Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали

Интеллектуальная система заканчивания скважины для скважин, пробуренных с большим отклонением от вертикали

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предпосылки создания изобретения

[1] В последние годы разработка и внедрение регуляторов притока (в дальнейшем «РП») увеличили производительность горизонтальных скважин и выработку запасов в новых и существующих углеводородных скважинах. Технология РП увеличила зону дренирования продуктивного пласта, уменьшила частотность возникновения водяных и/или газовых прорывов в скважину и увеличила общие дебиты добычи углеводородов.

[2] Однако в более протяженных горизонтальных скважинах с большим отклонением от вертикали постоянной трудностью является существование неоднородных профилей потока вдоль длины горизонтального участка, особенно по мере истощения скважины. В типичном случае эта проблема возникает в результате неоднородного перепада давления, приложенного к резервуару-пласту вдоль длины горизонтального участка, но также может быть результатом изменений давления в пластовом резервуаре и общей проницаемости углеводородного пласта. Неоднородные профили потока могут привести к преждевременному прорыву воды или газа, забиванию отверстий сетчатого фильтра и/или эрозии в скважинах, где осуществляется борьба с поступлением песка, и могут существенно уменьшить срок эксплуатации и производительность скважины. Аналогичным образом, то же явление в горизонтальной нагнетательной скважине, воздействующее в обратном порядке, может привести к неравномерному распределению закачиваемых флюидов, которые покидают участки пласта без вытеснения, что приводит к потере извлекаемых углеводородов.

[3] Дополнительные проблемы возникли вследствие продвижения в направлении увеличения глубин ствола скважины до, например, 40000 футов и больше. Скважины такой длины обычно называются скважинами, пробуренными с большим отклонением по вертикали. В общем случае заканчивание таких скважин для эффективной подготовки и эксплуатации оказалось затруднительным и может привести к тому, что самая удаленная дистальная область или «забой» горизонтального участка остается открытым или незаконченным. Любой участок ствола скважины, который остается незаконченным, представляет собой зону со сниженной эффективностью добычи. Кроме того, заканчивание таких скважин требует нескольких проходов колонн заканчивания различных конфигураций для подготовки пласта (например, введения кислоты), работ по освоению скважины и добычи.

[4] Поэтому существует потребность в системе заканчивания скважины и в способе для спуска системы заканчивания скважины, который не допускает неоднородных перепадов забойного давления, и при этом распространяется на дистальный конец ствола скважины и требует меньшего числа или даже одного спуска (спусков) насосно-компрессорной колонны.

Сущность изобретения

[5] В настоящем изобретении предлагается одно или более устройств для заканчивания ствола скважины. Устройство может включать трубчатый корпус, определяющий внутренний канал, один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока. Один или более инжекционных регуляторов притока может включать один или более первых обратных клапанов и/или дросселей в гидравлической связи с внутренним каналом, причем каждый первый обратный клапан или дроссель сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать через него из внутреннего канала в область ствола скважины и по существу блокировать обратный поток флюида через него. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может включать один или более вторых обратных клапанов или дросселей, соединенных с трубчатым корпусом, причем каждый второй обратный клапан или дроссель сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать через него из ствола скважины к внутреннему каналу и по существу блокировать обратный поток флюида через него.

[6] Устройство может быть системой заканчивания скважины для ствола скважины. Система заканчивания скважины может включать один или более дистальных участков заканчивания скважины, включая один или более инжекционных регуляторов притока и один или более эксплуатационных регуляторов притока. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать из внутренней части одного или более дистальных участков заканчивания скважины в область снаружи относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвратить обратный поток флюида через него. Один или более эксплуатационных регуляторов притока может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить флюиду протекать из наружной области относительно одного или более дистальных участков заканчивания скважины во внутреннюю часть одного или более дистальных участков заканчивания скважины и предотвратить обратный поток флюида через него. Система заканчивания скважины может также включать проксимальный участок заканчивания скважины, соединенный по меньшей мере с одним или более дистальных участков заканчивания скважины.

