Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения



Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения
Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения

Владельцы патента RU 2645044:

ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ, ИНК. (US)

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно. Рабочая колонна, размещенная внутри боковой секции, фиксирующего устройства и боковой колонны заканчивания, содержит установочное устройство, которое разъемно присоединяется к фиксирующему устройству и узлу инструмента заканчивания, размещенному внутри боковой колонны заканчивания. Компоновка заканчивания скважины спускается внутрь ствола скважины посредством рабочей колонны. После закрепления фиксирующего устройства рабочая колонна перемещает узел инструмента заканчивания скважины внутри боковой колонны заканчивания, например, для гравийной набивки, гидроразрыва, гидроразрыва, совмещённого с установкой гравийного фильтра, кислотной обработки, цементирования, перфорационных работ и наполнения пакеров. После заканчивания ствола скважины узел инструмента заканчивания скважины удаляется через боковую секцию установки сопряжения. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данное изобретение относится в целом к выполняемым операциям, а также оборудованию, используемому совместно с подземной скважиной, а также для добычи нефти, газа или минералов. Более конкретно, изобретение относится к системам и способам заканчивания скважин.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Технология для разработки сложных месторождений углеводородов предусматривает бурение и заканчивание одного или нескольких боковых стволов скважины, отходящих от главного ствола скважины для обслуживания нескольких продуктивных зон пласта. При типовом процессе заканчивания многоствольной скважины сначала может пробуриваться один или более верхних участков главного ствола скважины, а затем может устанавливаться обсадная колонна. После монтажа обсадной колонны может пробуриваться нижний участок главного ствола скважины. Как правило, после заканчивания главного ствола скважины или по меньшей мере частичного заканчивания могут пробуриваться один или более боковых стволов скважин.

Например, операции по заканчиванию, как для главного, так и для боковых стволов скважины могут включать гравийную набивку, гидроразрыв пласта, кислотную обработку, цементирование и перфорационные работы, а также спуск и подвешивание колонны заканчивания в скважине. Колонны заканчивания могут содержать различное оборудование для заканчивания скважин, например, скважинные перфораторы, узлы фильтров, клапаны управления потоком, скважинные измерительные приборы, подвесные устройства, пакеры, узлы перекрестных потоков, инструменты для заканчивания скважины и т.д.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Далее подробно описываются варианты реализации изобретения со ссылкой на прилагаемые графические материалы, на которых:

На Фиг. 1 проиллюстрирован вид в вертикальном разрезе с частичным сечением части многоствольной системы скважин в соответствии с вариантом реализации изобретения, на котором проиллюстрированы главный ствол скважины, боковой ствол скважины, главная колонна заканчивания, содержащая дефлектор заканчивания, расположенный в забойной части главного ствола скважины, боковая колонна заканчивания, расположенная в боковом стволе скважины, установка сопряжения, соединяющая главную и боковую колонны заканчивания и верхнюю колонну заканчивания, присоединенную к концу установки сопряжения выше по стволу скважины;

На Фиг. 2 проиллюстрирован упрощенный вид в вертикальном разрезе с частичным сечением узла для заканчивания скважины в соответствии с предпочтительным вариантом реализации, на котором проиллюстрированы установка сопряжения, боковая колонна заканчивания и фиксирующее устройство, корпус, выполненный с возможностью спуска с помощью рабочей колонны с узлом инструмента заканчивания и установочным инструментом;

На Фиг. 3А и 3B проиллюстрированы блок-схемы способа заканчивания бокового ствола скважины в соответствии с вариантом реализации изобретения;

На Фиг. 4А-4С проиллюстрированы продольные сечения одного из вариантов реализации фиксирующего устройства и связанного с ним установочного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 2, проиллюстрированного в конфигурации, подготовленной для спуска в скважину, причем установочный инструмент крепится на фиксирующем устройстве;

На Фиг. 5 проиллюстрировано продольное сечение верхней и нижней частей фиксирующего устройства и связанного с ним установочного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 4А и 4С, соответственно, причем установочный инструмент проиллюстрирован в процессе отсоединения от фиксирующего устройства; и

На Фиг. 6 проиллюстрировано продольное сечение одного из вариантов реализации узла инструмента заканчивания, расположенного в пределах части боковой колонны заканчивания, проиллюстрированной на Фиг. 2.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Цифровые и буквенные ссылки могут повторяться в различных примерах последующего описания изобретения. Данное повторение используется для простоты и ясности, причем повторение само по себе не обуславливает взаимосвязи между различными вариантами реализации изобретения и/или обсуждаемыми конфигурациями. Более того, термины, указывающие на относительное положение в пространстве, например, “под”, “ниже”, “нижний”, “выше”, “верхний”, “вверх по стволу скважины”, “вниз по стволу скважины”, “вышерасположенный”, “нижерасположенный” и т.п. могут использоваться в данной заявке с целью упрощения описания связей, проиллюстрированных на графических материалах. Термины, указывающие на относительное положение в пространстве, предназначены для охвата различных ориентаций устройства при использовании или эксплуатации в дополнение к ориентации, описанной в описании изобретения. Кроме того, для простоты пояснения графические материалы не обязательно выполнены в соответствующих масштабах.

В типовом процессе заканчивания многоствольной скважины сначала может пробуриваться один или более верхних участков главного ствола скважины, а затем может устанавливаться обсадная колонна. После монтажа обсадной колонны может пробуриваться нижний участок главного ствола скважины. Основные операции по заканчиванию скважины могут выполняться до операций по заканчиванию боковой скважины. Например, операции по заканчиванию скважин могут включать гравийную набивку, гидроразрыв пласта, кислотную обработку, цементирование и перфорационные работы, а также спуск и подвешивание главной колонны заканчивания в скважине. Главная колонна заканчивания может содержать различное оборудование для заканчивания скважин, например, скважинные перфораторы, узлы фильтров, клапаны управления потоком, стационарные скважинные измерительные приборы, подвесные устройства, пакеры, узлы перекрестных потоков, инструменты для заканчивания скважины и т.д.

Операции по заканчиванию бокового ствола скважины могут выполняться после монтажа оборудования для заканчивания в главном стволе скважины. Как правило, для направления оборудования для заканчивания в боковой ствол скважины на многоствольном ответвлении может устанавливаться дефлектор заканчивания. По аналогии с главным стволом скважины операции по заканчиванию бокового ствола скважины могут включать, например, гравийную набивку, гидроразрыв пласта, кислотную обработку, цементирование и перфорационные работы, а также спуск и подвешивание боковой колонны заканчивания скважины в боковом стволе скважины. Боковая колонна заканчивания скважины может содержать скважинные перфораторы, узлы фильтров, клапаны управления потоком, стационарные скважинные измерительные приборы, подвесные устройства, пакеры, узлы перекрестных потоков, инструменты для заканчивания скважины и т.д.

После завершения операций по заканчиванию бокового ствола скважины из ствола скважины может быть извлечена рабочая колонна, используемая для монтажа, а также любые инструменты для заканчивания скважины, спускаемые в ствол скважины посредством рабочей колонны. После этого в боковой секции может быть установлена установка сопряжения. Установка сопряжения может быть Y-образной установкой сопряжения, соединяющей боковую колонну заканчивания с помощью боковой секции и главную колонну заканчивания с помощью главной секции. Во время монтажа боковая секция установки сопряжения может отклоняться в боковой ствол скважины с помощью дефлектора для соединения с боковой колонной заканчивания, причем главная секция установки сопряжения может содержать штуцерный соединитель, который стыкуется с приемным гнездом в дефлекторе заканчивания для соединения установки сопряжения с главной колонной заканчивания. После монтажа установки сопряжения верхняя колонна заканчивания может быть перемещена в главный ствол скважины и подключена к концу установки сопряжения вверх по стволу скважины.

В то же время данное изобретение относится к системе и способу, в котором узел бокового заканчивания, как правило, содержит Y-образную установку сопряжения для соединения с колонной заканчивания главного и бокового ствола скважины, причем боковая колонна заканчивания и узел инструмента заканчивания могут перемещаться в боковой ствол скважины как единое целое. То есть, в то время как установка сопряжения опускается в положение для крепления в разветвлении между главным и боковым стволами скважины, в боковой ствол скважины могут быть одновременно направлены и опущены боковая колонна заканчивания и узел инструмента заканчивания. Рабочая колонна может использоваться для одновременного спуска и позиционирования установки сопряжения, боковой колонны заканчивания и узла инструмента заканчивания во время развертывания. После того, как установка сопряжения должным образом была установлена и закреплена на главной колонне заканчивания, рабочая колонна может быть отсоединена от установки сопряжения, что позволяет осуществить мероприятия по заканчиванию бокового ствола скважины с помощью узла инструмента заканчивания. Затем узел инструмента заканчивания может быть извлечен из бокового ствола скважины с помощью рабочей колонны через боковую секцию установки сопряжения.

Учитывая вышеизложенное, на Фиг. 1 проиллюстрирован вид в вертикальном разрезе с частичным сечением скважинной системы, в целом обозначенной цифрой 9, в соответствии с вариантом реализации изобретения. Скважинная система 9 может содержать установку 10 для бурения, заканчивания, обслуживания или капитального ремонта скважин. Буровая установка 10 может размещаться на суше или использоваться совместно с морскими буровыми платформами, полупогружными буровыми платформами, буровыми судами и любой другой системой, отвечающей требованиям для заканчивания скважин. Также могут предусматриваться противовыбросовый превентор, устьевая фонтанная арматура и/или другое оборудование, связанное с обслуживанием или заканчиванием скважины (не проиллюстрированы).

