Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине

Группа изобретений относится к системам заканчивания ствола и способам обработки нескольких зон горизонтальной скважины. Технический результат заключается в увеличении производительности при перемещении и определении местоположения колонны низа бурильной колонны в обозначенной зоне горизонтальной скважины. Система заканчивания ствола для нескольких зон горизонтальной скважины содержит кожух, имеющий по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха в обозначенной зоне горизонтальной скважины, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для его предотвращения; множество скважинных звеньев обсадной колонны, имеющих каждое одинаковую длину и проходящих каждое вниз скважины обозначенной зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины, при этом каждое из них соединено обоими концами с соединительными муфтами, имеющими углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; первую соединительную муфту, соединенную с первым концом первого короткого переводника, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и соединенную с первым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; и третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем длина снабженного окнами кожуха и длина первого короткого переводника обе составляют по меньшей мере на один метр меньше длины каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы так, что первый короткий переводник и снабженный окнами кожух обеспечивают две последовательные длины, которые при использовании локатора муфт обсадной колонны отличаются от длин множества скважинных звеньев обсадной колонны. 4 н. и 33 з.п. ф-лы, 11 ил.

 

Настоящее изобретение относится, в общем, к системе соединительных муфт или соединительных устройств и к способу использования соединительных муфт со скважинными инструментами в нефтяных и газовых скважинах и, конкретнее, к заканчиванию с оборудованием, снабженным окнами в комбинации с системой соединительных муфт и компоновкой низа бурильной колонны, которые можно использовать для гидроразрыва пласта скважин с несколькими продуктивными интервалами.

Заканчивание нефтяных и газовых скважин обычно выполняют после бурения стволов эксплуатационных нефтегазовых скважин. Часть процесса заканчивания включает в себя спуск компоновки скважинной обсадной колонны в скважину. Компоновка обсадной колонны может включать в себя многочисленные звенья труб обсадной колонны, скрепленные друг с другом переходными муфтами. Стандартная переходная муфта может являться, например, относительно коротким трубным изделием или кольцевой конструкцией с охватывающей резьбой на каждом конце для скрепления с концами снабженных вставной резьбой звеньев обсадной колонны. Компоновку скважинной обсадной колонны можно устанавливать в ствол скважины с использованием различных методик. Одна такая методика включает в себя заполнение цементом кольцевого пространства между стволом скважины и наружным диаметром обсадной колонны.

После установки обсадной колонны в стволе скважины можно проводить перфорирование и гидроразрыв пласта. В общем, перфорирование включает в себя создание сквозных отверстий, проходящих через скважинную обсадную колонну в пласт, с помощью общеизвестных устройств, таких как стреляющий перфоратор или пескоструйный перфоратор. После этого перфорированную зону можно гидравлически изолировать и выполнять гидроразрыв пласта для увеличения размера ранее выполненных отверстий в пласте. Проппант вводится в увеличенные отверстия для предотвращения их закрытия.

Совсем недавно разработаны методики, по которым перфорирование и гидроразрыв пласта выполняют с помощью колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Одна такая методика известна как способ гидроразрыва пласта с использованием кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы или сокращенно способ Act-Frac, раскрыт в US Patent №№ 6474419, 6394184, 6957701 и 6520255, каждый из которых полностью включен в данный документ в виде ссылки. Для осуществления на практике методик, описанных в вышеупомянутых патентах, рабочая колонна, которая включает в себя компоновку низа бурильной колонны ("КНБК"), в общем, остается в стволе скважины во время операции (операций) гидроразрыва пласта.

Один способ перфорирования, известный как технология пескоструйного перфорирования, включает в себя использование песчаной суспензии для струйного пробивания отверстий, проходящих через обсадную колонну и цемент в пласт скважины. Затем через отверстия можно проводить гидроразрыв пласта. Одной из проблем пескоструйного перфорирования является то, что песок от процесса перфорирования может оставаться в кольцевом пространстве ствола скважины и может потенциально мешать процессу гидроразрыва пласта. Поэтому в некоторых случаях может возникать необходимость промывки для удаления песка из ствола скважины, что может представлять собой долгий процесс, занимающий час или несколько часов на каждую зону добычи в скважине. Другой проблемой пескоструйного перфорирования является то, что большой объем текучей среды тратится для прорезания перфораций и как циркуляции для удаления излишней твердой фазы из скважины, так и перекачки текучей среды пескоструйного перфорирования и песка в зону до и во время обработки гидроразрыва. В промышленности требуются скважины с несколькими продуктивными интервалами, причем число зон в каждой скважине постоянно увеличивается и некоторые горизонтальные скважины могут иметь 40 зон или больше. Промывка для удаления песка из такого большого числа зон может значительно увеличивать время обработки, требовать чрезмерного расхода текучих сред и увеличивать стоимость. Чрезмерный расход текучих сред может также создавать экологические проблемы. Например, данный способ требует больших объемов перевозки, большего парка емкостей и отопления и, дополнительно, аналогичные требования возникают, когда текучую среду удаляют из скважины.

Методики заканчивания скважины, не включающие в себя перфорирование, известны в технике. Одна такая методика известна как заканчивание с необсаженным стволом в зоне забоя со сбросом шара. Вместо цементирования при заканчивании данная методика включает в себя спуск пакеров в необсаженный ствол в зоне забоя скважины при установке компоновки обсадной колонны. Компоновка обсадной колонны включает в себя переходные муфты с окнами. После установки обсадной колонны в скважине окна могут открываться при срабатывании скользящих муфт. Гидроразрыв пласта может затем выполняться через окна.

Для скважин с несколькими продуктивными интервалами используют компоновки переходных муфт с несколькими окнами в комбинации со скользящими муфтами. Скользящие муфты устанавливаются во внутреннем диаметре обсадной колонны и/или муфт и могут удерживаться на месте срезными штифтами. В некоторых вариантах конструктивного исполнения самая нижняя муфта может открываться гидравлически с приложением перепада давления к компоновке муфты. После установки обсадной колонны со снабженными окнами переходными муфтами гидроразрыв пласта выполняется в самой нижней зоне скважины. Данный способ может включать в себя использование гидравлически управляемых скользящих муфт в первой зоне для открытия окон и затем закачку текучей среды гидроразрыва в пласт через открытые окна в первой зоне. После гидроразрыва пласта в первой зоне в скважину сбрасывают шар. Шар ударяет по следующей муфте выше первой зоны, где выполнен гидроразрыв, и при этом открывает окна для гидроразрыва пласта второй зоны. После гидроразрыва пласта второй зоны второй шар, который немного больше первого шара, сбрасывают для открытия окон для гидроразрыва пласта третьей зоны. Данный процесс повторяют с использованием постепенно увеличивающихся шаров для открытия окон в каждой последовательно более близкой к устью зоне в скважине до проведения гидроразрыва во всех зонах. Вместе с тем, поскольку диаметр скважины является ограниченным, и приращение диаметра шаров обычно составляет четверть дюйма (6 мм), данный способ ограничен гидроразрывом пласта только в 11 или 12 зонах в скважине до достижения предельного диаметра шара. Кроме того, использование компоновок скользящих муфт и пакеров для установки скважинной обсадной колонны в данном способе может являться дорогостоящим. Дополнительно, компоновки скользящих муфт и шары могут значительно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны, что часто является нежелательным. По завершении гидроразрыва пласта для интенсификации притока часто требуется удалять шары и шаровые гнезда из обсадной колонны фрезерованием.

Другой способ, используемый в скважинах с необсаженным стволом в зоне забоя (в котором используют пакеры для крепления обсадной колонны в скважине), является аналогичным способу со сбросом шара при заканчивании с необсаженным стволом в зоне забоя, описанному выше, за исключением того, что вместо решения со сбросом шаров для открытия окон муфты подкомпоновок выполняют с возможностью механического открытия. Например, толкатель можно использовать для открытия и закрытия муфты для гидроразрыва пласта и/или других целей. Как и в описанном выше случае заканчивания, компоновки скользящих муфт и пакеры для установки скважинной обсадной колонны в данном способе могут являться дорогостоящими. Дополнительно, компоновка скользящих муфт может нежелательно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны. Кроме того, муфты подвержены отказам вследствие эрозии под действием высокоскоростной песчаной суспензии и/или песка, мешающего работе механизмов.