[7] Также предлагается способ для заканчивания ствола скважины. Способ может включать спуск одного или более дистальных участков заканчивания скважины в ствол скважины и спуск проксимального участка заканчивания скважины в ствол скважины с использованием насосно-компрессорной колонны после спуска одного или более дистальных участков заканчивания скважины. Способ также может включать соединение дистального конца насосно-компрессорной колонны с одним или более дистальных участков заканчивания скважины в стволе скважины.

Краткое описание чертежей

[8] Для того чтобы перечисленные характеристики были понятны, более детальное описание приведено ниже со ссылкой на один или более вариантов воплощения изобретения, часть из которых показана на прилагаемых чертежах. Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты воплощения изобретения и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку изобретение может допускать и другие, в равной степени эффективные, варианты воплощения.

Фиг.1 показывает иллюстративную систему заканчивания скважины в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.2 показывает иллюстративный участок заканчивания скважины в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.3 показывает другой иллюстративный участок заканчивания скважины с клапаном регулирования потока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.4 показывает участок заканчивания скважины с фиг.3 с клапаном регулирования потока в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.5 показывает иллюстративный регулятор притока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.6 показывает регулятор притока с фиг.5 в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.7 показывает другой вариант воплощения регулятора притока в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.8 показывает еще один вариант воплощения регулятора притока с регулятором притока в закрытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.9 показывает регулятор притока с фиг.8 в открытой конфигурации в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Фиг.10 показывает еще один вариант воплощения РП в соответствии с одним или более описанных вариантов воплощения изобретения.

Подробное описание изобретения

[9] Фиг.1 показывает систему 100 заканчивания скважины, размещенную в стволе 102 скважины в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Как показано, ствол 102 скважины может быть наклонным и содержать по существу вертикальную часть 104 и по существу горизонтальную часть 106. Также ствол 102 скважины может включать обсадную колонну 108; однако, в некоторых случаях, ствол 102 скважины или любая его часть (части) может оставаться необсаженным. Система 100 заканчивания скважины, в общем случае, включает один или более дистальных участков заканчивания скважины (показаны два участка: 110, 112) и по меньшей мере один проксимальный участок заканчивания скважины 114. Насосно-компрессорная колонна 116 может размещаться в стволе 102 скважины от поверхности (не показана), вниз по вертикальной части 104 и через один или более эксплуатационных пакеров 118, которые могут относиться к любому соответствующему типу механического и/или разбухающего пакера, расположенного в вертикальной части 104. Насосно-компрессорная колонна 116 может быть соединена с одним или более участков 110, 112, 114 заканчивания скважины и/или проходить, по меньшей мере частично, сквозь один или более этих участков заканчивания скважины. Насосно-компрессорная колонна 116 может быть соединена с проксимальным участком 114 заканчивания скважины и может быть сконфигурирована для спуска в ствол 102 скважины с ним. Каждый из следующих узлов: насосно-компрессорная колонна 116, дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины и проксимальный участок 114 заканчивания скважины, определяет внутренний канал 111, 113, 115, 117 соответственно. Когда система 100 заканчивания скважины полностью развернута, каждый из внутренних каналов 111, 113, 115, 117 может находиться в гидравлической связи друг с другом, допуская протекание флюида к поверхности и с поверхности через систему 100 заканчивания скважины.

[10] Каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины может включать трубчатый корпус 103, 105, который определяет его соответствующий внутренний канал 113, 115. Также каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины может включать один или более клапанов 128, 130, 132, 134 регулирования потока, которые сконфигурированы таким образом, чтобы разрешать или предотвращать протекание флюида из внутреннего канала 113, 115, в зависимости от того, открыты или закрыты клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока. Клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут первоначально открываться за счет сбрасывания шарика, стержня или другой конструкции в ствол скважины 102 и затем последовательно закрываться и/или открываться за счет толкателя или другого типа устройства приведения в действие, спускаемого на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе, что известно в рассматриваемой области техники. Дополнительно клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут быть приведены в действие дистанционно с помощью электрического сигнала, гидравлического сигнала, волоконно-оптических сигналов, беспроводной телеметрии, их сочетаний или другим подобным способом, или приведены в действие механически с помощью толкателя или устройства приведения в действие, спущенного на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе.