Буровая установка 10 может содержать верхние и нижние элементы подвески 60, 66. В одном варианте реализации изобретения нижний элемент подвески 60 может содержать поворотный стол 62, содержащий образованный в нем раструб под клинья и набор клиновых плашек для захвата труб 64. В одном варианте реализации изобретения верхний элемент подвески 66 может включать, например, вспомогательный поворотный стол или клиновый захват 68 и соответствующий набор клиновых плашек для захвата труб 70. Буровая установка 10 может также содержать подъемник 72, вертлюг 74 и/или верхний силовой привод (не проиллюстрирован). Подъемник 72 может быть подвешен на вертлюге 74 таким образом, чтобы выборочно контролировать расстояние между подъемником 72 и вертлюгом 74. Кроме того, подъемник 72 может быть подвешен независимо от вертлюга 74. Верхний и нижний элементы подвески 60, 66, подъемник 72 и вертлюг 74 могут использоваться для сборки и спуска узла бокового заканчивания, как описано ниже.

В проиллюстрированном варианте реализации изобретения ствол скважины 12 проходит через различные подземные пласты. Ствол скважины 12 может содержать главный ствол скважины 13, который может содержать практически вертикальный участок 14. Главный ствол скважины 13 также может содержать практически горизонтальный участок 18, который проходит через первый углеродсодержащий подземный пласт 20. Как проиллюстрировано, часть главного ствола скважины 13 может быть укреплена обсадной колонной 16, которая может фиксироваться в породе с помощью цемента для обсаживания ствола скважины 17. Часть главного ствола скважины 13 также может быть без обсадных труб, т.е. необсаженной. Обсадная колонна 16 может заканчиваться на своем дальнем конце башмаком обсадной колонны 19.

Ствол скважины 12 может содержать по меньшей мере один боковой ствол 15, в котором может не быть обсадных труб, как проиллюстрировано на Фиг. 1, или который может содержать обсадную колонну (не проиллюстрирована). Боковой ствол скважины 15 может содержать практически горизонтальный участок, который может проходить через пласт 20 или через второй углеродсодержащий подземный пласт 21. В соответствии с одним или несколькими вариантами реализации изобретения ствол скважины 12 содержит несколько боковых стволов (явно не проиллюстрировано).

Колонна насосно-компрессорных труб 22, проходящая от поверхности, может размещаться в стволе скважины 12. Между наружной поверхностью колонны насосно-компрессорных труб 22 и внутренней стенкой ствола скважины 12 или обсадной колонны 16 образуется кольцевой зазор 23. Колонна насосно-компрессорных труб 22 может обеспечить путь для потока пластовых флюидов достаточно большого диаметра от пластов 20, 21 к поверхности (или, наоборот, в случае нагнетательной скважины), причем она может использоваться для капитального ремонта скважин и т.п., в зависимости от ситуации. Колонна насосно-компрессорных труб 22, которая может также содержать верхний участок колонны заканчивания 54, может быть соединена посредством установки сопряжения 42 с главной колонной заканчивания 30 и боковой колонной заканчивания 32, как более подробно описано ниже.

Колонны заканчивания главного и бокового ствола 30, 32 могут также использоваться в условиях без использования обсадных труб или в обсаженных скважинах. В последнем случае обсадная колонна 16, цементная обсадная колонна 17 и прилегающий пласт могут перфорироваться, например, с помощью скважинного перфоратора, за счет чего образуются отверстия 31 для потока флюида из пласта в скважину.

Каждая колонна заканчивания главного и бокового ствола 30, 32 может содержать один или более узлов фильтров 24, каждый из которых может быть изолирован в скважине с помощью одного или более пакеров 26, которые обеспечивают изоляцию флюида между колонной заканчивания и стенкой ствола скважины. Узлы фильтров 24 выполнены с возможностью фильтрации песка, тонкозернистых частиц и других твердых частиц из потока добываемого флюида. Узлы фильтров 24 могут также использоваться для управления скоростью потока добываемого флюида. Каждая колонна заканчивания 30, 32 может также содержать клапаны управления потоком 27, скважинные измерительные приборы 28, инструменты для заканчивания скважины и т.п.

Скважинная система 9 может содержать дефлектор заканчивания 40, который вместе с установкой сопряжения 42 механически соединяет и гидравлически объединяет колонны заканчивания главного и бокового стволов 30, 32 с колонной насосно-компрессорных труб 22. Установка сопряжения 42 может соединяться с дефлектором заканчивания 40 в стволе скважины 12. Установка сопряжения 42 может соответствовать одному из уровней, определенных организацией по развитию технологии многоствольных скважин (TAML, Technology Advancement for Multilaterals Organization), например, многоствольному ответвлению 5 уровня по классификации TAML.

В одном варианте реализации изобретения установка сопряжения 42, по сути, является Y-образной и выполнена с возможностью соединения конца, расположенного выше по стволу скважины, с расположенными ниже по стволу скважины главным и боковым концами ствола скважины с помощью главной и боковой секции 41, 43, соответственно. Например, в одном или более вариантах реализации изобретения главная секция 41 установки сопряжения 42 может быть короче или длиннее боковой секции 43.

В одном варианте реализации изобретения, дефлектор заканчивания 40 может содержать концы, расположенные выше или ниже по стволу скважины. Конец дефлектора заканчивания 40, расположенный выше по стволу скважины, может содержать наклонную поверхность 45 с профилем, отклоняющим в сторону оборудование, контактирующее с поверхностью. Дефлектор заканчивания 40 может содержать образованный в нем продольный внутренний канал, имеющий такие размеры, чтобы оборудование большего размера отклонялось от наклонной поверхности 45 вверх по стволу скважины, а оборудование меньшего размера могло проходить сквозь него.

Установка сопряжения 42 с помощью главной секции 41 может гидравлически и механически соединяться с главной колонной заканчивания 30 посредством пары соединителей главной секции 44. Пара соединителей главной секции 44 может содержать гнездовой соединитель, который может располагаться в дефлекторе заканчивания 40, и штуцерный соединитель, который может располагаться в главном конце установки сопряжения 42 ниже по стволу скважины. Пара соединителей главной секции 44, предпочтительно, может быть соединителями для влажной среды с возможностью замкового соединения.

В контексте данной заявки термин "пара соединителей" означает полный соединительный узел, состоящий из штуцера или штуцерного соединителя и ответного гнездового соединителя, независимо от того находится ли пара соединителей в состыкованном или в разъединенном состоянии. Пара соединителей, выполненных с возможностью соединения в жидкости, может быть герметичной и разработанной таким образом, что во время стыковки из областей контакта вытесняется окружающая жидкость, тем самым обеспечивая соединение в погруженном состоянии. Пара соединителей с возможностью замкового соединения может располагаться таким образом, чтобы штуцерный соединитель автоматически устанавливался в требуемое положение и стыковался с гнездовым соединителем, тем самым упрощая удаленное соединение.

Установка сопряжения 42 может быть гидравлически и механически соединена с боковой колонной заканчивания 32 со стороны бокового конца ниже по стволу скважины. В одном варианте реализации изобретения тип соединения может быть таким, что установка сопряжения 42 впоследствии может быть извлечена из боковой колонны заканчивания 32, находясь при этом внутри ствола скважины 12, тем самым обеспечивая удаление установки сопряжения 42 из скважинной системы 9 для улучшения доступа к колоннам заканчивания главного и бокового стволов 30, 32 для выполнения капитального ремонта и т.п.

Со стороны конца выше по стволу скважины установка сопряжения 42 может соединяться с фиксирующим устройством 50, верхним соединителем для заканчивания 52 и колонной насосно-компрессорных труб 22 (с верхним участком колонны заканчивания 54). В одном варианте реализации изобретения верхний соединитель для заканчивания 52 также может быть соединителем, выполненным с возможностью сочленения в жидкости и возможностью замкового соединения. В одном варианте реализации изобретения установка сопряжения 42 может соединяться с фиксирующим устройством 50 посредством одной или более секций обсадной трубы 130, которая может иметь внешний диаметр меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 16.

Фиксирующее устройство 50 может быть выполнено с возможностью удержания боковой колонны заканчивания 32 в боковом стволе 15 посредством установки сопряжения 42. При этом боковая колонна заканчивания 32 может также содержать фиксирующее устройство 25, выполненное с возможностью удержания боковой колонны заканчивания в боковом стволе скважины 15, для извлечения установки сопряжения 42 с целью проведения плановых операций по обслуживанию. Подобным образом, главная колонна заканчивания 30 может содержать фиксирующее устройство 29 для удержания главной колонны заканчивания 30 в главном стволе скважины 13. Например, фиксирующие устройства 25, 29 и 50 могут быть подвесными устройствами хвостовика или пакерами, как описано более подробно ниже.

На Фиг. 2 проиллюстрирован упрощенный вид в вертикальном разрезе с частичным сечением узла заканчивания бокового ствола скважины 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, проиллюстрированный в состоянии, предшествующем операциям по заканчиванию скважины. Компоновка заканчивания бокового ствола скважины 100 может содержать установку сопряжения 42, которая может содержать главную секцию 41 и боковую секцию 43. Главная секция 41 может заканчиваться штуцером 44а пары соединителей главной секции 44, который может быть выполнен с возможностью соединения с приемным гнездом на конце дефлектора заканчивания 40, расположенным выше по стволу скважины (Фиг. 1).

Боковая секция 43 установки сопряжения 42 выполнена с возможностью соединения с боковой колонной заканчивания 32. В одном варианте реализации изобретения тип соединения может быть выполнен с возможностью дальнейшего извлечения установки сопряжения 42 из боковой колонны заканчивания 32, находящейся в стволе скважины 12, тем самым обеспечивая удаление установки сопряжения 42 из ствола скважины для улучшения доступа к колоннам заканчивания главного и бокового ствола 30, 32.

Конец установки сопряжения 42 выше по стволу скважины выполнен с возможностью соединения с фиксирующим устройством 50. В одном или более вариантах реализации изобретения фиксирующее устройство 50 может быть подвесным устройством хвостовика или пакером. На конце фиксирующего устройства 50 выше по стволу скважины может быть предусмотрен верхний соединитель для заканчивания 52, для последующего соединения с верхним участком колонны заканчивания 54 колонны насосно-компрессорных труб 22 (Фиг. 1), как более подробно описано ниже. В одном варианте реализации изобретения установка сопряжения 42 может быть выполнена с возможностью соединения с фиксирующим устройством 50 с помощью одной или более секций обсадной трубы 130. Обсадная труба 130 может иметь наружный диаметр меньший, чем внутренний диаметр обсадной трубы 16 (Фиг. 1).