Другая методика для гидроразрыва пласта скважин без перфорирования раскрыта в заявке U.S. Patent Application № 12/826372 совместного рассмотрения под названием "JOINT OR COUPLING DEVICE INCORPORATING A MECHANICALLY-INDUCED WEAK POINT AND METHOD OF USE", зарегистрировано 29 июня 2010 г., на имя Lyle E. Laun, полностью включено в данный документ в виде ссылки.

Другие методики для гидроразрыва пласта скважин без перфорирования раскрыты в заявке U.S. Patent Applications № 12/842099 совместного рассмотрения под названием "BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF FRACTURING THEREWITH," зарегистрировано July 23, 2010 на имя John Edward Ravensbergen and Lyle Laun, and № 12/971932 под названием "MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION," зарегистрировано Dec. 17, 2010 на имя John Edward Ravensbergen - обе полностью включены в данный документ в виде ссылки.

Одной потенциальной проблемой при использовании гибкой насосно-компрессорной трубы в горизонтальной скважине является точное позиционирование КНБК на нужном месте в скважине для установки КНБК смежно с окнами гидроразрыва, обеспечивающими сообщение с зоной, подлежащей гидроразрыву пласта и/или обработке. При перемещении КНБК к верху обсадной колонны операторы, работающие с гибкой насосно-компрессорной трубой, часто полагаются на лист учета, указывающий длину звеньев обсадной колонны или трубных изделий, спускаемых в скважину. Операторы, работающие с гибкой насосно-компрессорной трубой, в общем, спускают КНБК на гибкой насосно-компрессорной трубе на дно забоя скважины и затем поднимают гибкую насосно-компрессорную трубу в обсадной колонне с использованием листа учета для указания звеньев обсадной колонны, соединительных муфт или соединений вдоль колонны обсадных труб. При подъеме КНБК вверх по колонне локатор муфт обсадной колонны ("CLL") используется для помощи в определении местоположения КНБК. Как известно специалисту в данной области техники, механический локатор муфт обсадной колонны входит в контакт профилем локации на стыках или соединениях между участками обсадной колонны или трубными участками, что требует от оператора увеличения силы подъема из скважины, когда локатор муфт обсадной колонны проходит через каждое соединение при перемещении КНБК к устью скважины.

Оператор использует лист учета в комбинации с подъемом локатора муфт обсадной колонны через каждое соединительное устройство для определения фактического местоположения КНБК. Вместе с тем выполненные во время установки обсадной колонны или насосно-компрессорной трубы записи глубины на листе учета могут являться неточными. Например, при создании листа учета может быть записана неправильная длина трубного изделия или звена обсадной колонны, что ведет к неточному определению текущего местоположения КНБК. Оператор может встречаться со стыком раньше, чем рассчитывает, что обуславливает остановку процесса оператором для определения фактического местоположения КНБК. Каждое такое определение может добавлять дополнительные часы к общему времени, требуемому для процесса обработки и/или обработки для интенсификации притока. Скважина обычно может иметь 15-20 зон обработки и/или обработки для интенсификации притока. Проблема неправильного листа учета для локации одной зоны может делать проблематичной локацию следующих зон в процессе работы. С проблемами локации нескольких зон в процессе обработки и/или интенсификации притока на нескольких продуктивных интервалах можно потратить много часов дополнительного времени и получить дополнительные расходы при проведении работ. Таким образом, улучшение достоверности данных при надлежащем определении местоположения КНБК дает большие выгоды при частоте отказов, по меньшей мере, 1 из 50 или даже лучше 1 из 100 для потенциальной минимизации общей стоимости работы.

Дополнительно, работающий с гибкой насосно-компрессорной трубой оператор может обнаруживать ложную индикацию на поверхности, создающую дополнительные ошибки определения фактического местоположения КНБК. Ложная индикация обуславливается увеличением усилия подъема из скважины без контакта локатора муфт обсадной колонны с профилем муфты. Ложная индикация может быть обусловлена несколькими факторами. Усилие подъема из скважины является функцией контактных усилий по длине гибкой насосно-компрессорной трубы и коэффициента трения. В горизонтальной скважине только участок гибкой насосно-компрессорной трубы находится в контакте со скважинной обсадной колонной вследствие спиральной или искривленной формы гибкой насосно-компрессорной трубы и ствола скважины. Поэтому ложная индикация, создаваемая изменениями усилия подъема из скважины, может быть обусловлена данными геометрическими изменениями и/или разницей между коэффициентами трения покоя и трения скольжения. Усилия подъема из скважины обычно больше усилия, требуемого для протаскивания локатора муфт обсадной колонны через профиль переходной муфты, и поэтому изменения являются достаточно большими для создания ложной индикации. Кроме того, песок в горизонтальной скважине вводит дополнительную переменную, которая может мешать перемещению КНБК и потенциально приводить к ложной индикации на поверхности.

Одним возможным путем ограничения ложного распознавания сигналов является увеличение усилия подъема из скважины, требуемого для протаскивания локатора муфт обсадной колонны через профиль муфты с помощью увеличения усилия на подпружиненных собачках на локаторе муфт обсадной колонны. Вместе с тем с увеличением силы подпружинивания собачек также увеличивается сила проталкивания, требуемая для спуска в скважину. При этом может становиться затруднительным проталкивание КНБК с локатором муфт обсадной колонны на дно забоя горизонтальной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе вследствие ограничения расчетного усилия проталкивания гибкой насосно-компрессорной трубой. Увеличение диаметра гибкой насосно-компрессорной трубы можно использовать для увеличения расчетного усилия проталкивания, но использование увеличенного диаметра гибкой насосно-компрессорной трубы также приводит к увеличению стоимости.

Интенсификация притока и/или обработка нескольких зон в скважине является долгой и дорогостоящей работой. Время, требуемое для обработки для интенсификации притока назначенных нескольких зон, потенциально увеличивается, если оператору повторно требуется тратить дополнительное время для определения фактического местоположения КНБК вместо получения возможности перемещаться напрямую в каждую зону и выполнять интенсификацию притока и/или обработку. Таким образом, весьма полезным является создание системы и/или способа, увеличивающего производительность при перемещении и определении местоположения КНБК в каждой зоне, назначенной для интенсификации притока и/или обработки.

Настоящее изобретение направлено на преодоление или, по меньшей мере, ослабление одной или нескольких из проблем, изложенных выше.

Ниже описана сущность изобретения для обеспечения понимания некоторых аспектов, раскрытых в данном документе. Данная сущность изобретения не является исчерпывающим обзором и не направлена на идентификацию ключевых или критических элементов изобретения или определения объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является заканчивание ствола для горизонтальной скважины, содержащее кожух, имеющий, по меньшей мере, одно окно, проходящее через кожух, и обеспечивающий гидравлическое сообщение внутреннего пространства с пространством снаружи. Окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения через окно и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения через окно. Система включает в себя первую соединительную муфту, соединяющуюся с первым концом первого короткого переводника. Первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, который соединен с гибкой насосно-компрессорной трубой. Система включает в себя вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и также соединенную с первым концом снабженного окнами кожуха. Вторая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны. Система включает в себя третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом кожуха. Третья соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны.