[11] Дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины также могут включать один или более эксплуатационных регуляторов притока («РП») и один или более инжекционных РП (не показаны), соединенных с трубчатыми корпусами 103, 105. Каждый из РП может включать один или более обратных клапанов или дросселей, сконфигурированных таким образом, чтобы позволить флюиду с заранее установленным перепадом давлений проходить в одну сторону через клапан, и, одновременно, по существу блокировать обратный поток флюида через него. Клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока могут управлять поступлением флюида на РП, допуская последовательную подготовку и/или эксплуатацию ствола 102 скважины для каждого ближайшего дистального участка 110, 112 заканчивания скважины. Также, поскольку как эксплуатационные, так и инжекционные РП могут быть включены в один дистальный участок 110, 112 заканчивания скважины, каждый такой дистальный участок 110, 112 заканчивания скважины может использоваться в инжекционных операциях, работах по освоению скважины и эксплуатационных операциях без необходимости извлечения и реконфигурации дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины. Дистальные участки 110, 112 заканчивания скважины также могут включать множество изоляционных пакеров 120, 122, 124, 126 с клапанами 128, 130, 132, 134 регулирования потока, расположенными, например, между смежными в осевом направлении изоляционными пакерами 120, 122, 124, 126, как это показано. Однако для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что интервалы между смежными в осевом направлении изоляционными пакерами 120, 122, 124, 126 могут включать один, ни одного или несколько клапанов 130, 132, 134, 138 регулирования потока.

[12] Каждый из дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины также может включать осевое соединение 136, 138, как показано, ближайшего осевого участка соответствующего дистального участка 110, 112 заканчивания скважины. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что один или более дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут не включать осевых соединений, в то время как другие могут включать два осевых соединения, если это необходимо. Каждое из осевых соединений 136, 138 может представлять собой резьбовое соединение, срезное соединение, втулковое соединение с седлом или без седла, или тому подобное, и может быть сконфигурировано таким образом, чтобы позволить дистальным участкам 110, 112 заканчивания скважины опускаться в ствол скважины 102 и размещаться в нем, и затем соединяться вместе один за другим. После размещения самого близкого дистального участка 112 заканчивания скважины и его соединения с оставшимся дистальным участком (участками) 110 заканчивания скважины, соединение 138 самого удаленного дистального участка 112 заканчивания скважины может быть сконфигурировано таким образом, чтобы соединиться с насосно-компрессорной колонной 116 и/или проксимальным участком 114 заканчивания скважины для дальнейшего 102 заканчивания ствола скважины.

[13] При более подробном рассмотрении проксимального участка 114 заканчивания скважины проксимальный участок 114 заканчивания скважины может включать трубчатый корпус 137 и один или более изоляционных пакеров (показаны четыре пакера: 140, 142, 144, 146), расположенных между корпусом 137 и обсадной колонной 108. Один или более клапанов регулирования потока (показаны четыре клапана: 148, 150, 152, 154) могут быть присоединены к корпусу 137 и могут располагаться в осевом направлении смежно с одним из изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146, например между их смежными парами. Несколько клапанов регулирования потока 148, 150,152, 154 могут размещаться между смежными парами изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146, и/или одна или более смежных пар изоляционных пакеров 140, 142, 144, 146 могут не содержать клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока, размещенных между ними.