Рабочая колонна 110 выполнена с возможностью входа в боковую секцию 43 установки сопряжения 42, фиксирующее устройство 50, верхний соединитель для заканчивания 52 и по меньшей мере в часть боковой колонны заканчивания 32. Рабочая колонна 110 может являться любым подходящим трубным изделием нефтепромыслового сортамента, включая бурильные трубы, насосно-компрессорные трубы и т.д., имеющие необходимую прочность и размер для спуска и извлечения из ствола скважины 12 для монтажа оборудования для заканчивания в скважинной системе 9 (Фиг. 1) и перемещения материалов в скважину или из скважины для различных операций. Внутренняя часть 111 рабочей колонны 110 выполнена с возможностью обеспечения первого пути для потока флюида. Второй путь для потока флюида может обеспечиваться с помощью кольцевого зазора 23 (Фиг. 1). Флюиды могут циркулировать в скважине 12 посредством этих первого и второго путей для потока флюида.

Рабочая колонна 110 может содержать установочный инструмент 114, который может соединяться с возможностью разъединения с фиксирующим устройством 50, так чтобы фиксирующее устройство 50 (и верхний соединитель для заканчивания 52, установка сопряжения 42 и боковая колонна заканчивания 32, которые могут присоединяться к нему) могли перемещаться и опускаться в ствол скважины 12 (Фиг. 1) на рабочей колонне 110. Соответственно, рабочая колонна 110 может выходить за пределы верхнего соединителя для заканчивания 52 для выполнения монтажных операций с помощью буровой установки 10 (Фиг. 1). Как описано более подробно ниже, установочный инструмент 114 и фиксирующее устройство 50 могут быть разработаны и выполнены с возможностью выборочного монтажа фиксирующего устройства 50 в стволе скважины 12 с помощью установочного инструмента 114, причем после этого установочный инструмент 114 может быть отсоединен от фиксирующего устройства 50, что позволяет рабочей колонне 110 свободно перемещаться внутри фиксирующего устройства 50, верхнего соединителя для заканчивания 52, установки сопряжения 42 и боковой колонны заканчивания 32.

Рабочая колонна 110 также может быть выполнена с возможностью перемещения узла инструмента заканчивания 120, который может располагаться в установке сопряжения 42 и/или боковой колонне заканчивания 32 ниже установочного инструмента 114 по стволу скважины. Например, узел инструмента заканчивания 120 может содержать различные инструменты, используемые в сочетании с гравийной набивкой, гидроразрывом пласта, гидроразрывом пласта с установкой гравийного фильтра, кислотной обработкой, цементированием, перфорацией и установкой подвесок хвостовика. Узел инструмента заканчивания 120 может также содержать различные переводники для бурильных колонн и/или сегменты неперфорированной трубы. Верхний конец узла инструмента заканчивания 120 выполнен с возможностью соединения с рабочей колонной 110 с помощью соединителя инструмента для заканчивания скважины 124, в котором в одном варианте реализации изобретения может использоваться цанговое соединение "рач-лач". При этом может использоваться любой подходящий тип соединителя.

На Фиг. 3 проиллюстрирована блок-схема способа 200 заканчивания скважины 12 (Фиг. 1) в соответствии с вариантом реализации изобретения. Как проиллюстрировано на Фиг. 1-3, на шаге 202 может быть пробурен и закончен главный ствол скважины 13, пробурен боковой ствол 15 и может быть установлен дефлектор заканчивания 40. Дефлектор заканчивания 40 может быть установлен путем его размещения в главном стволе скважины 13, примыкающем к боковой секции ствола скважины. Дефлектор заканчивания 40 может быть прикреплен, закреплен или иным образом присоединен к верхнему концу главной колонны заканчивания 30, установленной в главном стволе скважины 13.

Более конкретно, согласно шагу 202 сначала может быть пробурен один или более верхних участков главного ствола скважины 13, затем может быть установлена обсадная колонна 16. После монтажа обсадной колонны может пробуриваться нижняя часть главного ствола скважины 13. Например, операции по заканчиванию главного ствола скважины могут включать гравийную набивку, гидроразрыв пласта, кислотную обработку, цементирование и перфорационные работы, а также же спуск и подвешивание главной колонны заканчивания 30, например, из обсадной колонны 16.

Главная колонна заканчивания 30 может быть опущена за один или два этапа. В случае процесса из двух этапов первая часть главной колонны заканчивания 30 может быть прикреплена к рабочей колонне, опущена в главный ствол скважины 13, при этом могут выполняться различные операции по заканчиванию скважины. Конец первой части главной колонны заканчивания, расположенный выше по стволу скважины, может оканчиваться фиксирующим устройством 29, например, пакером или подвесным устройством хвостовика, который может устанавливаться в нижней части 19 обсадной колонны 16 или вблизи нее для подвешивания главной колонны заканчивания 30. Далее, отклоняющий инструмент, например отклоняющий клин, может быть опущен в главный ствол скважины и установлен в заданном положении, а затем может пробуриваться боковой ствол скважины 15, как более подробно описано ниже. После этого вторая часть главной колонны заканчивания 30 может быть прикреплена к рабочей колонне, опущена в главный ствол скважины 13 и соединена с первой частью главной колонны заканчивания. Конец второй главной колонны заканчивания выше по стволу скважины оканчивается дефлектором заканчивания 40. В то же время, в случае процесса из одного этапа вся главная колонна заканчивания 30 может быть опущена в главный ствол скважины 13 за одну операцию, при этом могут выполняться различные операции по заканчиванию скважины. Главная колонна заканчивания на конце выше по стволу скважины может оканчиваться комбинацией отклоняющий клин/дефлектор заканчивания (конкретно не проиллюстрирована), и затем может пробуриваться боковой ствол 15, как описано ниже.

Чтобы начать бурение бокового ствола скважины 15 в главном стволе скважины 13 в заданном положении может быть установлен отклоняющий инструмент, например отклоняющий клин или комбинация отклоняющий клин/дефлектор заканчивания (не проиллюстрировано). Также с отклоняющим инструментом может устанавливаться временная перегородка (не проиллюстрировано) для предотвращения потерь флюида, а также предотвращения попадания в главный ствол скважины 13 обломков породы, образующихся при бурении бокового ствола скважины 15. Временная перегородка может быть закреплена под отклоняющим инструментом или может являться частью отклоняющего инструмента. В случае, когда в главный ствол скважины 13 устанавливается обсадная колонна 16, в скважину может быть опущен фрезерный инструмент. Отклоняющий инструмент отклоняет фрезерный инструмент в обсадной колонне 16 для вырезания окна в обсадной колонне. Фрезерный инструмент затем может быть заменен буровым долотом и может быть пробурен боковой ствол 15. Затем боковой ствол скважины 15 может быть обсажен и зацементирован, или может быть оставлен как открытый, необсаженный ствол скважины. После бурения бокового ствола скважины 15 к рабочей колонне может быть присоединен инструмент для извлечения и опущен в главную скважину 13 для соединения с отклоняющим инструментом. Затем могут быть извлечены инструмент для извлечения, отклоняющий клин (или съемная верхняя часть комбинации отклоняющий клин/дефлектор заканчивания, при наличии) и временная перегородка в случае, когда установлена.

На шаге 206 боковая колонна заканчивания 32 может быть опущена в ствол скважины 12. В одном варианте реализации изобретения боковая колонна заканчивания 32 может содержать узлы фильтров 24 и пакеры 26. Верхний конец боковой колонны заканчивания 32 может быть подвешен с помощью механизма нижней подвески 60 на буровой установке 10.

На шаге 210 в боковую колонну заканчивания 32 может быть опущен узел инструмента заканчивания 120. Верхний конец узла инструмента заканчивания 120 затем может удерживаться на месте с помощью механизма верхней подвески 66 на буровой установке 10, который может временно устанавливаться выше механизма нижней подвески 60.

В соответствии с вариантом реализации изобретения на шаге 214 верхний конец нижней части рабочей колонны 110 может быть соединен и подвешен с помощью вертлюга 74 на буровой установке 10, при этом установка сопряжения 42 может перемещаться с помощью подъемника 72. Нижняя часть рабочей колонны 110, которая оканчивается на конце, расположенном ниже по стволу скважины, соединителем инструмента для заканчивания скважины 124 сначала может опускаться через боковую секцию 43 установки сопряжения 42, а затем входить в зацепление с расположенным выше по стволу скважины концом узла инструмента заканчивания 120. Соединитель инструмента для заканчивания скважины 124, в котором в некоторых вариантах реализации изобретения может использоваться цанговое соединение типа "рач-лач", выполнен с возможностью безопасного герметичного соединения между рабочей колонной 110 и узлом инструмента заканчивания 120. После выполнения соединения система верхней подвески 66 может быть отсоединена и, при необходимости, извлечена.

На шаге 218 боковой конец установки сопряжения 42, расположенный ниже по стволу скважины, который может быть подвешен на рабочей колонне 110 с помощью подъемника 72, может быть опущен и соединен с концом боковой колонны заканчивания 32, расположенным выше по стволу скважины. При необходимости, установка сопряжения 42 может свободно вращаться относительно боковой колонны заканчивания 32 для продвижения по резьбе. Как только установка сопряжения 42 соединяется с боковой колонной заканчивания 32, механизм нижней подвески 60 может быть демонтирован.

Затем установка сопряжения 42 может опускаться в ствол скважины 12, до тех пор, пока ее конец выше по стволу скважины не будет находиться на высоте элемента нижней подвески 60. Механизм нижней подвески 60 может использоваться для подвешивания боковой колонны заканчивания 32, а механизм верхней подвески 66 может использоваться для подвешивания рабочей колонны 110 так, что подъемник 72 и вертлюг 74 могут быть отсоединены от рабочей колонны 110.