Система может включать в себя второй короткий переводник и четвертую соединительную муфту. Третья соединительная муфта соединяется с первым концом второго короткого переводника, и четвертая соединительная муфта соединяется со вторым концом второго короткого переводника. Четвертая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны. Первый короткий переводник, второй короткий переводник и кожух могут каждый иметь длину 8 метров или меньше. Первый и второй короткие переводники могут иметь длину приблизительно 1,8 метра, и кожух может иметь длину приблизительно 2,65 метра. Соединительные муфты могут, каждая, включать в себя соединения с высококачественной резьбой. Длина коротких переводников и снабженного окнами кожуха может быть приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно с окнами кожуха, когда локатор муфт обсадной колонны входит в контакт с первой соединительной муфтой, второй соединительной муфтой, третьей соединительной муфтой или четвертой соединительной муфтой.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является система заканчивания ствола для горизонтальной скважины, имеющая кожух, по меньшей мере, с одним окном, проходящим через кожух, которая селективно обеспечивает гидравлическое сообщение через окно с пространством снаружи кожуха. Система включает в себя первую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой с первым концом кожуха. Первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой. Система включает в себя вторую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой со вторым концом кожуха. Вторая соединительная муфта имеет углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является способ обработки нескольких зон в горизонтальной скважине, включающий в себя перемещение инструмента вверх по обсадной колонне к первой зоне и вход в контакт первой соединительной муфты с участком инструмента. Способ включает в себя протаскивание инструмента в первую соединительную муфту, что дает первую индикацию на поверхности. Способ включает в себя вход в контакт второй соединительной муфты с участком инструмента и протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту, что дает вторую индикацию на поверхности. Расстояние между первой и второй соединительными муфтами может составлять 8 метров или меньше. Способ включает в себя ввод в контакт третьей соединительной муфты и протаскивание инструмента в третью соединительную муфту, что дает третью индикацию на поверхности. Способ включает в себя обработку первой зоны.

Способ может дополнительно включать в себя позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны перед обработкой первой зоны. Позиционирование инструмента может включать в себя перемещение в первую соединительную муфту, вторую соединительную муфту или третью соединительную муфту и вход в контакт с ними. Перемещение в одну из соединительных муфт и вход в контакт с ней может устанавливать пакерный элемент инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной. Установка инструмента может альтернативно включать в себя перемещение инструмента для установки пакерного элемента смежно со снабженным окнами кожухом без входа в контакт с одной из соединительных муфт.

Способ может дополнительно включать в себя вход в контакт четвертой соединительной муфты с участком инструмента перед обработкой зоны и протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту, что дает четвертую индикацию на поверхности. Позиционирование инструмента может включать в себя перемещение инструмента под первую соединительную муфту, перемещение инструмента вверх для входа в контакт с первой соединительной муфтой, протаскивание инструмента через первую соединительную муфту и перемещение инструмента вверх для входа в контакт со второй соединительной муфтой. Индикация на поверхности, создаваемая протаскиванием в соединительные муфты, может являться индикацией усилия.

Способ может включать в себя перемещение инструмента во вторую зону после обработки первой зоны. Способ может повторяться для входа в контакт и протаскивания в соединительных муфтах для второй зоны, обеспечивая индикацию на поверхности. Вторую зону можно затем обрабатывать. Перед обработкой второй зоны инструмент может перемещаться и входить в контакт с одной из соединительных муфт для надлежащей установки инструмента для обеспечения обработки второй зоны.

Сущность изобретения поясняется на чертежах.

На фиг.1 показан участок заканчивания ствола скважины с цементированием.

На фиг.2 показан с увеличением вариант осуществления переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны, которые можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.3 показана с увеличением собачка локации, используемая в заканчивании ствола скважины фиг.1.

На фиг.4 показан участок варианта осуществления снабженной окнами переходной муфты, который можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.5 показано сечение варианта осуществления заканчивания ствола скважины с окнами в колонне, которое можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.6 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке заканчивания ствола скважины с окнами в колонне фиг.5.

На фиг.7 показан вариант осуществления конфигурации соединительных муфт, который может использоваться для установки КНБК в снабженной окнами переходной муфте или кожухе.

На фиг.8 показано сечение КНБК, установленной в снабженный окнами кожух.

На фиг.9 показано с увеличением сечение локатора муфт обсадной колонны, используемого для установки КНБК фиг.8.

На фиг.10 показано сечение варианта осуществления соединительной муфты, которая включает в себя зазор для локатора муфт обсадной колонны и может использоваться для локации КНБК в снабженном окнами кожухе.

На фиг.11 показан вариант осуществления конфигурации соединительных муфт, которые можно использовать для установки КНБК в снабженной окнами переходной муфте или кожухе.

Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны в качестве примера на чертежах и описаны подробно ниже в данном документе. Вместе с тем следует понимать, что изобретение не ограничено конкретными раскрытыми формами. Все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие идеям и объему изобретения, определяются прилагаемой формулой изобретения.

На фиг.7 показан вариант осуществления конфигурации соединительных устройств или соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 (ниже именуются соединительными муфтами), обеспечивающей увеличенную производительность в локации КНБК 102 (показано на фиг.8) в снабженном окнами кожухе 110, 210 или 310. Примеры различных вариантов осуществления снабженных окнами кожухов или снабженных окнами муфт 110, 210 или 310 показаны на фиг.1-6 и рассмотрены ниже. Конфигурации снабженных окнами кожухов даны для иллюстрации, поскольку система и способ, относящиеся к соединительным муфтам 10, 20, 30 и 40, могут использоваться для локации скважинного инструмента, такого как КНБК, в различных кожухах и снабженных окнами частях, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, с пользой применяющему данное изобретение.

Соединительные муфты 10, 20, 30 и 40 используются для соединения друг с другом звеньев обсадной колонны конкретной длины A и снабженного окнами кожуха также конкретной длины B. Соединительные муфты выполнены с возможностью точной индикации местоположения КНБК 102 на поверхности, а также надлежащей установки КНБК 102 смежно со снабженным окнами кожухом 110 для обработки для интенсификации притока и/или обработки пласта скважины смежного со снабженным окнами кожухом 110, как рассмотрено ниже. Каждая из соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с механическим локатором 50 муфт обсадной колонны. Локатор 50 муфт обсадной колонны включает в себя выдвигающийся элемент 55, входящий в контакт с углублением в соединительной муфте 10, 20, 30 и 40.

Первая или самая нижняя соединительная муфта 10 соединяется с нижним концом звена 60 обсадной колонны и вторая или следующая самая нижняя соединительная муфта 20 соединяется с верхним концом звена 60 обсадной колонны. Звено обсадной колонны имеет длину A, которая предпочтительно может составлять 1,8 метра. Третья или следующая, самая нижняя соединительная муфта 30 соединяется с нижним концом второго звена 65 обсадной колонны, которая имеет длину A, идентичную длине первого звена 60 обсадной колонны. Четвертая или самая верхняя соединительная муфта 40 соединяется с верхним концом второго звена 65 обсадной колонны. Вторая соединительная муфта 20 также соединяется с нижним концом снабженного окнами кожуха 110, и третья соединительная муфта 30 также соединяется с верхним концом снабженного окнами кожуха 110. Снабженный окнами кожух имеет длину B, которая предпочтительно может составлять 2,65 метра. Снабженная окнами секция кожуха может содержать снабженный окнами кожух и звено обсадной колонны, соединенные друг с другом и имеющие общую длину B.

На фиг.1 показан участок заканчивания 100 ствола скважины, который включает в себя КНБК 102, прикрепленную к гибкой насосно-компрессорной трубе и установленную внутри снабженной окнами компоновки переходной муфты. На фиг.2 показано с увеличением сечение КНБК 102 в снабженной окнами переходной муфте 110 компоновки снабженной окнами переходной муфты. Предпочтительно, КНБК 102 имеет конструктивное исполнение для выполнения гидроразрыва пласта в скважине с несколькими продуктивными интервалами. Пример подходящего КНБК раскрыт в U.S. Patent Application № 12/626006 совместного рассмотрения, зарегистрировано 25 ноября 2009 г. на имя John Edward Ravensbergen и под названием COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR ASSEMBLY, полностью включено в данный документ в виде ссылки.

Как более ясно показано на фиг.2 и 3, снабженная окнами компоновка переходной муфты может включать в себя несколько обсадных труб 106A, 106B и 106C, которые могут соединяться одной или несколькими переходными муфтами, такими как муфты 108 и 110. Переходные муфты могут быть снабжены окнами, как показано переходной муфтой 110. Переходная муфта 108 может являться любой подходящей переходной муфтой. Примеры переходных муфт для соединения труб обсадной колонны хорошо известны в технике. В варианте осуществления переходная муфта 108 может включать в себя два охватывающих резьбовых участка для соединения со вставными резьбовыми концами труб 106 обсадной колонны.