[14] Клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы допустить или предотвратить поток флюида через них во внутренний канал 117 или из него, в зависимости от того, открыт или закрыт каждый из клапанов 148, 150, 152, 154. Электрооптический кабель и/или гидравлическая линия 156 управления могут размещаться вдоль насосно-компрессорной колонны 116 до проксимального участка 114 заканчивания скважины, обеспечивая дистанционное управление сверху механическим приведением в действие клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока за счет волоконно-оптических, электрических или гидравлических сигналов через кабель/линию 156. Однако в других вариантах воплощения изобретения клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы обеспечить приведение в действие за счет приема шарика, стержня или другого предмета, сброшенного с поверхности. Клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока также могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы обеспечить приведение в действие за счет применения толкателя или другого устройства приведения в действие (не показано), транспортируемого на тросе для работы в скважине, каротажном кабеле, гибкой трубе или трубе. Также клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы первоначально обеспечить приведение в действие за счет сбрасывания шарика, с последующими переключениями путем механического воздействия с использованием толкателя или путем дистанционного приведения в действие.

[15] Как и в случае дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины, проксимальный участок 114 заканчивания скважины может включать один или более эксплуатационных РП и один или более инжекционных РП (не показаны), соединенных с трубчатыми корпусами 103, 105 соответственно и находящихся в гидравлической связи с клапанами 148, 150, 152, 154 регулирования потока. Каждый из РП может включать один или более обратных клапанов и/или дросселей, которые сконфигурированы для обеспечения протекания флюида через них в одну сторону и, одновременно, по существу блокирования флюида из обратного потока через них. Соответственно, проксимальный участок 114 заканчивания скважины может использоваться для инжекционных операций, работ по освоению скважины и эксплуатационных операций без необходимости извлечения и повторных спусков проксимального участка 114 заканчивания скважины и/или насосно-компрессорной колонны 116. Если проксимальный и дистальный участки 110, 112, 114 заканчивания скважины включают как эксплуатационные, так и инжекционные РП, то система 100 заканчивания скважины может рассматриваться как заканчивание «за один спуск».

[16] Один или более дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут быть спущены в ствол 102 скважины раньше проксимального участка 114 заканчивания скважины и насосно-компрессорной колонны 116 и отдельно от них. Например, первый дистальный участок 110 заканчивания скважины может быть спущен в ствол 102 скважины с помощью бурильной колонны, гибкой трубы, канатно-кабельного подъемника или тому подобного устройства (не показано), которое затем извлекается. Такая труба, гибкая труба или тросы могут быть ограничены тем, насколько далеко в горизонтальную часть 106 они способны поместить первый дистальный участок 110 заканчивания скважины; соответственно, подъемник, как известно специалистам, может быть помещен в ствол 102 скважины и может захватить первый дистальный участок 110 заканчивания скважины и закончить его размещение. Затем подобным образом может опускаться второй дистальный участок 112 заканчивания скважины до тех пор, пока он не упрется в первый дистальный участок 110 заканчивания скважины. Второй дистальный участок 112 заканчивания скважины затем может быть соединен с первым дистальным участком 110 заканчивания скважины через соединение 136 таким образом, что внутренние каналы 113, 115 находятся в гидравлической связи друг с другом. Этот процесс можно повторять в отношении такого числа дополнительных дистальных участков заканчивания скважины (не показаны), какое потребуется. Затем для спуска проксимального участка 114 заканчивания скважины в ствол 102 скважины может использоваться насосно-компрессорная колонна 116. Далее дистальный конец проксимального участка 114 заканчивания скважины может быть соединен с проксимальным концом ближайшего дистального участка 112 заканчивания скважины, например, с помощью соединения 138.