Кроме того, установка сопряжения 42 может соединяться с боковой колонной заканчивания 32 перед позиционированием инструмента для заканчивания скважины 120 в боковой колонне заканчивания 32. В данном случае инструмент для заканчивания скважины 120 может соединяться с рабочей колонной 110, и данная пара может опускаться в боковую колонну заканчивания 32 через боковую секцию установки сопряжения 42.

В соответствии с шагом 222 одна или более секций обсадной трубы 130 могут дополнительно соединяться с концом установки сопряжения 42, расположенным выше по стволу скважины, способом, практически аналогичным описанному выше в отношении шагов 214 и 218. То есть, в то время как установка сопряжения 42 и рабочая колонна 110 подвешиваются с помощью механизмов нижней и верхней подвески 60, 66, соответственно, с помощью вертлюга 74 и подъемника 72 могут добавляться дополнительные секции рабочей колонны 110 и обсадной трубы 130.

Кроме того, обсадная колонна 130 и установка сопряжения 42 могут соединяться с боковой колонной заканчивания 32 перед позиционированием инструмента для заканчивания скважины 120 в боковой колонне заканчивания 32. В данном случае, инструмент для заканчивания скважины 120 может соединяться с рабочей колонной 110, верхним соединителем для заканчивания 52, фиксирующим устройством 50 и соответствующим установочным инструментом 114. Затем инструмент для заканчивания скважины 120 может быть опущен в боковую колонну заканчивания 32 через обсадную колонну 130 и боковую секцию 42 установки сопряжения 42. Затем нижний соединитель фиксирующего устройства 50 может быть соединен с верхним соединителем обсадной колонны 130.

На шаге 226 к узлу заканчивания бокового ствола скважины 100 могут быть добавлены верхний соединитель для заканчивания 52, фиксирующее устройство 50, и соответствующий установочный инструмент 114 . В соответствии с вариантом реализации изобретения верхний соединитель для заканчивания 52 может быть соединен с верхним концом фиксирующего устройства 50. Установочный инструмент 114 может располагаться внутри и крепиться с возможностью разъединения к фиксирующему устройству 50, как описано более подробно далее. В то время как обсадная колонна 130 (или установка сопряжения 42, в случае, когда обсадная колонна 130 не предусмотрена) может быть подвешена с помощью механизма нижней подвески 60, а рабочая колонна 110 может быть подвешена с помощью механизма верхней подвески 66, установочный инструмент 114 может быть соединен с рабочей колонной 110 с помощью буровой установки 10. Верхний соединитель для заканчивания 52 и фиксирующее устройство 50 могут перемещаться вместе с установочным инструментом 114. Затем верхний соединитель для заканчивания 52 и фиксирующее устройство 50 могут навинчиваться на расположенный выше по стволу скважины конец обсадной колонны 130 (или установка сопряжения 42 в случае, когда обсадная колонна 130 не предусмотрена) посредством вращения рабочей колонны 110. Затем с помощью рабочей колонны 110 может перемещаться вся коаксиальная компоновка заканчивания бокового ствола скважины 100.

Кроме того, верхний соединитель для заканчивания 52, фиксирующее устройство 50, обсадная колонна 130 и установка сопряжения 42 могут соединяться с боковой колонной заканчивания 32 перед позиционированием инструмента для заканчивания скважины 120 в боковой колонне заканчивания 32. В данном случае инструмент для заканчивания скважины 120 может соединяться с рабочей колонной 110, причем данная пара соединителей спускается в боковую колонну заканчивания 32 через верхний соединитель для заканчивания 52, фиксирующее устройство 50, соответствующий установочный инструмент 114, обсадную колонну 130 и боковую секцию 43 установки сопряжения 42.

Кроме того, верхний соединитель для заканчивания 52, фиксирующее устройство 50, обсадная колонна 130 и установка сопряжения 42 могут соединяться с боковой колонной заканчивания 32 перед позиционированием инструмента для заканчивания скважины 120 и установочного инструмента 114 в боковой колонне заканчивания 32 и фиксирующем устройстве 50, соответственно. В данном случае инструмент для заканчивания скважины 120 и установочный инструмент 114 могут быть соединены с рабочей колонной 110, и затем инструмент для заканчивания скважины 120 может быть опущен через верхний соединитель для заканчивания 52, фиксирующее устройство 50, обсадную колонну 130 и боковую секцию 43 установки сопряжения 42 в боковую колонну заканчивания 32. Одновременно, установочный инструмент 114 может быть позиционирован с возможностью соединения с фиксирующим устройством 50.

На шаге 230 компоновка заканчивания бокового ствола скважины 100 может быть опущена в ствол скважины 12 обычном способом, при этом поочередно активируя сцепление и расцепление механизма нижней подвески 60 для удержания и освобождения рабочей колонны 110 по мере добавления новых свечей бурильных труб. В случае, когда дальний конец боковой колонны заканчивания 32 контактирует с наклонной поверхностью 45 дефлектора заканчивания 40, боковая колонна заканчивания 32 может отклоняться в боковой ствол скважины 15. Компоновка заканчивания бокового ствола скважины 100 может опускаться до тех пор, пока штуцер 44а пары соединителей главной секции 44 входит в приемное гнездо, образованное на конце дефлектора заканчивания 40 выше по стволу скважины, тем самым гидравлически и механически соединяя главную секцию 41 установки сопряжения 42 с главной колонной заканчивания 30.

На шаге 234 для монтажа фиксирующего устройства 50 в стволе скважины 12 может использоваться установочный инструмент 114, как описано более подробно ниже. Фиксирующим устройством 50 может быть подвеска хвостовика, содержащая клинья для захвата труб и уплотнения из эластомера или подобного материала, выполненные с возможностью расширения для захвата и уплотнения с внутренней поверхностью обсадной колонны 16. Затем установочный инструмент 114 может быть освобожден из фиксирующего устройства 50, позволяя одновременно перемещаться рабочей колонне 110 и узлу инструмента заканчивания 120, при этом свободно перемещаясь в боковой колонне заканчивания 32.

На шаге 238 операции по заканчиванию в боковом стволе скважины 15 могут выполняться с использованием узла инструмента заканчивания 120 и боковой колонны заканчивания 32. Например, операции по заканчиванию могут включать гравийную набивку, гидроразрыв пласта, гидроразрыв пласта с монтажом гравийного фильтра, кислотную обработку, цементирование, перфорационные работы и монтаж подвесок хвостовика.

После завершения операций по заканчиванию бокового ствола скважины на шаге 242 рабочая колонна 110 с инструментом для заканчивания скважины 120 и установочным инструментом 114 может быть поднята из ствола скважины 12. Инструмент для заканчивания скважины 120 может иметь такие размеры, чтобы проходить через боковую секцию 43 установки сопряжения 42. Установочный инструмент 114 может также иметь такие размеры, чтобы проходить через боковую секцию 43 установки сопряжения 42.

В заключение, на шаге 246 колонна насосно-компрессорных труб 22 вместе с верхним участком колонны заканчивания 54 могут быть опущены в ствол скважины 12 и соединены с верхним соединителем для заканчивания 52. В одном варианте реализации изобретения верхний соединитель для заканчивания 52 может быть соединителем, выполненным с возможностью сочленения в жидкости и возможностью замкового соединения.

Для каждой операции спуска-подъема из скважины для монтажа оборудования или выполнения работ требуется дополнительное время и финансовые затраты. С помощью спуска инструмента для заканчивания скважины 120 в боковой ствол скважины 15 одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения 42 в стволе скважины 12, и извлечения инструмента для заканчивания скважины 120 через боковую секцию 43 установки сопряжения 42 после завершения операций по заканчиванию скважины спускоподъемные операции могут быть сокращены, а сопутствующие расходы могут быть снижены.

На Фиг. 4А-4С проиллюстрированы подробные виды продольного сечения последовательных осевых частей фиксирующего устройства 50 в виде подвески хвостовика и установочного инструмента 114 в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения. Возможны другие конфигурации и варианты реализации изобретения, не выходящие за пределы объема данного изобретения.

На Фиг. 4А-4С проиллюстрированы фиксирующее устройство 50 и установочный инструмент 114 в конфигурации для спуска в ствол скважины 12 (Фиг. 1). Установочный инструмент 114 может соединяться с рабочей колонной 110 (Фиг. 2) с помощью верхнего и нижнего резьбового соединения 324, 325 (Фиг. 4А, 4С), соответственно. Фиксирующее устройство 50 может содержать на верхнем конце верхний соединитель колонны заканчивания 52 (Фиг. 4B и 4С) для соединения с колонной насосно-компрессорных труб 22 и верхним участком колонны заканчивания 54 (Фиг. 1) и содержать на нижнем конце нижнее резьбовое соединение 326 для соединения с обсадной колонной 130 или верхним концом установки сопряжения 42.

Установочный инструмент 114 может быть закреплен с возможностью разъединения в фиксирующем устройстве 50 с помощью фиксатора 328 (Фиг. 4С), который может содержать цанги 330, которые входят в пазы 332, образованные в установочной муфте 334 фиксирующего устройства 50. При функциональном вхождении в пазы 332 и опоре с внешней стороны с помощью опорной муфты 336 цанги 330 могут передавать крутящий момент и осевое усилие между установочным инструментом 114 и фиксирующим устройством 50.

Опорная муфта 336 может удерживаться в требуемом положении, при этом удерживая цанги 330 с внешней стороны с помощью срезаемых штифтов 338. При этом в случае, когда прикладывается достаточное усилие к внутреннему проточному каналу 340 установочного инструмента 114, площадь цилиндра между уплотнениями 342 может привести к срезанию срезаемых штифтов 338, при этом опорная муфта 336 смещается вниз, что приводит к освобождению цанг 330, позволяя им выйти из пазов 332. Кроме того, фиксатор 328 может быть освобожден с помощью перемещения вниз узла универсальной цилиндрической внутренней оправки 344, с помощью которой расширяется проточный канал 340.