Множество кожухов или переходных муфт 110, которые включают в себя один или несколько окон 112 гидроразрыва, могут быть установлены вдоль обсадной колонны 104. Внутренний диаметр 113 снабженной окнами переходной муфты 110 может быть приблизительно равен или больше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. При этом кольцевое пространство между переходной муфтой 110 и КНБК 102 значительно не дросселируется. В других вариантах осуществления внутренний диаметр переходной муфты 110 может быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Переходная муфта 110 может прикрепляться к трубным звеньям 106 обсадной колонны любым подходящим механизмом. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два охватывающих резьбовых участка для соединения со вставными резьбовыми концами трубных звеньев 106B и 106C обсадной колонны.

Клапан может быть установлен в переходной муфте 110, которая может приводиться в действие для селективного открытия или закрытия окон гидроразрыва, проходящих через муфту 110 для соединения труб. Срезной штифт 124 можно использовать для удержания клапана в закрытом положении во время установки и уменьшения вероятности преждевременного открытия клапана.

Как также показано на фиг.2, пакер 130 на КНБК 102 может быть установлен в обсадной колонне смежно со снабженными окнами переходной муфтой 110. Когда пакер 130 приводится в действие, он уплотняется на внутреннем диаметре переходной муфты 110 для предотвращения или уменьшения потока текучей среды, проходящего вглубь по кольцевому пространству ствола скважины. Перепад давления, образующийся на пакере, можно использовать для открытия окон 112 гидроразрыва или обработки переходной муфты 110.

Необходимо надлежащим образом устанавливать КНБК 102 и особенно пакер 130 в нужном положении в конкретной переходной муфте 110 вдоль обсадной колонны 104. КНБК 102 может включать в себя локатор муфт обсадной колонны, который входит в контакт с пазом в соединительных устройствах, расположенных вдоль обсадной колонны 104. На фиг.3 показана собачка 132, используемая в соединении с механическим локатором муфт обсадной колонны, которая может быть выполнена с возможностью входа в углубление 134 между звеньями 106A и 106B обсадной колонны. Как показано на фиг.3, собачка 132 может быть включена в состав КНБК 102, как ее часть. Длина звена 106В обсадной колонны может быть выбрана подходящей для установки переходной муфты 110 на нужном расстоянии от углубления 134 для установки пакера 130 надлежащим образом в снабженной окнами переходной муфте 110. Оператор скважины может устанавливать КНБК 102, спуская собачку с проходом мимо углубления 134 и затем поднимая КНБК 102 вверх до входа собачки 132 в углубление 134. Дополнительное усилие подъема из скважины при вытаскивании собачки 132 из углубления 134 должно обнаруживаться на поверхности и может обеспечивать определение оператором правильной установки КНБК 102 в обсадной колонне. Собачки 132 (показаны на фиг.3) могут иметь такой профиль, что во время спуска в скважину они не полностью входят в контакт и/или легко проскальзывают мимо углублений 134. Например, собачки 132 могут быть выполнены в конфигурации с малым углом 131 скольжения на обращенной к забою стороне для обеспечения их лучшего проскальзывания по углублению 134 с созданием незначительного осевого усилия при спуске в скважину. Вместе с тем, как рассмотрено выше, использование гибкой насосно-компрессорной трубы в горизонтальной скважине и неточный лист учета могут затруднять надлежащую локацию КНБК 102 в конкретной переходной муфте 110. Для уменьшения возможности неточного позиционирования КНБК 102 с помощью конкретной переходной муфты 110 система звеньев 60, 65 обсадной колонны и соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 фиг.7 может использоваться в соединении с переходной муфтой 110 на месте звеньев 106 обсадной колонны, соединяющихся с переходной муфтой 110.

Обсадная колонна 104, которая может включать в себя множество секций, которые включают в себя снабженный окнами кожух, систему соединительных муфт и соответствующие звенья обсадной колонны, может быть установлена после бурения скважины как часть заканчивания 100. На фиг.1 показан цемент 105, который подан в пространство между наружным диаметром обсадной колонны 104 и внутренним диаметром ствола 107 скважины. Методики цементирования обсадной колонны являются хорошо известными в технике.

Как рассмотрено выше, снабженные окнами муфты 110 и/или снабженные окнами кожухи могут быть установлены в обсадной колонне, где окна необходимы для гидроразрыва пласта. В варианте осуществления переходные муфты 110 по настоящему изобретению и система соединительных муфт могут быть установлены в каждой зоне скважины с несколькими продуктивными интервалами.

На фиг.4 показан участок другого варианта осуществления снабженной окнами переходной муфты 210, которую можно использовать в соединении с системой соединительных муфт по настоящему изобретению. Переходная муфта 210 содержит мандрель 209, которая может содержать участок длины обсадной колонны, кожух 203 клапана и выпускной кожух 201. Клапан в виде муфты 220 установлен в кольцевом пространстве 218A между мандрелью 209 и кожухом 203 клапана. Муфта 220 перемещается между открытым положением, обеспечивающим сообщение между внутренним диаметром мандрели 209 и наружными окнами 212B гидроразрыва через внутренние окна 212А гидроразрыва, расположенные в мандрели 209. Кольцевое пространство 218А проходит вокруг периметра мандрели и сообщается с кольцевым пространством 218B между выпускным кожухом 201 и мандрелью 209. Муфта 220 может перемещаться в закрытое положение, прекращая гидравлическое сообщение между внутренним окном 212А гидроразрыва и наружным окном 212B гидроразрыва. Муфта 220 эффективно изолирует в кольцевом пространстве 218 верхний участок 218A и 218B, таким образом обеспечивая перемещение благодаря перепаду давления между двумя кольцевыми пространствами муфты 220 между открытым и закрытым положениями. Уплотнительное кольцо 215 можно использовать для соединения кожуха 203 клапана с выпускным кожухом 201.

На фиг.5 показан другой вариант осуществления снабженного окнами кожуха 310, который можно использовать в данном изобретении. Система соединительных муфт и соответствующих звеньев может заменять короткие переводники и переходники, описанные здесь и показанные на фиг.5. Короткий переводник 306 может соединяться с одним концом снабженного окнами кожуха 310 верхним переходником 315. Короткие переводники хорошо известны в технике как звенья, используемые для установки между соединительными муфтами или соединительными устройствами, и которые короче обычных звеньев обсадной колонны. Короткий переводник обычно имеет длину 1-3 метра, но может иметь длину 1-8 метров. Другой конец снабженного окнами кожуха 310 соединяется с другим коротким переводником 306 нижним переходником 317. Короткие переводники 306 могут соединяться с обычными трубами обсадной колонны для составления секции обсадной колонны. Звенья обсадной колонны соединяются друг с другом с помощью резьбы 343. Соединения с помощью резьбы и конфигурация звеньев обсадной колонны показаны для иллюстрации, поскольку различные средства соединения и любые подходящие конфигурации можно использовать в соответствие с сущностью изобретения. Например, снабженный окнами кожух 310 может соединяться напрямую с короткими переводниками 306 без использования соединительных устройств 315, 317 переходника.

Снабженный окнами кожух 310 включает в себя, по меньшей мере, одно окно 312 гидроразрыва, обеспечивающее гидравлическое сообщение между внутренним пространством и пространством снаружи кожуха 310. Муфта 320 может соединяться с возможностью скольжения по внутренней поверхности кожуха 310. В начальном положении, как показано на фиг.5, муфта 320 может быть установлена так, что уплотнения 322 предотвращают гидравлическое сообщение через окна 312. Срезное устройство 324 можно использовать для селективного удержания муфты 320 в начальном закрытом положении. Срезное устройство 324 может представлять собой срезной штифт, разрушающееся кольцо или другое устройство, выполненное с возможностью селективного высвобождения муфты 320 из кожуха 310 в результате приложения определенного усилия, которое может создаваться гидравлическим давлением, как рассмотрено подробно ниже.

На фиг.6 показана КНБК 302, соединенная с гибкой насосно-компрессорной трубой 342, спущенная в обсадную колонну и используемая для открытия муфты 320 на снабженном окнами кожухе 310. Локатор муфт обсадной колонны можно использовать для установки КНБК 302 на нужное место в обсадной колонне. Например, нижний переходник 317 может включать в себя профиль 333, выполненный с возможностью входа в контакт с профилем 332 локатора муфт обсадной колонны для надлежащей установки КНБК 302 в конкретном снабженном окнами кожухе 310 вдоль обсадной колонны.