[17] Все клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока проксимального участка 114 заканчивания скважины и клапаны 128, 130, 132, 134 регулирования потока дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут быть сконфигурированы для приведения в действие, например, за счет сбрасывания шарика, стержня или другой подобной конструкции. Однако, для простоты описания, такие конструкции, сконфигурированные для сбрасывания в ствол 102 скважины, будут, в общем, упоминаться здесь как «шарик» с пониманием того, что, как используемый здесь термин, «шарик» или «сбрасываемый шарик» может включать стержень или любую другую конструкцию, сбрасываемую в систему 100 заканчивания скважины для целей приведения клапана в действие. Соответственно, самый удаленный клапан регулирования потока 130 может быть сконфигурирован таким образом, чтобы позволить ему принять сбрасываемый шарик наименьшего диаметра, а следующий по удаленности наиболее удаленный клапан 128 регулирования потока конфигурируется таким образом, чтобы принять больший шарик, и так далее, причем каждый клапан 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока имеет размеры, позволяющие принять несколько меньший шарик, чем следующий (при перемещении от дальнего к ближнему). В других вариантах воплощения изобретения все шарики имеют по существу одинаковый диаметр.

[18] Соответственно, каждый клапан 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока может быть приведен в действие поочередно путем сбрасывания через насосно-компрессорную колонну 116 шариков постепенно возрастающего размера или путем сбрасывания через нее шариков одинакового размера. Однако клапаны 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут представлять собой смесь клапанов регулирования потока с механическим приведением в действие и клапанов регулирования потока, приводимых в действие за счет сбрасывания шарика. Например, клапаны 148, 150, 152, 154 регулирования потока проксимального участка 114 заканчивания скважины могут иметь механическое приведение в действие, в то время как клапаны регулирования потока 128, 130, 132, 134 дистальных участков 110, 112 заканчивания скважины могут приводиться в действие за счет сбрасывания шарика. Для специалистов, однако, понятно, что любое сочетание механизмов приведения в действие для клапанов 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока находится в пределах объема раскрытия изобретения. Также шарики или стержни для клапанов 148, 150, 152, 154 регулирования потока, приводимых в действие сбрасыванием шарика, могут возвращаться с обратным потоком на поверхность в процессе эксплуатации, или же шарики или стержни, которые пропускают поток снизу в направлении поверхности, могут оставаться в стволе 102 скважины. Кроме того, для обеспечения пропускания потока шарики или стержни могут извлекаться или измельчаться. Помимо этого шарики или стержни могут быть изготовлены из разлагающихся или растворяющихся материалов, которые могут разрушаться со временем при контакте с различными металлами или другими материалами, растворенными в воде или в других флюидах, такими как кальций, магний, их сочетание, различные другие сплавы, разрушающиеся в воде. Скорость, с которой шарик или стержень разрушается, может регулироваться путем выбора и состава материала, из которого изготавливается шарик или стержень и/или состава и концентрации разрушающего флюида. Фактически, один или более клапанов 128, 130, 132, 134, 148, 150, 152, 154 регулирования потока могут быть сконфигурированы таким образом, чтобы позволить принять шарик или стержень для первоначального открывания, и, в дальнейшем, могут открываться или закрываться с помощью других инструментов, таких как механическое применение толкателя и/или приведение в действие без вмешательства в работу скважины посредством гидравлики, электрического соединения или тому подобного.

[19] Фиг.2 показывает участок 200 заканчивания скважины в соответствии с одним или более вариантами воплощения изобретения. Участок 200 заканчивания скважины включает корпус, который включает трубчатое основание 202 и наружный корпус или втулку 204. Наружный корпус 204 может полностью располагаться вокруг основания 202 или только частично располагаться вокруг него. Изоляционные пакеры 203, 205 могут располагаться проксимально напротив осевых расширений основания 202, с выступающими из него наружу в радиальном направлении изоляционными пакерами 203, 205. Наружный корпус 204 также может быть соединен с изоляционными пакерами 203, 205 таким образом, что изоляционные пакеры 203, 205 соединяют наружный корпус 204 с основанием 202. Однако наружный корпус 204 может быть соединен непосредственно с основанием 202 с помощью, например, конструктивных опор или их эквивалента.