Набор срезаемых винтов 346 выполнен с возможностью удержания внутренней оправки 344 с возможностью последующего снятия в требуемом положении относительно внешнего корпуса 348 установочного инструмента 114. В случае, когда к внутренней оправке 344 прикладывается значительное усилие вниз (например, с помощью посадки рабочей колонны 110 (Фиг. 2) после монтажа фиксирующего устройства 50), срезаемые винты 346 могут быть срезаны, благодаря чему становится возможным смещение внутренней оправки вниз относительно внешнего корпуса 348.

На Фиг. 5 проиллюстрированы верхняя и нижняя части установочного инструмента 114 и фиксирующее устройство 50, аналогичные проиллюстрированным на Фиг. 4А и 4С, соответственно, проиллюстрированные после смещения вниз внутренней оправки 344 относительно внешнего корпуса 348. На чертеже видны срезанные срезаемые винты 346 и способ смещения внутренней оправки 344 вниз. Цанги 330 больше не удерживаются опорной муфтой 336 с внешней стороны. Цанги 330 теперь могут выйти из пазов 332 из-за поднятия внутренней оправки 344 вместе с рабочей колонной 110 (Фиг. 2). Замковые защелки 350 могут предотвратить повторное удержание цанг 330 опорной муфтой 336, вызванное поднятием внутренней оправки 344.

Возвращаясь к Фиг. 4А-4С, установочный инструмент 114 может приводиться в действие для монтажа фиксирующего устройства 50 посредством приложения повышенного давления к проточному каналу 340 (через внутреннюю поверхность рабочей колонны 110 (Фиг. 2)), чтобы тем самым увеличить разность давлений между проточным каналом 340 и внешней поверхностью установочного инструмента 114 (т.е. кольцевым зазором 23). При заданной разности давлений между проточным каналом 340 и кольцевым зазором 23 срезаемый штифт 358, удерживающий клапанную втулку 354, может быть срезан, при этом клапанная втулка 354 может переместиться вверх, а откидной клапан 356 может закрыться. При закрытии откидного клапана 356 верхняя часть 340а проточного канала 340 может быть изолирована от нижней части 340b проточного канала (Фиг. 4В). При этом, закрытый откидной клапан 356 может быть выполнен с возможностью выравнивания давления между частями 340а, 340b проточного канала при повышении давления, приложенного к проточному каналу 340 из-за освобождения рабочей колонны 110 (Фиг. 2).

Затем давление в верхней части проточного канала 340а может повторно увеличиться (например, из-за повышенного давления в рабочей колонне 110 (Фиг. 2)) для приложения разности давлений через три цилиндра 360, взаимосвязанных во внешнем корпусе 348 (Фиг. 4A и 4B). Верхняя часть каждого цилиндра 360 может подвергаться давлению в проточном канале 340 через отверстия 362, образованные с помощью внутренней оправки 344, причем нижняя часть каждого цилиндра может подвергаться давлению в кольцевом зазоре 23 через отверстия 364, образованные с помощью внешнего корпуса 348.

Ниже откидного клапана 356 может быть расположен клапан для выпуска воздуха 370. Клапан для выпуска воздуха 370 выполнен с возможностью выпуска воздуха из нижней части проточного канала 340b в кольцевой зазор 23 (через одно из отверстий 364) в случае, когда разность давлений на клапане для выпуска воздуха достигает заданного значения. В качестве клапана для выпуска воздуха 370 может использоваться разрушающаяся мембрана, при этом могут использоваться другие типы устройств для выпуска воздуха или сброса давления.

В нижней части внешнего корпуса 348 может быть расположен расширительный конус 366. Расширительный конус 366 может содержать нижнюю усеченно-коническую поверхность 368, образованную на нем, которая может проходить через внутреннюю поверхность фиксирующего устройства 50 к внешнему расширению фиксирующего устройства 50. Термин "расширительный конус" в контексте данной заявки предназначен для охвата соответствующих конструкций, таких как клинья или оправки, независимо от того, содержат ли данные конструкции конические поверхности.

В одном варианте реализации изобретения только небольшая верхняя часть фиксирующего устройства 50 перекрывает расширительный конус 366. Данная конфигурация может значительно сократить требуемый наружный диаметр установочного инструмента 114. Разность давления на цилиндрах 360 может привести к тому, что каждый из цилиндров будет оказывать отклоняющее вниз усилие на расширительный конус 366 через внешний корпус 348. Суммирующая отклоняющая сила может привести к движению расширительного конуса 366 вниз через внутреннюю часть фиксирующего устройства 50, таким образом осуществляя монтаж фиксирующего устройства 50.

После того как внешний корпус 348 был смещен вниз на заданное расстояние относительно внутренней оправки 344, перегородка 376 может войти в контакт и перемещаться с помощью внутренней оправки 344, тем самым открывая отверстие 374 (Фиг. 4В) и обеспечивая гидравлическую связь между кольцевым зазором 23 и верхней поверхностью одного из цилиндров 360, тем самым обеспечивая заметное падение давления в рабочей колонне 110 (Фиг. 2), чтобы указать, что операция посадки успешно завершена.

По мере расширения фиксирующего устройства 50 одно или более внешних уплотнений 380 (Фиг. 4С) на внешней поверхности фиксирующего устройства 50 могут входить в зацепление с внутренней поверхностью обсадной колонны 16 (Фиг. 1) для уплотнения и фиксации. Внутренняя оправка 44 теперь может быть смещена вниз (т.е. с помощью посадки рабочей колонны 110 (Фиг. 2)) для освобождения фиксатора 328, как описано выше. Затем установочный инструмент 114, рабочая колонна 110 и узел инструмента заканчивания 120 (Фиг. 2) могут свободно перемещаться.

Несмотря на то, что в данной заявке описываются три цилиндра 360, может также использоваться любое большее или меньшее количество цилиндров. В случае, когда для конкретной конфигурации установочного инструмента/подвески хвостовика требуется большая отклоняющая сила, то может использоваться большее количество цилиндров 360. Большая отклоняющая сила также может достигаться путем увеличения площади поверхности каждого из цилиндров 360.

Операции по заканчиванию могут включать гравийную набивку. Открытый ствол скважины в неуплотненных продуктивных пластах может содержать тонкозернистые частицы и песок, который выносится из пласта потоком флюидов. Песок, содержащийся в добываемых флюидах, может приводить к износу трением и всячески повреждать трубопровод, насосы, и т.д. и, предпочтительно, должен удаляться из добываемых флюидов. Поэтому в колоннах заканчивания могут устанавливаться узлы фильтров, причем узлы фильтров в стволе скважины могут набиваться гравием, для содействия фильтрации тонкозернистых частиц и песка из добываемых флюидов.

Как правило, оборудование для выполнения гравийной набивки, используемые для монтажа узлов фильтров и гравия, может содержать рабочую колонну, содержащую пакер и узел перекрестных потоков, а также промывочную трубу, проходящую под узлом перекрестных потоков в нижней части узла фильтра. В случае правильного монтажа гравийной набивки пакер может уплотнять кольцевой зазор между рабочей колонной и стволом скважины над узлом фильтра. Жидкий шлам гравийной набивки, т.е. жидкость, содержащая зернистый материал, может перекачиваться по рабочей колонне в узел перекрестных потоков, выполненный с возможностью направления жидкого шлама в кольцевой зазор ниже пакера. Жидкий шлам может течь в узел фильтра, выполненный с возможностью фильтрации твердых частиц, которые осаждаются в гравийной набивке вокруг сетчатого фильтра. Затем флюид может течь через узел фильтра в промывочную трубу и обратно в узел перекрестных потоков, выполненный с возможностью направления обратного потока в кольцевой зазор ниже пакера.

Операции по заканчиванию могут также включать цементирование. Как правило, оборудование для цементирования выполнено с возможностью обеспечения пути для потока, по которому может подаваться жидкий цемент из рабочей колонны в кольцевой зазор между обсадной колонной, хвостовиком или другими трубными изделиями нефтепромыслового сортамента и стенкой ствола скважины. Поскольку ствол скважины, как правило, может быть заполнен жидкостью, например буровым раствором, раствором для заканчивания скважин, и т.д., цементировочное оборудования может также содержать обратный путь для потока жидкости, которая вытесняется цементом во время операции цементирования. Для предотвращения попадания цемента в кольцевое пространство между рабочей колонной и обсадной колонной, хвостовиком и т.д. может использоваться пакер.

На Фиг. 6 проиллюстрировано продольное сечение узла инструмента заканчивания 120, расположенного в пределах участка боковой колонны заканчивания 32 в соответствии с вариантом реализации изобретения. Как проиллюстрировано на Фиг. 1 и 6, узел инструмента заканчивания 120 на Фиг. 6 может быть комбинированным узлом инструмента для цементирования и инструмента для гравийной набивки, который может обеспечить селективные пути для потока для гравийной набивки, цементирования, чистки и, при необходимости, накачки пакеров. При этом при необходимости может использоваться любой подходящий узел инструмента заканчивания.

Боковая колонна заканчивания 32 может содержать один или более узлов фильтров 24 и пакеров 26, связанных с секциями неперфорированной трубы 438. Боковая колонна заканчивания 32 может также содержать различные отверстия, клапаны и уплотнения отверстий, которые могут избирательно взаимодействовать с узлом инструмента заканчивания 120, как описано ниже.

Например, первый пакер 26а может являться комбинацией пакер/подвеска для противодействия осевому движению боковой колонны заканчивания 32 в стволе скважины 15. Пакер 26а может обеспечивать водонепроницаемое уплотнение между боковой колонной заканчивания 32 и обсаженной или необсаженной стенкой ствола скважины 15.