КНБК 302 включает в себя пакер 330, который можно активировать для уплотнения в кольцевом пространстве между наружной поверхностью КНБК 302 и поверхностью внутреннего диаметра муфты 320 снабженного окнами кожуха 310. КНБК 302 также включает в себя фиксатор 350, который придавливается к муфте 320. Нагнетание давления в гибкой насосно-компрессорной трубе используется для активирования фиксатора 350 и придавливания его к муфте 320, а также для установки пакера 330.

После установки фиксатора 350 для скрепления КНБК 302 с муфтой 320 и активирования пакера 330 текучая среда может нагнетаться в обсадную колонну, создавая перепад давления на пакере 330. После достижения заданного перепада давления срезное устройство 324 должно срезаться и при этом высвобождать муфту 320 из кожуха 310. Срезное устройство 324 может быть выполнено с возможностью срезаться при заданном перепаде давления, что должно быть ясно специалисту в данной области техники.

После высвобождения срезным устройством муфты 320 из кожуха 310 перепад давления на пакере 330 должен перемещать КНБК 302, закрепленную в муфте 320, вниз по обсадной колонне. Таким способом муфта 320 может перемещаться из закрытого положения в открытое положение, как показано на фиг.6.

После перемещения в открытое положение муфта 320 может селективно фиксироваться в открытом положении. Например, муфта 320 может включать в себя выдвигающееся устройство 325, такое как разрезное кольцо или фиксирующая собачка, которое выдвигается в паз 326 на внутренней поверхности кожуха 310, селективно фиксируя муфту 320 в открытом положении. В открытом положении может осуществляться сообщение текучей средой между внутренним пространством кожуха 310 и пространством снаружи кожуха 310, обеспечивая обработку и/или интенсификацию притока пласта скважины смежного с окнами 312.

Как рассмотрено выше, использование гибкой насосно-компрессорной трубы в горизонтальной скважине может затруднять надлежащее позиционирование КНБК 102 в снабженном окнами кожухе, выполненном с возможностью обеспечения селективной обработки и/или интенсификации притока пласта скважины, смежного со снабженным окнами кожухом. Снабженный окнами кожух или снабженная окнами переходная муфта может являться одним из вариантов осуществления, показанным выше позицией 110, 210, 310 или другой конфигурацией, выполненной с возможностью обеспечения селективной обработки и/или интенсификации притока пласта скважины.

Как рассмотрено выше, на фиг.7 показан вариант осуществления конфигурации соединительных муфт 10, 20, 30 и 40, обеспечивающей увеличение производительности при локации инструмента, такого как КНБК 102, на определенном участке обсадной колонны, который может включать в себя снабженный окнами кожух 110. Каждая из соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с механическим локатором 50 муфт обсадной колонны. Локатор 50 муфт обсадной колонны включает в себя выдвигающийся элемент 55, входящий в контакт с углублением в соединительной муфте 10, 20, 30 и 40.

Использование четырех соединительных муфт 10, 20, 30 и 40, расположенных с известными интервалами, дает возможность оператору определить правильную установку КНБК 102 в конкретном снабженном окнами кожухе. Заданные расстояния между соединительными муфтами используются для идентификации и игнорирования ложной индикации на поверхности и обеспечивают более надежное определение фактического местоположения КНБК 102. Конкретно, система может быть выполнена с такой конфигурацией, что расстояние А может разделять первую или самую нижнюю соединительную муфту 10 и смежную соединительную муфту 20. То же расстояние А может разделять самую верхнюю соединительную муфту 40 и смежную с ней соединительную муфту 30. Вторая соединительная муфта 20 и третья соединительная муфта 30 могут быть выполнены с такой конфигурацией, что две соединительные муфты разделяет второе расстояние B. Второе расстояние B может отличаться от первого расстояния A. Вместе с тем, альтернативно, расстояния А и B могут быть равными, являясь, по меньшей мере, на 1 метр короче длины обычных звеньев обсадной колонны. Предпочтительно, как первое расстояние А, так и второе расстояние B отличаются от длины обычных звеньев обсадной колонны или трубных колонн. Например, обычные звенья обсадной колонны имеют длину приблизительно 12 метров. В предпочтительном варианте осуществления первое расстояние А может составлять приблизительно 1,8 метра, и второе расстояние B может составлять приблизительно 2,65 метра. Расстояния 1,8 метра и 2,65 метра даны только для иллюстрации, поскольку специалисту в данной области техники должно быть ясно, что различные расстояния можно использовать для надлежащей индикации на поверхности присутствия КНБК 102 в снабженном окнами кожухе. Более важным является использование четырех соединительных муфт, имеющих три длины, отличающиеся от длины обычных труб обсадной колонны. Также использование двух идентичных отрезков длины и одного отличающегося отрезка длины увеличивает уверенность на поверхности, что КНБК 102 надлежащим образом установлена в снабженный окнами кожух. Вместе с тем использование первого расстояния А между двумя нижними соединительными муфтами и двумя верхними соединительными муфтами и использование второго расстояния B между средними соединительными муфтами, как показано на фиг.7, является только иллюстративным. Три заданных расстояния в различных конфигурациях можно использовать для идентификации и игнорирования ложной индикации на поверхности и обеспечения более надежного определения фактического местоположения скважинного инструмента, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, с пользой применяющему данное изобретение. Например, соединительные муфты могут быть разнесены на три различные заданные расстояния, или два меньших расстояния могут быть, по существу, равными, а самый верхний отрезок может иметь другую заданную длину.

Использование конфигурации соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 по настоящему изобретению должно давать индикацию на поверхность, когда оператор протащил КНБК 102 через участок обсадной колонны 104, имеющий снабженными окнами кожух. При протаскивании КНБК через систему четырех соединительных муфт должны получить четыре индикации на поверхности с последними тремя с расстояниями значительно короче, чем в обычных звеньях обсадной колонны. Индикацию должны получать на поверхности при протаскивании локатора муфт обсадной колонны КНБК в каждую из соединительных муфт. Вторая и четвертая индикации должны произойти после подъема гибкой насосно-компрессорной трубы и, следовательно, КНБК 102, на идентичное расстояние A, которое предпочтительно может составлять приблизительно 1,8 метра. Третья индикация должна произойти после подъема гибкой насосно-компрессорной трубы и, следовательно, КНБК 102, на второе расстояние B, которое предпочтительно может составлять приблизительно 2,65 метра. Оба расстояния A, B значительно короче обычной длины звена обсадной колонны.

После четвертой индикации оператор может переместить КНБК 102 обратно вниз мимо самой нижней соединительной муфты 10 системы. Затем гибкая насосно-компрессорная труба должна перемещаться вверх, протаскивая КНБК 102 через первую соединительную муфту 10 до входа в контакт или "закрепления" локатора муфт обсадной колонны во второй соединительной муфте 20. Вход в контакт локатора муфт обсадной колонны со второй соединительной муфтой 20 надлежащим образом позиционирует КНБК 102 в снабженном окнами кожухе. Способ перемещения КНБК 102 вниз мимо самой нижней соединительной муфты с последующим перемещением ее вверх для закрепления во второй самой нижней соединительной муфте может являться предпочтительным, если используют инструмент с j-образным пазом, известный в технике. При таком положении КНБК уплотнительный элемент 130 может входить в контакт и обеспечивать обработку и/или интенсификацию притока пласта через окно гидроразрыва снабженного окнами кожуха 110, как показано на фиг.8. Вместе с тем конфигурация снабженного окнами кожуха и четырех соединительных муфт, показанная на фиг.7-8, и способ использования являются только иллюстративными, поскольку конфигурацию можно менять, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, с пользой применяющему данное изобретение. Например, оператор может не перемещать КНБК обратно вниз мимо самой нижней системы соединительных муфт. Вместо этого оператор может переместить КНБК для входа в контакт или "закрепления" локатора муфт обсадной колонны в любой из соединительных муфт для надлежащей установки уплотнительного элемента смежно со снабженным окнами кожухом. Система может быть выполнена с такой конфигурацией, что первая соединительная муфта, вторая соединительная муфта, третья соединительная муфта или четвертая соединительная муфта могут использоваться надлежащим образом для установки уплотнительного элемента КНБК. Использование соединительных муфт является наиболее точным средством установки уплотнительного элемента КНБК и поэтому может обеспечивать использование самого короткого снабженного окнами кожуха, который может уменьшать общую стоимость компоновки. Дополнительно, оператор может необязательно вводить в контакт соединительную муфту для надлежащей установки уплотнительного элемента, но вместо этого перемещать КНБК вниз в нужное положение между двумя соединительными муфтами для надлежащей установки уплотнительного элемента.