[20] Основание 202 может определять внутренний канал 207 в нем, которое может обеспечивать первичный путь движения флюида для участка 200 заканчивания скважины. Наружный корпус 204 может располагаться радиально в стороне от основания 202, определяя, таким образом, вторичный путь 206 движения флюида между ними. Также участок 200 заканчивания скважины может включать один или более клапанов 208 регулирования потока с механическим приведением в действие, соединенных с основанием 202, что обеспечивает, таким образом, селективный поток флюида между внутренним каналом 207 и вторичным направлением 206 потока. Клапан 208 регулирования потока может включать сборку 214 исполнительного устройства/датчика, которая соединена с поверхностью (не показана) через одну или более линий 210 управления и/или одну или более сигнальных линий 212. Сигнальная линия 210 может получать и посылать сигналы состояния с поверхности/на поверхность, а линии управления 210 могут обеспечивать электрический ток, гидравлический флюид или тому подобное для снабжения энергией с целью приведения в действие (т.е. открывания и закрывания) клапана 208 регулирования потока. Также сигнальная линия 210 и линия 212 управления могут проходить, по меньшей мере частично, через вторичный путь 206 движения флюида и по меньшей мере через один из изоляционных пакеров 203, 205, как это показано, например, через отверстия или другие конструкции для пропускания кабелей, как, в общем случае, известно специалистам.

[21] Обычно кольцевая область 228 может быть определена радиально с внешней стороны относительно наружного корпуса 204. Область 228 может быть определена на ее радиальной внешней стороне с помощью в общем случае цилиндрической конструкции 230, которая может представлять собой щелевой фильтр, сетчатый фильтр, гравийную или любую другую стенку, имеющуюся в стволе 102 скважины. Одно или более суживающихся средств (показаны восемь, но для облегчения ссылки пронумерованы только два из них: 224, 226) могут быть размещены с интервалами по оси вдоль наружного корпуса 204 для защиты цилиндрической конструкции 230 и отклонения протекающих в осевом направлении флюидов. Суживающиеся средства 224, 226 могут быть любыми суживающимися средствами, известными в рассматриваемой области техники, используемыми для отклонения осевого потока и/или защиты целостности конструкции 230 во время инжекции и/или эксплуатации.

[22] Участок 200 заканчивания скважины также может включать один или более инжекционных РП (показаны десять, но для облегчения ссылки пронумерованы только два из них: 216, 220), соединенных с наружным корпусом 204. Каждый из инжекционных РП 216, 220 может включать один или более обратных клапанов (не показаны), которые позволяют потоку флюида под заранее установленным давлением протекать в радиальном направлении наружу относительно вторичного пути 206 движения флюида через наружный корпус 204 и в область 228. Участок 200 заканчивания скважины может также включать один или более эксплуатационных РП (показаны десять из них, но для облегчения ссылки пронумерованы только два: 218, 222), соединенных с наружным корпусом 204. Каждый из эксплуатационных РП 218, 222 может включать один или более обратных клапанов (не показаны), которые позволяют потоку флюида под заранее установленным давлением протекать в радиальном направлении вовнутрь из области 228 через наружный корпус 204 и на вторичный путь 206 движения флюида.

[23] РП 216, 218, 220, 222 могут размещаться парами с одним эксплуатационным РП 218, 222 и одним инжекционным РП 216, 220 в каждой паре. По меньшей мере одна пара РП 216, 218 может размещаться между изоляционным пакером 203 и суживающимся средством 224. Также по меньшей мере одна пара РП 220, 222 может размещаться между смежными суживающимися средствами 224, 226. В некоторых вариантах воплощения изобретения на заданном интервале между любыми двумя смежными суживающимися средствами 224, 226 и/или на интервале между суживающимся средством 224 и пакером 203 может располагаться несколько пар РП 216, 218, 220, 222, только один (эксплуатационный или инжекционный) РП 216, 218, 220, 222 или ни одного из РП.