Верхнее отверстие для цементирования 434 может быть расположено ниже первого пакера 26а по стволу скважины. Верхнее отверстие для цементирования 434 может содержать цилиндрический клапан 436, выполненный с возможностью выборочно открывать или закрывать верхнее отверстие для цементирования 434. В положении спуска в скважину клапан 436, предпочтительно, находится в закрытом положении.

Нижнее отверстие 434 и неперфорированная труба 438 могут располагаться вдоль боковой колонны заканчивания 32. Неперфорированная труба 438 может являться обычным трубным изделием нефтяного сортамента, например, стальной трубой. Длина неперфорированной трубы 438 может выбираться в зависимости от местоположения продуктивного пласта 21 и/или требуемого местоположения узла фильтра 24. Неперфорированная труба 438 может проходить через криволинейные или наклонные участки ствола скважины 15 и может иметь большую длину.

Первое уплотнительное отверстие 440, содержащее внутреннюю уплотняющую поверхность 442 может располагаться ниже неперфорированной трубы 438 по стволу скважины. Уплотнительное отверстие 440 может содержать толстые стенки муфты или секцию трубы, содержащую полированную внутреннюю поверхность уплотнительного отверстия 442, имеющую прецизионный внутренний диаметр, меньший, чем минимальный внутренний диаметр неперфорированной трубы 438. Кроме того, уплотнительное отверстие 440 может быть выполнено в виде муфты или секции трубы, содержащей внутреннюю уплотняющую поверхность 442, выполненную из эластомерного материала, например одно или более уплотнительных колец круглого сечения. Как описано более подробно ниже, узел инструмента заканчивания 120 выполнен с возможностью перемещения корпуса уплотнителя 482 для герметизации с уплотнительной поверхностью 442. В случае, когда уплотнительная поверхность 442 является полированной металлической поверхностью, узел инструмента заканчивания 120 может нести соответствующий корпус уплотнителя 482 из эластомерного материала. В случае, когда уплотнительная поверхность 442 содержит элемент из эластомерного материала, узел инструмента заканчивания 120 может нести полированный металлический корпус уплотнителя 482.

Нижнее отверстие для цементирования 444, содержащее цилиндрический клапан 446, может размещаться ниже уплотнительного отверстия 440 по стволу скважины. Цилиндрический клапан 446 может быть выполнен с возможностью выборочно открывать или закрывать нижнее отверстие для цементирования 444. В положении спуска в скважину цилиндрический клапан 446, предпочтительно, находится в закрытом положении. Нижнее отверстие для цементирования 444 может также содержать подпружиненный однонаправленный обратный клапан, выполненный с возможностью вытекания жидкости из отверстия 444 в кольцевой зазор 23, при этом предотвращая вытекание жидкости из кольцевого зазора 23 в отверстие 444. При необходимости, могут использоваться другие виды однонаправленных клапанов. Второе уплотнительное отверстие 450, которое может быть практически идентичным первому описанному выше уплотнительному отверстию 440, может располагаться ниже по стволу скважины нижнего отверстия для цементирования 444.

Второй пакер 26b может располагаться ниже второго уплотнительного отверстия 450. Третье уплотнительное отверстие 454 может располагаться ниже второго пакера 26b. Отверстие для гравийной набивки 456 может располагаться ниже третьего уплотнительного отверстия 454 по стволу скважины. Отверстие для гравийной набивки 456 может содержать цилиндрический клапан 458, выполненный с возможностью выборочно открывать или закрывать отверстие для гравийной набивки 456. В положении спуска в скважину клапан 458, предпочтительно, находится в закрытом положении. Отверстие для гравийной набивки 456 может содержать внешний кожух 460, выполненный с возможностью направления жидкости, вытекающей вниз из отверстия гравийной набивки 456, для предотвращения эрозии стенки ствола скважины 15. Четвертое уплотнительное отверстие 462 может располагаться ниже отверстия для гравийной набивки 456. Откидной клапан 464 может располагаться ниже четвертого уплотнительного отверстия 462. В то время как проиллюстрирован откидной клапан 464, при необходимости, также могут использоваться другие устройства для управления потоком жидкости, например, шаровой клапан.

Узел фильтра 24 может располагаться ниже откидного клапана 464 и в варианте реализации изобретения, проиллюстрированном на Фиг. 6, может использоваться для заканчивания дальнего конца боковой колонны заканчивания 32. Узел фильтра 24 может содержать сетчатый фильтр 468. При необходимости, вместо сетчатого фильтра 468 могут использоваться другие виды фильтров, например щелевидная труба или перфорированная труба. Неперфорированная труба 438 может соединять узел фильтра 24 как часть боковой колонны заканчивания 32.

Узел инструмента заканчивания 120 может соединяться с помощью своего верхнего конца с рабочей колонной 110. Узел инструмента заканчивания 120 на своем верхнем конце может содержать инструмент установки пакера 472. Инструмент установки пакера 472 может использоваться для монтажа пакера 26а, и его конструкция может быть аналогичной конструкции описанного выше установочного инструмента 114 (Фиг. 4А-4С).

Узел инструмента заканчивания 120 может содержать сдвигающее устройство 474 для открытия и закрытия различных цилиндрических клапанов 436, 446 и 458 при перемещении узла инструмента заканчивания 120 вниз и вверх внутри боковой колонны заканчивания 32. Узел инструмента заканчивания 120 может также содержать узел перекрестных потоков, проиллюстрированный в целом как 476. Узел перекрестных потоков 476 может содержать отверстие перекрестных потоков 478, выполненное с возможностью гидравлической связи с внутренней поверхностью 111 рабочей колонны 110 и канал перекрестных потоков 480, выполненный с возможностью гидравлической связи с кольцевым зазором 23.

Как указывалось выше, может использоваться корпус уплотнителя 482. Корпус уплотнителя 482 может перемещаться на внешнюю цилиндрическую поверхность узла перекрестных потоков 476 и может простираться выше и ниже отверстия перекрестных потоков 478. Корпус уплотнителя 482 может быть выполнен в виде отдельной металлической муфты, содержащей на своей внешней поверхности множество колец из эластомерного материала. Внешний диаметр кольца из эластомерного материала может быть немного больше, например, от 0,254 до 0,635 миллиметров (0,010 до 0,025 дюйма) внутреннего диаметра уплотнительных отверстий 440, 450, 454 и 462. При такой конструкции уплотнительные отверстия 440, 450, 454 и 462 могут содержать внутренние полированные металлические поверхности, например, 442.

Кроме того, внутренние поверхности уплотнительных отверстий 440, 450, 454 и 462 могут содержать элементы из эластомерного материала, например, уплотнительные кольца круглого сечения, причем корпус уплотнителя 482 может быть выполнен только как металлическая муфта, содержащая полированную поверхность с наружным диаметром несколько большим внутреннего диаметра элементов из эластомерного материала уплотнительных отверстий 440, 450, 454 и 462.

В любом случае корпус уплотнителя 482 может образовывать водонепроницаемые уплотнения с уплотнительными отверстиями 440, 450, 454 и 462 в любой точке по длине корпуса уплотнителя 482. Корпус уплотнителя 482 может иметь достаточную длину выше и ниже отверстия перекрестных потоков 478 для формирования уплотнителей одновременно с уплотнительными отверстиями 440 и 450 или одновременно с уплотнительными отверстиями 454 и 462.

Нижняя часть узла инструмента заканчивания 120 может содержать промывочную трубу 484, которая может проходить через откидной клапан 464 и в узел фильтра 24.

Во время работы при использовании конфигурации спуска в скважину, проиллюстрированной на Фиг 6, сначала может быть установлен первый пакер 26а с помощью инструмента для установки пакера 472 путем введения падающего шара 486 через внутреннее пространство 111 рабочей колонны 110 и дальнейшего увеличения давления во внутреннем пространстве 111. Отверстие перекрестных потоков 478 может располагаться в нижнем уплотнительном отверстии 462 ниже отверстия для гравийной набивки 456. Корпус уплотнителя 482 может контактировать с уплотнительным отверстием 462 как выше, так и ниже отверстия перекрестных потоков 478, тем самым предотвращая протекание жидкости в отверстие перекрестных потоков 478 или из него. Падающий шар 486 может изолировать внутреннее пространство 111 рабочей колонны 110 от кольцевого зазора 23, как выше, так и ниже верхнего пакера 26а. Повышение давления в кольцевом зазоре 23 ниже по стволу скважины установленного первого пакера 26а может привести к монтажу второго пакера 26b.

В одном варианте реализации изобретения падающий шар 486 может быть таким же шаром, что и используемый для монтажа фиксирующего устройства 50 (Фиг. 2) с помощью прокачиваемого переводника с шаром (не проиллюстрирован). Прокачиваемый переводник с шаром выполнен с возможностью удержания и уплотнения с помощью падающего шара во время монтажа фиксирующего устройства 50. После этого может быть приложено дополнительное давление для освобождения падающего шара, который затем может перемещаться посредством нагнетания дальше вниз по стволу скважины для монтажа первого пакера 26а.

После монтажа обоих пакеров 26a, 26b узел инструмента заканчивания 120 может перемещаться относительно узла фильтра 24 для гравийной набивки. При подъеме рабочей колонны 110 отверстие перекрестных потоков 478 может быть установлено в положение для гидравлической связи с отверстием для гравийной набивки 456 с помощью позиционирования корпуса уплотнителя 482 до контакта с уплотнительными отверстиями 454 и 462 выше и ниже отверстия перекрестных потоков 478, соответственно. Затем жидкий шлам гравийной набивки может перекачиваться вниз по рабочей колонне 110 и через отверстие перекрестных потоков 478 и отверстие для гравийной набивки 456 в кольцевой зазор 23. По аналогии с типовой гравийной набивкой, жидкая часть жидкого шлама может протекать через сетчатый фильтр 468 узла фильтра 24, в то время как частицы могут накапливаться в кольцевом зазоре 23 для формирования гравийной набивки вокруг узла фильтра 24. Затем жидкая часть может подниматься по промывочной трубе 484 через канал перекрестных потоков 480 и возвращаться через кольцевой зазор 23 над верхним пакером 26а.