Число соединительных муфт и конфигурации могут меняться. Например, три соединительные муфты, имеющие два заданных расстояния между соединительными муфтами, могут использоваться для определения местоположения КНБК в снабженном окнами кожухе. На фиг.11 показан вариант осуществления системы соединительных муфт с использованием трех соединительных муфт для определения местоположения КНБК в снабженном окнами кожухе. Первая соединительная муфта 10 соединяется с одним концом трубного изделия 60, при этом вторая соединительная муфта 20 соединяется с другим концом трубного изделия 60. Вторая соединительная муфта 20 также соединяется с одним концом снабженного окнами кожуха 110, при этом третья соединительная муфта 30 соединяется с другим концом снабженного окнами кожуха 110. КНБК можно протаскивать через три соединительные муфты 10, 20 и 30, давая три индикации на поверхности. Индикации на поверхности могут создаваться при протаскивании локатора муфт обсадной колонны КНБК в каждую соединительную муфту. Первую соединительную муфту 10 и вторую соединительную муфту 20 может разделять расстояние C, и вторую соединительную муфту 20 и третью соединительную муфту 30 может разделять расстояние D. Оба расстояния C и D предпочтительно меньше длины традиционных звеньев обсадной колонны. Например, расстояние C может составлять 1,8 метра и расстояние D может составлять 2,65 метра. Альтернативно, расстояния C и D могут быть равными и могут составлять меньше 8 метров. Расстояния C и D могут не быть равными, но оба могут быть меньше 4 метров, создавая индикацию на поверхности местоположения КНБК. Использование расстояний, по существу, короче традиционных звеньев обсадной колонны, обычно имеющих длину 10-12 метров, обеспечивает индикацию на поверхности, что КНБК достигла продуктивной зоны, в которой располагается система соединительных муфт.

В другом варианте осуществления с использованием четырех соединительных муфт снабженный окнами кожух 110 может быть установлен между верхней соединительной муфтой 40 и третьей соединительной муфтой 30 так, что третья соединительная муфта 30 используется для надлежащего определения местоположения КНБК в снабженном окнами кожухе. Использование четырех соединительных муфт обеспечивает четыре индикатора на поверхности, что может обеспечивать оператору игнорирование ложного распознавания сигнала с большей достоверностью в сравнении с системами известной техники, имеющими меньшее число индикаторов.

На фиг.9 показан с увеличением в сечении выступ 55 локатора 50 муфт обсадной колонны, входящий в контакт с углублением 25 во второй соединительной муфте 20. Каждая из соединительных муфт 10, 20, 30 и 40, используемых в системе, включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком механического локатора муфт обсадной колонны, обеспечивающего индикацию на поверхности. На фиг.10 показан вариант осуществления соединительной муфты настоящего изобретения. Соединительная муфта 10 включает в себя высококачественную резьбу 11, такую как резьба класса VAM, которая используется для соединения звеньев обсадной колонны (не показано на фиг.10). Соединительная муфта 10 содержит профиль 15 для входа в контакт с выступом 55 локатора муфт обсадной колонны. Зоны уплотнения для обычной резьбы зависят от профиля резьбы. Обычная резьба соответствует стандарту API 8 (круглая резьба 8 ниток на дюйм). Высококачественная резьба определяется в данном документе как резьба, отличающаяся обычной круглой резьбой стандарта API 8. Обычные соединительные муфты с высококачественными резьбовыми соединениями не включают в себя углубления, выполненные с возможностью входа в контакт с выступом (т.e. фиксирующей собачкой) механического локатора муфт обсадной колонны. Некоторыми примерами высококачественной резьбы являются VAM, Hydril PH6 и Altas Bradford. Высококачественная резьба 11 обеспечивает герметичное соединение между звеньями обсадной колонны и соединительной муфтой 10. Соединительная муфта 10 может включать в себя заплечик 12, в который упирается звено обсадной колонны при полностью ввинченной в соединительную муфту 10 резьбе. Обычные известные соединительные муфты обсадной колонны с высококачественной резьбой, в общем, не включают в себя зазор или углубление для локатора муфт обсадной колонны. Использование двух "высококачественных" соединительных устройств, соединенных с каждым концом снабженного окнами кожуха в горизонтальной скважине, может обеспечивать удовлетворительную индикацию на поверхности, что КНБК установила в нужное положение снабженный окнами кожух. "Высококачественные" соединительные устройства, рассмотренные выше, каждое имеет соединения с высококачественной резьбой и углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации механического локатора муфт обсадной колонны, прикрепленного к гибкой насосно-компрессорной трубе.

Конфигурация с использованием четырех разнесенных соединительных муфт, рассмотренная выше, уменьшает вероятность, что оператору потребуется остановка в процессе обработки и/или интенсификации притока для определения фактического местоположения КНБК. Например, звено на лист учета может быть неправильно зарегистрировано с длиной на один метр больше фактической длины. Когда оператор перемещает КНБК через секцию обсадной колонны, запись для которой выполнена некорректно, оператор должен принимать индикатор раньше расчетного времени, соответствующего листу учета. Данная нерасчетная индикация может обуславливать остановку процесса оператором для проверки фактического местоположения КНБК, что обуславливает увеличение общей продолжительности процесса интенсификации притока в нескольких зонах.

Предлагаемые система и способ дают оператору лучшую достоверность локации КНБК при ее входе в каждую зону, подлежащую интенсификации притока и/или обработке. Например, оператор может в большой степени доверять приему четырех индикаторов на относительно коротком расстоянии вместо проведения подсчета на основе листа учета. Дополнительно, использование двух известных расстояний А и B с повторяющимся первым расстоянием обеспечивает увеличение уверенности на поверхности, что КНБК достиг зоны, подлежащей обработке и/или интенсификации притока. После протаскивания через четыре соединительные муфты КНБК может перемещаться под первую соединительную муфту и протаскиваться через первую соединительную муфту во вторую соединительную муфту, что точно позиционирует КНБК для начала процесса обработки и/или интенсификация притока.

Хотя показаны и описаны различные варианты осуществления, изобретение ими не ограничено и, что следует понимать, включает в себя все модификации и изменения, которые ясны специалисту в данной области техники.

1. Система заканчивания ствола для нескольких зон горизонтальной скважины, содержащая:
кожух, имеющий по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха в обозначенной зоне горизонтальной скважины, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для его предотвращения;
множество скважинных звеньев обсадной колонны, имеющих каждое одинаковую длину и проходящих каждое вниз скважины обозначенной зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины, при этом каждое из них соединено обоими концами с соединительными муфтами, имеющими углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
первую соединительную муфту, соединенную с первым концом первого короткого переводника, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и соединенную с первым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; и
третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем длина снабженного окнами кожуха и длина первого короткого переводника обе составляют по меньшей мере на один метр меньше длины каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы так, что первый короткий переводник и снабженный окнами кожух обеспечивают две последовательные длины, которые при использовании локатора муфт обсадной колонны отличаются от длин множества скважинных звеньев обсадной колонны.

2. Система по п. 1, дополнительно содержащая второй короткий переводник, причем третья соединительная муфта соединена с первым концом второго короткого переводника, и четвертая соединительная муфта соединена со вторым концом второго короткого переводника, причем четвертая соединительная муфта имеет углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем длина второго короткого переводника составляет по меньшей мере на один метр меньше длины каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы так, что первый короткий переводник, второй короткий переводник и снабженный окнами кожух обеспечивают три последовательные длины, которые при использовании локатора муфт обсадной колонны отличаются от длин множества скважинных звеньев обсадной колонны.

3. Система по п. 2, в которой первый короткий переводник, второй короткий переводник и кожух - каждый имеет длину 8 метров или меньше.