[24] Фиг.3 и 4 показывают другой вариант воплощения участка 200 заканчивания скважины в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Как показано, участок 200 заканчивания скважины может включать приводимый в действие шариком клапан 302 регулирования потока. Клапан регулирования потока 302 может быть соединен с основанием 202, например, в щели, отверстии или другом отверстии 306, заданном в основании 202. Также клапан 302 регулирования потока может включать пластину 304, которая может образовывать втулку и может перекрывать отверстие 306. Пластина 304 может быть приварена, припаяна, привинчена, составлять единое целое или может быть иным образом соединена с основанием 202 так, что между ними обеспечивается уплотнение. Пластина 304 может иметь отверстие 308, проходящее через нее и обеспечивающее гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем движения флюида 206.

[25] Клапан 302 регулирования потока также может включать вентильный элемент 310, способный перекрывать и уплотнять отверстие 308, закрывая, таким образом, клапан 302 регулирования потока, а при перемещении по меньшей мере частично открывать отверстие 308, открывая, таким образом, клапан 302 регулирования потока. Вентильный элемент 310 может представлять собой скользящую втулку 310, как показано. Соответственно, клапан 302 регулирования потока может определять углубление 311 в пластине 304. Втулка 310 может размещаться в углублении 311, чтобы избежать появления препятствия во внутреннем канале 207. Кроме того, углубление 311 на своих осевых концах может быть ограничено выступами 313, 315 пластины 304, которые могут ограничивать осевое перемещение втулки 310. Клапан 302 регулирования потока также может включать седло 312 шарика, выступающее в радиальном направлении вовнутрь относительно основания 202 во внутренний канал 207.

[26] Когда требуется открыть клапан 302 регулирования потока и, таким образом, обеспечить гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем 206 движения флюида, шарик 314 может быть спущен во внутренний канал 207, как показано на фиг.4. Шарик 314 может быть спущен, например, через насосно-компрессорную колонну 116 (фиг.1). Шарик 314 может войти в контакт с седлом 312 шарика и может образовать с ним герметичное уплотнение для флюида, блокируя, таким образом, поток флюида в дистальном направлении D через участок 300. Кинетическая энергия шарика 314, движущегося во флюиде во внутреннем канале 207, также как и последующее увеличение давления в канале 207, может заставить втулку 310 перемещаться в направлении D, ликвидируя уплотнение и открывая таким образом отверстие 308. Следовательно, клапан 302 регулирования потока можно открывать шариком 314, обеспечивая таким образом гидравлическую связь между внутренним каналом 207 и вторичным путем 206 движения флюида. Последующие инжекционные операции, работы по освоению скважины и/или процессы добычи можно затем проводить с использованием обратных клапанов 216, 218, 220, 222.

[27] Фиг.5 и 6 показывают иллюстративный РП 400 в соответствии с одним или более вариантов воплощения изобретения. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что РП 400 может быть сконфигурирован и применен для эксплуатационных, инжекционных операций и/или операций по освоению скважины, и использован в системах заканчивания скважины, такой как система 100 заканчивания скважины (фиг.1) или в других системах, и/или совместно с участком 200 заканчивания скважины (фиг.2-4). РП 400, в общем случае, включает кожух или «держатель» 402 с одним или более обратных клапанов (т.е. с «обоймой» обратных клапанов) 406, расположенных в нем. Для специалистов в рассматриваемой области техники понятно, что второй обратный клапан (не показан) может быть размещен в нижней (как показано) части держателя 402. Кроме того, держатель 402 определяет впускной канал 404 и выпускной канал 405, оба из которых могут проходить через держатель 402 и находиться в гидравлической связи с обратным клапаном 406. Впускной канал 404 также находится в гидравлической связи с главным путем 409 движения флюида, в то время как выпускной канал 405 находится в гидравлической связи с зоной 411, которая является внешней по отношению к держателю 402.