В конфигурации гравийной набивки узел инструмента заканчивания 120 может также использоваться для выполнения технологических операций, отличных или дополнительных к гравийной набивке, например, гидроразрыва пласта или кислотной обработки, при которых требуется дозирование жидкости ниже внутреннего пространства 111 рабочей колонны 110 в пласте 21, окружающем узел фильтра 24. Путем предотвращения обратного потока через кольцевой зазор 23 может быть приложено повышенное давление для закачивания флюидов в пласт 21.

Рабочая колонна 110 может быть позиционирована для перемещения отверстия перекрестных потоков 478 вверх по стволу скважины от уплотнительного отверстия 454, при этом оставляя корпус уплотнителя 482 в герметичном контакте с уплотнительным отверстием 454 ниже отверстия 478. В этом положении жидкость может циркулировать обратно в нижнюю часть кольцевого зазора 23, в отверстие перекрестных потоков 478 и в верхнюю часть внутреннего пространства 111 рабочей колонны 110 для удаления оставшегося жидкого шлама гравийной набивки или состава для обработки приствольной зоны из кольцевого зазора 23 и рабочей колонны 110.

Рабочая колонна 110 также может быть позиционирована для цементирования неперфорированной трубы 438 над вторым пакером 26b. Рабочая колонна 110 может быть сначала поднята в положение муфты сдвигающего устройства 474 над цилиндрическими клапанами 436 и 446, а затем опущена для открытия цилиндрических клапанов 436 и 446 в верхнем и нижнем отверстиях для цементирования 434 и 444. В данном положении цементирования отверстие перекрестных потоков 478 может находиться в гидравлической связи с нижним отверстием для цементирования 444. Корпус уплотнителя 482 может создать уплотнительный контакт с уплотнительными отверстиями 440 и 450, соответственно, выше и ниже отверстия перекрестных потоков 478. Цемент может перекачиваться в нижнюю часть внутреннего пространства 111 рабочей колонны 110, через отверстие перекрестных потоков 478 и нижнее отверстие для цементирования 444, и в кольцевой зазор 23. Затем цемент может подниматься до кольцевого зазора 23 к верхнему отверстию для цементирования 434.

Нижнее отверстие для цементирования 444 может содержать подпружиненный обратный клапан. Смещение пружины может быть настроено для установки минимального давления, при котором цемент может быть откачан через клапан и обеспечения принудительного закрытия обратного клапана при прекращении перекачивания.

Когда перекачивание цемента прекращается рабочая колонна 110 может быть снова поднята на небольшое расстояние так, чтобы отверстие перекрестных потоков 478 находилось выше уплотнительного отверстия 440, причем корпус уплотнителя 482 ниже отверстия 478 может создавать уплотнение с уплотнительным отверстием 440. Затем свободная от примесей жидкость может поступать в нижнюю часть внутреннего пространства 111 рабочей колонны 110 через отверстие перекрестных потоков 478 и обратно вверх к кольцевому зазору 23 для очистки от излишков цемента. При необходимости, циркуляция может быть обратной.

На Фиг. 6 проиллюстрирован только один узел фильтра 24, расположенный ниже неперфорированной трубы 438. При этом, как проиллюстрировано на Фиг. 1, может быть несколько продуктивных зон, и может понадобиться обеспечить также гравийную набивку узла фильтра 24 в каждой из зон. Кроме того, множество узлов фильтров 24 может располагаться по всей длине горизонтального участка ствола скважины, который может проходить через одну продуктивную зону.

Соответственно, боковая колонна заканчивания 32 узла заканчивания бокового ствола скважины 100 (Фиг. 2) может содержать множество узлов фильтров 26, разделенных на интервалы последовательно с секциями неперфорированной трубы 438. Каждый узел фильтра 24 также может быть связан с пакером 26, отверстием для гравийной набивки 456 и уплотнительными отверстиями 454 и 462, позиционированными относительно пакера 26, и отверстиями для гравийной набивки 456. Каждый узел фильтра 24 также может быть связан с уплотнительным отверстием 450, расположенным над каждым пакером 26. Описанные выше процессы могут использоваться для выборочной накачки каждого пакера 26 и для последовательной гравийной набивки каждого узла фильтра 24. В случае, когда все узлы фильтров 26 были набиты гравием, может выполняться цементирование неперфорированной трубы 438, как описано выше.

Таким образом, были описаны компоновка и способ заканчивания скважин. Варианты реализации узла заканчивания скважин, как правило, могут содержать: Y-образную трубчатую установку сопряжения, образовывающую конец, расположенный со стороны выше по стволу скважины, главную секцию, завершающуюся главным концом, расположенным со стороны ниже по стволу скважины, и боковую секцию, завершающуюся концом, расположенным со стороны ниже по стволу боковой скважины; колонну заканчивания, присоединенную к одному из: указанной главной секции и указанной боковой секции указанной установки сопряжения; узел инструмента заканчивания, расположенный внутри указанной колонны заканчивания; фиксирующее устройство, присоединенное к указанной установке сопряжения; установочный инструмент по меньшей мере частично расположенный внутри и разъемно присоединенный к указанному фиксирующему устройству; и рабочую колонну, перемещающую указанный узел инструмента заканчивания и указанный установочный инструмент, причем указанная рабочая колонна проходит сквозь одно из: указанную главную секцию и указанную боковую секцию указанной установки сопряжения. Варианты реализации способа для заканчивания скважины могут включать: спуск узла инструмента заканчивания внутрь одного из: указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения в месте пересечения указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины; и затем удаление указанного узла инструмента заканчивания из указанного одного из: указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины через указанную установку сопряжения.

Любой из вышеперечисленных вариантов реализации может включать один из следующих элементов или признаков по отдельности или в комбинации друг с другом: по меньшей мере одно из группы, содержащей инструмент гравийной набивки, инструмент цементирования, инструмент перфорирования, узла перекрестных потоков, изолирующий пакер, узел сетчатого фильтра и инструмент гидроразрыва; соединитель инструмента заканчивания, выполненный с возможностью перемещения вдоль указанной рабочей колонны, присоединяющий указанный узел инструмента заканчивания к указанной рабочей колонне; соединитель инструмента заканчивания, содержащий цанговое соединение "рач-лач"; фиксирующее устройство, которое присоединяется к расположенному выше по стволу скважины указанному концу указанной установки сопряжения; узел инструмента заканчивания, размеры которого выбираются такими, чтобы проходить сквозь одно из: главную секцию и боковую секцию установки сопряжения; штуцер для герметичного соединения, присоединенный к другому главному концу и боковому концу установки сопряжения, причем штуцеру для герметичного соединения выбираются такие размеры, чтобы он мог быть установлен внутрь дефлектора заканчивания; фиксирующее устройство, которое представляет собой подвеску хвостовика; секция обсадной трубы, присоединенная между установкой сопряжения и фиксирующим устройством; колонна заканчивания, которая содержит узел фильтра и пакер; колонна заканчивания является боковой колонной заканчивания, присоединенной к боковой секции установки сопряжения; спуск колонны заканчивания в один из боковых стволов скважины одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения; присоединение установки сопряжения к фиксирующему устройству; перемещение с отсоединением фиксирующего устройства посредством установочного инструмента; перемещение установочного инструмента и узла инструмента заканчивания посредством рабочей колонны; спуск узла инструмента заканчивания и установки сопряжения внутрь скважины посредством рабочей колонны; прохождение рабочей колонны через боковую секцию установки сопряжения; спуск узла инструмента заканчивания и боковой колонны заканчивания внутрь бокового ствола скважины одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения в месте пересечения бокового ствола скважины и главного ствола скважины; удаление узла инструмента заканчивания из бокового ствола скважины через боковую секцию установки сопряжения; закрепление фиксирующего устройства внутри главного ствола скважины посредством установочного инструмента; отсоединение установочного инструмента от фиксирующего устройства; выборочная подача узла инструмента заканчивания внутрь бокового ствола скважины посредством рабочей колонны; выполнение операции заканчивания с помощью узла инструмента заканчивания; узел инструмента заканчивания содержит инструмент гравийной набивки; выполнение операции гравийной набивки внутри бокового ствола скважины посредством узла инструмента заканчивания; узел инструмента заканчивания содержит инструмент цементирования; выполнение операции цементирования внутри бокового ствола посредством узла инструмента заканчивания; спуск участка боковой колонны заканчивания внутрь ствола скважины; спуск узла инструмента заканчивания внутрь боковой колонны заканчивания; присоединение установки сопряжения к боковой колонне заканчивания; присоединение участка рабочей колонны к узлу инструмента заканчивания посредством установки сопряжения; присоединение участка рабочей колонны к узлу инструмента заканчивания, используя цанговое соединение "рач-лач"; размещение установочного инструмента внутри фиксирующего устройства; присоединение установочного инструмента к фиксирующему устройству; присоединение установочного инструмента к участку рабочей колонны; прикрепление фиксирующего устройства к установке сопряжения; присоединение фиксирующего устройства к установке сопряжения посредством по меньшей мере одной секции обсадной трубы; обеспечение узла фильтра и пакера вдоль боковой колонны заканчивания; позиционирование дефлектора заканчивания в главном стволе скважины; отклонение боковой колонны заканчивания внутрь бокового ствола скважины посредством дефлектора заканчивания; присоединение установки сопряжения к дефлектору заканчивания; и присоединение верхнего сегмента колонны заканчивания к фиксирующему устройству.

Реферат изобретения приводится исключительно для обеспечения возможности быстрого определения при беглом прочтении характера и сущности технического описания, и является исключительно одним или более вариантами реализации изобретения.

Хотя были подробно проиллюстрированы различные варианты реализации изобретения, изобретение не ограничивается проиллюстрированными вариантами реализации. Для специалистов в данной области техники могут быть очевидны модификации и адаптации вышеприведенных вариантов реализации изобретения. Такие модификации и изменения являются возможными без отхода от сущности и объема данного изобретения.