4. Система по п. 2, в которой первый короткий переводник и второй короткий переводник - каждый имеет длину приблизительно 1,8 метра.

5. Система по п. 4, в которой кожух имеет длину приблизительно 2,65 метра.

6. Система по п. 2, в которой первая соединительная муфта, вторая соединительная муфта, третья соединительная муфта и четвертая соединительная муфта - каждая включает в себя соединения с высококачественной резьбой.

7. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно по меньшей мере с одним окном, когда собачка локации муфт обсадной колонны входит в контакт с первой соединительной муфтой.

8. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно по меньшей мере с одним окном, когда собачка локации муфт обсадной колонны входит в контакт со второй соединительной муфтой.

9. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно по меньшей мере с одним окном, когда собачка локации муфт обсадной колонны входит в контакт с третьей соединительной муфтой.

10. Система по п. 3, в которой длина первого короткого переводника, второго короткого переводника и кожуха приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно, по меньшей мере, с одним окном, когда участок локатора муфт обсадной колонны входит в контакт с четвертой соединительной муфтой.

11. Система заканчивания ствола для нескольких зон горизонтальной скважины, содержащая:
кожух, имеющий по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства снабженного окнами кожуха с пространством снаружи снабженного окнами кожуха в обозначенной зоне горизонтальной скважины, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения;
множество скважинных звеньев обсадной колонны, имеющих каждое одинаковую длину, проходящих вниз скважины обозначенной зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины и соединенных обоими концами высококачественной резьбой с соединительными муфтами, имеющими углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенным с гибкой насосно-компрессорной трубой;
первую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой с первым концом снабженного окнами кожуха, причем первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой;
вторую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой со вторым концом снабженного окнами кожуха, причем вторая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой,
первое трубное изделие, причем вторая соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с первым концом первого трубного изделия; и
третью соединительную муфту, соединенную высококачественной резьбой со вторым концом первого трубного изделия, причем третья соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой, при этом длина снабженного окнами кожуха и длина первого трубного изделия обе составляют по меньшей мере на один метр меньше длины каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы так, что первое трубное изделие и снабженный окнами кожух обеспечивают две последовательные длины, которые при использовании локатора муфт обсадной колонны отличаются от множества скважинных звеньев обсадной колонны.

12. Система по п. 11, в которой также третья соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с одним из множества скважинных звеньев обсадной колонны.

13. Система по п. 11, дополнительно содержащая:
второе трубное изделие, причем третья соединительная муфта соединена высококачественной резьбой с первым концом второго трубного изделия; и
четвертую соединительную муфту, соединенную высококачественной резьбой со вторым концом второго трубного изделия, причем четвертая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой.

14. Система по п. 13, в которой первое трубное изделие и второе трубное изделие являются короткими переводниками.

15. Способ обработки нескольких зон в горизонтальном стволе скважины, в котором:
перемещают инструмент вверх по обсадной колонне к первой зоне в горизонтальном стволе, при этом обсадная колонна включает в себя множество скважинных звеньев обсадной трубы, каждое проходящее вниз скважины первой зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины, при этом каждое соединено обоими концами со скважинными соединительными муфтами, причем каждое имеет одинаковое расстояние между своими соответствующими скважинными соединительными муфтами;
вводят в контакт скважинные соединительные муфты с участком инструмента;
протаскивают инструмент в скважинные соединительные муфты, при этом протаскивание инструмента в скважинные соединительные муфты обеспечивает индикации на поверхности, показывающие расстояние между скважинными соединительными муфтами;
вводят в контакт первую соединительную муфту первой зоны с указанным участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту первой зоны, при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту первой зоны дает первую индикацию на указанной поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту первой зоны с участком инструмента, при этом расстояние между первой соединительной муфтой первой зоны и второй соединительной муфтой первой зоны составляет 8 метров или меньше и составляет по меньшей мере на один метр меньше, чем расстояние между соответствующими скважинными соединительными муфтами каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту первой зоны, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту первой зоны дает вторую индикацию на поверхности, показывающую расстояние между первой и второй соединительными муфтами;
вводят в контакт третью соединительную муфту первой зоны с участком инструмента, при этом расстояние между второй соединительной муфтой первой зоны и третьей соединительной муфтой первой зоны составляет 8 метров или меньше и составляет по меньшей мере на один метр меньше, чем расстояние между соответствующими скважинными соединительными муфтами каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту первой зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту первой зоны дает третью индикацию на поверхности, определяющую расстояние между второй соединительной муфтой и третьей соединительной муфтой так, что расстояние между первой и второй соединительными муфтами и расстояние между второй и третьей соединительными муфтами обеспечивает два последовательных расстояния, которые при использовании инструмента отличаются от расстояния между соответствующими скважинными соединительными муфтами;
определяют положение инструмента в обсадной колонне относительно первой, второй и третьей соединительных муфт, используя два последовательных расстояния; и
обрабатывают первую зону.

16. Способ по п. 15, в котором дополнительно осуществляют позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны перед обработкой первой зоны.

17. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в первую соединительную муфту первой зоны и введение в контакт с первой соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

18. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента во вторую соединительную муфту первой зоны и введение в контакт со второй соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

19. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в третью соединительную муфту первой зоны и введение в контакт с третьей соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

20. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

21. Способ по п. 15, в котором гибкую насосно-компрессорную трубу используют для перемещения инструмента вверх в обсадной колонне и протаскивания инструмента в первую соединительную муфту первой зоны, вторую соединительную муфту первой зоны и третью соединительную муфту первой зоны.

22. Способ по п. 16, в котором дополнительно
вводят в контакт четвертую соединительную муфту первой зоны с участком инструмента, при этом расстояние между третьей соединительной муфтой первой зоны и четвертой соединительной муфтой первой зоны составляет 8 метров или меньше; и
протаскивают инструмент в четвертую соединительную муфту первой зоны перед позиционированием инструмента для обеспечения обработки первой зоны, при этом протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту первой зоны дает четвертую индикацию на поверхности.

23. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в первую соединительную муфту первой зоны и введение в контакт с первой соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

24. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента во вторую соединительную муфту первой зоны и введение в контакт со второй соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

25. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в третью соединительную муфту первой зоны и введение в контакт с третьей соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

26. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента в четвертую соединительную муфту первой зоны и введение в контакт с четвертой соединительной муфтой первой зоны для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

27. Способ по п. 22, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента для установки элемента пакера инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной.

28. Способ по п. 16, в котором позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны дополнительно содержит перемещение инструмента под первую соединительную муфту первой зоны, перемещение инструмента вверх для входа в контакт с первой соединительной муфтой первой зоны, протаскивание инструмента через первую соединительную муфту первой зоны и перемещение инструмента вверх для введения в контакт со второй соединительной муфтой первой зоны.

29. Способ по п. 22, в котором первая индикация, вторая индикация, третья индикация и четвертая индикация являются индикациями усилия на поверхности.

30. Способ по п. 15, в котором инструмент содержит компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем компоновка низа бурильной колонны включает в себя уплотнительный элемент и локатор муфт обсадной колонны.

31. Способ по п. 15, в котором дополнительно
перемещают инструмент вверх в обсадной колонне во вторую зону в горизонтальном стволе;
вводят в контакт первую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт третью соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности; и
обрабатывают вторую зону.

32. Способ по п. 31, в котором дополнительно позиционируют инструмент для обеспечения обработки второй зоны перед обработкой второй зоны.

33. Способ по п. 31, в котором расстояние между первой и второй соединительными муфтами второй зоны и расстояние между второй и третьей соединительными муфтами второй зоны - каждое составляет 8 метров или меньше.

34. Способ по п. 22, в котором дополнительно
перемещают инструмент вверх в обсадной колонне во вторую зону в горизонтальном стволе;
вводят в контакт первую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в первую соединительную муфту второй зоны,
при этом протаскивание инструмента в первую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент во вторую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт третью соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в третью соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности;
вводят в контакт четвертую соединительную муфту второй зоны с участком инструмента;
протаскивают инструмент в четвертую соединительную муфту второй зоны, при этом протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту второй зоны дает индикацию на поверхности; и
обрабатывают вторую зону.

