнал от электронного передатчика необязательно независимо применяют по меньшей мере одно из акустического и электромагнитного средств связи.9. Well (16) according to any one of claims 4 to 8, characterized in that at least one additional electronic transmitter (34) is provided under the annular barrier (20), configured to send information to the area above the annular barrier, optionally simultaneously with the transmitter (44) sending a standard signal to the receiver (34), wherein at least one additional electronic transmitter and the standard signal from the electronic transmitter optionally independently use at least one of acoustic and electromagnetic means of communication. 10. Скважина (16) по п.9, отличающаяся тем, что дополнительно содержит по меньшей мере один датчик (32) под кольцевым барьером (20), подвергаемый условиям под кольцевым барьером на нижней стороне канала для прохождения потока, причем указанный по меньшей мере один датчик представляет собой по меньшей мере один из дополнительного датчика давления, датчика температуры, датчика потока и датчика положения, и при этом дополнительный электронный передатчик (34) выполнен с возможностью отправки по меньшей мере одной из информации, касающейся состояния клапана (30), и информации по меньшей мере от одного датчика в область над кольцевым барьером.10. The well (16) according to claim 9, characterized in that it further comprises at least one sensor (32) under the annular barrier (20) subjected to conditions under the annular barrier on the underside of the flow passage, said at least one sensor is at least one of an additional pressure sensor, a temperature sensor, a flow sensor and a position sensor, and wherein the additional electronic transmitter (34) is configured to send at least one of information regarding the state of the valve (30), and information from at least one sensor to the area above the annular barrier. 11. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что клапан (30) выполнен с возможностью работы в качестве скважинного клапана управления потоком в аппарате для испытания пласта на трубах.11. A well (16) according to any one of the preceding claims, characterized in that the valve (30) is configured to operate as a downhole flow control valve in a tubular formation tester. 12. Скважина (16) по любому из пп.1-10, отличающаяся тем, что представляет собой эксплуатационную скважину или нагнетательную скважину.12. A well (16) according to any one of claims 1 to 10, characterized in that it is a production well or an injection well. 13. Скважина (16) по п.12, отличающаяся тем, что аппарат (10) содержит по меньшей мере одно устройство, которое отслеживает параметры, которые указывают на расход через клапан (30), и при этом клапан выполнен с возможностью препятствования потоку текучих сред, если по меньшей мере одно устройство отслеживает, что заданный расход превышен.13. The well (16) according to claim 12, characterized in that the apparatus (10) contains at least one device that monitors parameters that indicate the flow through the valve (30), and the valve is configured to obstruct the flow of fluid environments, if at least one device monitors that the specified flow rate is exceeded. 14. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что давлением, действующим на датчик давления (42), можно управлять снаружи скважины.14. Well (16) according to any one of the preceding claims, characterized in that the pressure acting on the pressure sensor (42) can be controlled from outside the well. 15. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что клапан (30) является модернизированным.15. Well (16) according to any of the previous paragraphs, characterized in that the valve (30) is modernized. 16. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что клапан (30) может принимать множество промежуточных положений обеспечения потока для обеспечения функции штуцера по меньшей мере в одном из указанных промежуточных положений.16. A well (16) according to any one of the preceding claims, characterized in that the valve (30) can assume a plurality of intermediate flow positions to provide a choke function in at least one of said intermediate positions. 17. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что датчик давления (42) находится на расстоянии не более 1000 м, желательно не более 500 м, желательно не более 100 м или желательно не более 50 м над кольцевым барьером (20).17. Well (16) according to any of the previous paragraphs, characterized in that the pressure sensor (42) is located at a distance of not more than 1000 m, preferably not more than 500 m, preferably not more than 100 m or preferably not more than 50 m above the annular barrier ( 20). 18. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что дополнительно содержит циркуляционный клапан (41), расположенный в верхнем трубчатом элементе (18) и выполненный с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред между продольным отверстием верхнего трубчатого элемента и по меньшей мере частью кольцевого пространства, при этом необязательно датчик давления (42) соединен с циркуляционным клапаном физически и/или посредством по меньшей мере одной из электромагнитной и акустической передачи.18. The well (16) according to any of the previous paragraphs, characterized in that it further comprises a circulation valve (41) located in the upper tubular element (18) and configured to provide or prevent the flow of fluids between the longitudinal opening of the upper tubular element and along at least part of the annular space, optionally the pressure sensor (42) is connected to the circulation valve physically and/or through at least one of electromagnetic and acoustic transmission. 19. Скважина (16) по п.18, отличающаяся тем, что в режиме блокирования клапан (30), соединенный с нижним трубчатым элементом (14), и циркуляционный клапан (41) заблокированы таким образом, что два клапана не могут одновременно находиться в положении обеспечения потока.19. The well (16) according to claim 18, characterized in that in the blocking mode, the valve (30) connected to the lower tubular element (14) and the circulation valve (41) are blocked so that the two valves cannot be simultaneously in flow position. 20. Скважина (16) по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что содержит дополнительный канал для прохождения потока, проходящий по меньшей мере через одно из продольного отверстия нижнего трубчатого элемента (14) и канала в нижнем трубчатом элементе; и дополнительный клапан, соединенный с нижним трубчатым элементом, при этом дополнительный клапан выполнен с возможностью обеспечения или препятствования потоку текучих сред через указанный дополнительный канал для прохождения потока.20. Well (16) according to any one of the preceding paragraphs, characterized in that it contains an additional channel for the passage of the flow, passing through at least one of the longitudinal holes of the lower tubular element (14) and the channel in the lower tubular element; and an additional valve connected to the lower tubular element, wherein the additional valve is configured to allow or prevent the flow of fluids through said additional flow passage. 21. Способ эксплуатации скважины (16) по любому из предыдущих пунктов, включающий проведение испытания пласта на трубах, в котором после проведения испытания пласта на трубах извлекают верхний трубчатый элемент (18) из скважины, тогда как нижний трубчатый элемент (14) и клапан (30) оставляют в скважине.21. The method of operating a well (16) according to any one of the preceding claims, including performing a formation test on pipes, in which, after testing the formation on pipes, the upper tubular element (18) is removed from the well, while the lower tubular element (14) and the valve ( 30) are left in the well. --