[28] Обратный клапан 406 может включать выпуск 412 в гидравлической связи с выпускным каналом 405 и впуск 410 в гидравлической связи с главным путем движения флюида 409 через впускной канал 404. Кроме того, обратный клапан 406 может включать седло 407 клапана и подвижный плунжер 414. Седло 407 клапана может быть расположено и сконфигурировано таким образом, чтобы плотно соединяться с внутренней стенкой 413 обратного клапана 406 так, что между ними создается уплотнение. Также седло 407 клапана может определять по меньшей мере часть впуска 410 через него. Плунжер 414 может включать, в общем случае, цилиндрический палец 418, выступающий из него и имеющий размеры, обеспечивающие плотное прилегание и подвижное размещение во впуске 410. Также между седлом 407 клапана и кольцевой поверхностью 420 плунжера 414 может быть размещено торцевое уплотнение 422. Соответственно, когда палец 418 входит во впуск 410, кольцевая поверхность 420 и седло 407 клапана могут образовывать герметичное уплотнение для флюида, например, с использованием торцевого уплотнения 422.

[29] Обратный клапан 406 также может включать смещающий элемент 424 (например, пружину), соединенный с плунжером 414. Смещающий элемент 424 может быть сжат таким образом, что его упругая деформация толкает плунжер 414 в направлении седла 407 клапана, обеспечивая, таким образом, устанавливаемое по умолчанию положение для плунжера 414, где плунжер 414 плотно садится в седло 407 клапана. В других вариантах воплощения изобретения смещающий элемент 424 с целью смещения плунжера 414 в направлении седла клапана 407 может растягиваться относительно его естественной длины, а не сжиматься. Также смещающий элемент 424 может включать несколько смещающих компонентов, каждый из которых находится в состоянии растяжения или сжатия. Здесь также предусматриваются другие смещающие элементы 424, такие как расширяемые отверстия, гидравлические/пневматические сборки и тому подобное.

[30] Углубление 421 может располагаться вокруг части плунжера 414, в то время как основание 416 плунжера 414 может создавать уплотнение со стенкой 413 обратного клапана 406. Также плунжер 414 может включать сквозное отверстие 423, располагающееся в радиальном направлении относительно углубления 421 и в осевом направлении - через плунжер 414. Кроме того, обратный клапан 406 может включать штуцер 426, расположенный, как показано, на нижнем по ходу потока конце сквозного отверстия 423. Штуцер 426 может представлять собой, например, суживающееся или суживающееся/расширяющееся сопло, которое обеспечивает, в общем случае, постоянную массовую скорость потока, несмотря на изменения давления в определенном диапазоне ниже по ходу потока относительно штуцера 426.

[31] В процессе эксплуатации, когда отсутствует положительный перепад давления между впуском 410 и выпуском 412 (т.е. выпуск 412 находится под таким же давлением, что и впуск 410, или под большим давлением), палец 418 может размещаться во впуске 410, и/или плунжер 414 может находиться в плотном соединении с седлом клапана 407. Таким образом, без заранее установленного перепада давления, обратный клапан 406 остается закрытым, предотвращая поток флюида через него, как показано на фиг.5.

[32] Однако, как показано на фиг.6, если давление флюида на главном пути 409 движения флюида возрастает, возникает положительный перепад давления (т.е. давление на впуске 10 больше, чем давление на выпуске 412) поперек плунжера 414. Таким образом, положительный перепад давления прикладывает к плунжеру 414 результирующую силу, противоположную силе, приложенной за счет смещающего элемента 424. При достижении заранее установленного уровня давления (т.е. требуемого инжекционного, пластового, эксплуатационного и т.д. давления) на впуске 410, усилие, прикладываемое результирующей силой, может оказаться достаточным для того, чтобы преодолеть усилие смещения, прикладываемое смещающим элементом 424, так что плунжер 414 может перемещаться назад относительно седла 407 клапана и может разрывать уплотнение между седлом клапана 207 и плунжером 414. Ког