35. Способ по п. 34, в котором дополнительно позиционируют инструмент для обеспечения обработки второй зоны перед обработкой второй зоны.

36. Способ по п. 34, в котором расстояние между первой и второй соединительными муфтами второй зоны, расстояние между второй и третьей соединительными муфтами второй зоны и расстояние между третьей и четвертой соединительными муфтами второй зоны - каждое составляет 8 метров или меньше.

37. Способ обработки нескольких зон в горизонтальном стволе скважины, в котором:
перемещают инструмент вверх по обсадной колонне в первую зону в горизонтальном стволе скважины, при этом обсадная колонна включает в себя множество скважинных звеньев обсадной колонны, каждое проходящее вниз скважины первой зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины, при этом каждое соединено обоими концами со скважинными соединительными муфтами, причем каждое имеет одинаковое расстояние между своими соответствующими скважинными соединительными муфтами;
вводят в контакт скважинные соединительные муфты с механическим локатором муфт обсадной колонны, соединенным с компоновкой низа бурильной колонны, соединенной с гибкой насосно-компрессорной трубой;
протаскивают механический локатор муфт обсадной колонны в скважинные соединительные муфты, обеспечивая индикации на поверхности, показывающие расстояние между скважинными соединительными муфтами;
вводят в контакт первую соединительную муфту первой зоны с механическим локатором муфт обсадной колонны, при этом первая соединительная муфта первой зоны соединена посредством высококачественной резьбы с первым концом снабженного окнами кожуха первой зоны;
втаскивают механический локатор муфт обсадной колонны в первую соединительную муфту первой зоны, при этом втаскивание механического локатора муфт обсадной колонны в первую соединительную муфту первой зоны дает первую индикацию на поверхности;
вводят в контакт вторую соединительную муфту первой зоны с механическим локатором муфт обсадной колонны, причем вторая соединительная муфта первой зоны соединена высококачественной резьбой со вторым концом снабженного окнами кожуха первой зоны и с первым концом трубного изделия;
протаскивают механический локатор муфт обсадной колонны во вторую соединительную муфту первой зоны, при этом протаскивание механического локатора муфт обсадной колонны во вторую соединительную муфту первой зоны дает вторую индикацию на поверхности, показывающую расстояние между первой и второй соединительными муфтами;
вводят в контакт третью соединительную муфту первой зоны с механическим локатором муфт обсадной колонны, при этом третья соединительная муфта первой зоны соединена высококачественной резьбой со вторым концом трубного изделия;
протаскивают механический локатор муфт обсадной колонны в третью соединительную муфту первой зоны, при этом протаскивание инструмента в третью соединительную муфту первой зоны дает третью индикацию на поверхности, определяющую расстояние между второй соединительной муфтой и третьей соединительной муфтой, так, что расстояние между первой и второй соединительными муфтами и расстояние между второй и третьей соединительными муфтами составляют оба по меньшей мере на один метр меньше, чем расстояние между соответствующими скважинными соединительными муфтами каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы и обеспечивают два последовательных расстояния, которые при использовании механического локатора муфт обсадной колонны отличаются от расстояния между соответствующими скважинными соединительными муфтами;
определяют положение инструмента в обсадной колонне относительно снабженного окнами кожуха с использованием двух последовательных расстояний;
позиционируют компоновку низа бурильной колонны для обеспечения обработки первой зоны с использованием снабженного окнами кожуха; и
обрабатывают первую зону.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системам управления для погружных насосных систем. Погружная насосная система содержит погружной насосный агрегат, имеющий одну или более ступеней рабочих колес, и погружной двигательный агрегат, который приводит в действие насосный агрегат.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система включает в себя камеру потока, через которую проходит состав текучей среды, и запорное устройство, которое смещается к закрытому положению, в котором запорное устройство предотвращает проход потока через камеру.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока текучей среды. Система содержит камеру, выполненную с возможностью придания вращательного движения протекающей через нее текучей среде, впуск для текучей среды, соединенный с камерой, канал, образованный в нижней внутренней поверхности и проходящий через боковую стенку камеры, и выпуск для текучей среды, соединенный с камерой в месте указанного канала.

Изобретение относится к оборудованию, используемому в подземных скважинах. Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине включает этапы, на которых вставляют первую трубную колонну в отклонитель.

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

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

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

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

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

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

Вибрационное устройство содержит удлиненный корпус, наружную удлиненную компоновку, установленную коаксиально в корпусе и выполненную с предотвращением вращения и с возможностью возвратно-поступательного продольного перемещения относительно обсадной колонны, внутреннюю удлиненную компоновку, установленную коаксиально в наружной удлиненной компоновке и выполненную с возможностью пропуска текучей среды в продольном направлении части вибрационного устройства и имеющую группу магнитов, расположенных коаксиально и продольно в указанной компоновке, и расположенную в группе магнитов наружной удлиненной компоновки на расстоянии от нее и коаксиально с ней.

Группа изобретений относится к буровой технике и предназначена для механического закрепления клин-отклонителя в скважине с упором в цементный мост или пакер без использования рабочей жидкости, закрепления его в скважине без разобщения скважинного пространства с использованием для заякоривания рабочей жидкости, подаваемой по колонне труб, а также дополнительно к закреплению устройства в скважине для разобщения скважинного пространства при забуривании новых стволов из одной или нескольких эксплуатационных колонн.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, к скважинной системе, к способу перемещения такого инструмента и к применению такого инструмента для направления устройства в боковой отвод скважины.

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Устройство включает корпус с радиальным отверстием, полый срезной штифт, эластичную манжету и толкатель.

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для спуска и извлечения скважинных предметов (насосов, приборов и т.д.). Устройство содержит шток, установленный в полом корпусе с продольными окнами, цангу, установленную с возможностью расположения ее лепестков в продольных окнах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для предотвращения падения электроцентробежных насосов на забой скважины. .

Изобретение относится к буровой технике, в частности к буровым снарядам для бурения скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено в добыче нефти электроцентробежными насосами для предотвращения их падения на забой скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований в обсаженных скважинах, а именно к центрированию геофизических приборов в обсаженных скважинах. Технический результат - обеспечение центрирования и проходимости прибора в обсаженных скважинах с любыми углами наклона и снижение аварийной опасности при спускоподъемных операциях. Центратор скважинного прибора состоит из направляющей штанги с корпусами на ее концах, нескольких пар рычагов, соединенных между собой осями с роликами, а другими концами закрепленных на обоймах, упирающихся с внешней стороны в пружины. Обоймы и пружины установлены на втулках, перемещающихся по резьбе на штанге. Втулки на внешних концах имеют упор для пружин. Внутренние концы втулок снабжены резьбами с установленными на них гайками. Причем диаметр раскрытия центратора устанавливается перемещением втулок по штанге с фиксацией их контргайками. 1 ил.

Группа изобретений относится к системам заканчивания ствола и способам обработки нескольких зон горизонтальной скважины. Технический результат заключается в увеличении производительности при перемещении и определении местоположения колонны низа бурильной колонны в обозначенной зоне горизонтальной скважины. Система заканчивания ствола для нескольких зон горизонтальной скважины содержит кожух, имеющий по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, обеспечивающее гидравлическое сообщение внутреннего пространства кожуха с пространством снаружи кожуха в обозначенной зоне горизонтальной скважины, причем окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения и закрытия для его предотвращения; множество скважинных звеньев обсадной колонны, имеющих каждое одинаковую длину и проходящих каждое вниз скважины обозначенной зоны к отделенной скважинной зоне горизонтальной скважины, при этом каждое из них соединено обоими концами с соединительными муфтами, имеющими углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; первую соединительную муфту, соединенную с первым концом первого короткого переводника, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и соединенную с первым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой; и третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом снабженного окнами кожуха, имеющую углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем длина снабженного окнами кожуха и длина первого короткого переводника обе составляют по меньшей мере на один метр меньше длины каждого из множества скважинных звеньев обсадной трубы так, что первый короткий переводник и снабженный окнами кожух обеспечивают две последовательные длины, которые при использовании локатора муфт обсадной колонны отличаются от длин множества скважинных звеньев обсадной колонны. 4 н. и 33 з.п. ф-лы, 11 ил.

Наверх