1. Компоновка заканчивания скважины для подготовки скважины к эксплуатации, содержащая:

по сути Y-образную трубчатую установку сопряжения, образовывающую конец, расположенный со стороны выше по стволу скважины, главную секцию, завершающуюся главным концом, расположенным со стороны ниже по стволу скважины, и боковую секцию, завершающуюся концом, расположенным со стороны ниже по стволу боковой скважины;

колонну заканчивания, присоединенную к одному из: указанной главной секции и указанной боковой секции указанной установки сопряжения;

узел инструмента заканчивания, расположенный внутри указанной колонны заканчивания;

фиксирующее устройство, присоединенное к указанной установке сопряжения;

установочный инструмент, по меньшей мере частично расположенный внутри и разъемно присоединенный к указанному фиксирующему устройству; и

рабочую колонну, перемещающую указанный узел инструмента заканчивания и указанный установочный инструмент, причем указанная рабочая колонна проходит сквозь одно из: указанную главную секцию и указанную боковую секцию указанной установки сопряжения.

2. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что узел инструмента заканчивания дополнительно содержит:

по меньшей мере одно из группы, содержащей: инструмент гравийной набивки, инструмент цементирования, инструмент перфорирования, узел перекрестных потоков, изолирующий пакер, узел сетчатого фильтра и инструмент гидроразрыва.

3. Компоновка заканчивания по п.1, дополнительно содержащая:

соединитель инструмента заканчивания, выполненный с возможностью перемещения вдоль указанной рабочей колонны, присоединяющий указанный узел инструмента заканчивания к указанной рабочей колонне.

4. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанный соединитель инструмента заканчивания содержит цанговое соединение "рач-лач".

5. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанное фиксирующее устройство присоединяется к расположенному выше по стволу скважины указанному концу указанной установки сопряжения.

6. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанному узлу инструмента заканчивания выбираются такие размеры, чтобы проходить сквозь одно из: указанную главную секцию и указанную боковую секцию указанной установки сопряжения.

7. Компоновка заканчивания по п.1, дополнительно содержащая:

штуцер для герметичного соединения, присоединенный к другому указанному главному концу и указанному боковому концу указанной установки сопряжения, причем указанному штуцеру для герметичного соединения выбираются такие размеры, чтобы он мог быть установлен внутрь дефлектора заканчивания.

8. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанное фиксирующее устройство представляет собой подвеску хвостовика.

9. Компоновка заканчивания по п.1, дополнительно содержащая:

секцию обсадной трубы, присоединенную между указанной установкой сопряжения и указанным фиксирующим устройством.

10. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанная колонна заканчивания содержит узел фильтра и пакер.

11. Компоновка заканчивания по п.1, отличающаяся тем, что:

указанная колонна заканчивания является боковой колонной заканчивания, присоединенной к указанной боковой секции указанной установки сопряжения.

12. Способ для подготовки к эксплуатации скважины, имеющей главный ствол скважины и боковой ствол скважины, включающий:

спуск узла инструмента заканчивания внутрь одного из: указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения в месте пересечения указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины; и затем

удаление указанного узла инструмента заканчивания из указанного одного из: указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины через указанную установку сопряжения.

13. Способ по п.12, дополнительно включающий:

спуск колонны заканчивания внутрь указанного одного из указанного бокового ствола скважины одновременно с указанным спуском и монтажом указанной установки сопряжения.

14. Способ по п.12, дополнительно включающий:

присоединение указанной установки сопряжения к фиксирующему устройству;

перемещение с отсоединением указанного фиксирующего устройства посредством установочного инструмента;

перемещение указанного установочного инструмента и указанного узла инструмента заканчивания посредством рабочей колонны; и

спуск указанного узла инструмента заканчивания и указанной установки сопряжения внутрь указанной скважины посредством указанной рабочей колонны.

15. Способ по п.14, дополнительно включающий:

прохождение указанной рабочей колонны через боковую секцию указанной установки сопряжения;

спуск указанного узла инструмента заканчивания и боковой колонны заканчивания внутрь указанного бокового ствола скважины одновременно со спуском и монтажом установки сопряжения в месте указанного пересечения указанного бокового ствола скважины и указанного главного ствола скважины; и затем

удаление указанного узла инструмента заканчивания из указанного бокового ствола скважины через указанную боковую секцию указанной установки сопряжения.

16. Способ по п.15, дополнительно включающий:

закрепление указанного фиксирующего устройства внутри указанного главного ствола скважины посредством указанного установочного инструмента;

отсоединение указанного установочного инструмента от указанного фиксирующего устройства; затем

выборочная подача указанного узла инструмента заканчивания внутрь указанного бокового ствола скважины посредством указанной рабочей колонны; и

выполнение операции заканчивания с помощью указанного узла инструмента заканчивания.

17. Способ по п.15, отличающийся тем, что:

указанный узел инструмента заканчивания содержит инструмент гравийной набивки; и

способ дополнительно включает выполнение операции гравийной набивки внутри указанного бокового ствола скважины посредством указанного узла инструмента заканчивания.

18. Способ по п.15, отличающийся тем, что:

указанный узел инструмента заканчивания содержит инструмент цементирования; и

данный способ дополнительно включает выполнение операции цементирования внутри указанного бокового ствола посредством указанного узла инструмента заканчивания.

19. Способ по п.15, дополнительно включающий:

спуск участка указанной боковой колонны заканчивания внутрь указанного ствола скважины;

спуск указанного узла инструмента заканчивания внутрь указанной боковой колонны заканчивания; затем

присоединение указанной установки сопряжения к указанной боковой колонне заканчивания; и затем

присоединение участка указанной рабочей колонны к указанному узлу инструмента заканчивания посредством указанной установки сопряжения.

20. Способ по п.19, дополнительно включающий:

присоединение указанного участка указанной рабочей колонны к указанному узлу инструмента заканчивания, используя цанговое соединение "рач-лач".

21. Способ по п.19, дополнительно включающий:

размещение указанного установочного инструмента внутри указанного фиксирующего устройства;

присоединение указанного установочного инструмента к указанному фиксирующему устройству; затем

присоединение указанного установочного инструмента к указанному участку указанной рабочей колонны; и затем

прикрепление указанного фиксирующего устройства к указанной установке сопряжения.

22. Способ по п.21, дополнительно включающий:

присоединение указанного фиксирующего устройства к указанной установке сопряжения посредством по меньшей мере одной секции обсадной трубы.

23. Способ по п.15, дополнительно включающий:

обеспечение узла фильтра и пакера вдоль указанной боковой колонны заканчивания.

24. Способ по п.15, дополнительно включающий:

позиционирование дефлектора заканчивания в указанном главном стволе скважины;

отклонение указанной боковой колонны заканчивания внутрь указанного бокового ствола скважины посредством указанного дефлектора заканчивания; и

присоединение указанной установки сопряжения к указанному дефлектору заканчивания.

25. Способ по п.15, дополнительно включающий:

присоединение верхнего сегмента колонны заканчивания к указанному фиксирующему устройству.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи природного газа. Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) газового промысла в реальном масштабе времени контролирует устьевое давление Ру.и, устьевую температуру Ту.и, расход газа каждой скважины Qи, а также давления газа Рнгсш в начале газосборного шлейфа и следит за соблюдением условия Pу.и>Pнгсш для всех скважин куста.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Способ аккумуляции холода в пласте включает использование двухтрубной компоновки в двуствольной горизонтальной скважине, спуск первой лифтовой трубы с установкой пакера для отделения затрубного пространства и добычи нефти, спуск второй лифтовой трубы меньшего диаметра.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к фильтрующим устройствам для очистки бурового раствора и защиты бурового оборудования от попадания крупных механических частиц.

Изобретение относится к вибросейсмической технике и может быть использовано для повышения нефтеотдачи нефтегазоносных месторождений путем скважинного вибровоздействия на нефтяные пласты, а также для сейсморазведки земных недр.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано при добыче сланцевой нефти с применением технологии гидравлического разрыва пласта. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта состоит из струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), наземного силового насоса, наземной сепарационной системы и системы управления.

Изобретение относится к технике добычи нефти и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин, а именно газожидкостной смеси. Технический результат - повышение работоспособности и надежности работы установки, снижение вибрации подземного насосного оборудования, вызываемой присутствием газовых включений в откачиваемой продукции.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера.

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для забуривания и крепления дополнительных стволов из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к инструментам для бурения и заканчивания скважин. Инструмент содержит расширяющий модуль и приводной модуль для приведения в движение расширяющего модуля и выполнения расширения.

Группа изобретений относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности, к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.

Изобретение относится к строительству глубоких нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способам вскрытия высоконапорных продуктивных пластов и крепления интервалов вскрытия обсадной колонной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости.

Группа изобретений относится к области бурения многозабойных скважин, в частности к устройствам для создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра основного ствола скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения.

Изобретение относится к устройствам для магнитной обработки скважинной жидкости в призабойной зоне пласта. Технический результат заключается в предотвращении асфальтеносмолопарафиновых отложений и снижении коррозионной активности флюида в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для установки нижней обсадной трубы в стволе скважины. Отсоединяющий инструмент (1), имеющий осевую протяженность вдоль осевой линии (2), содержит генератор (4) осевого усилия, содержащий первую часть (5) и вторую часть (6) и обеспечивающий осевое перемещение второй части относительно первой части вдоль осевой протяженности, кабель (3), питающий генератор осевого усилия, и элемент (7), содержащий ведущую часть (8) и хвостовую часть (9).

Изобретение относится к средствам ориентации скважинной трубы внутри ствола скважины. Способ ориентирования колонны насосно-компрессорных труб в стволе скважины включает спуск колонны скважинных труб внутрь колонны обсадных труб в стволе скважины, зацепление инструмента выравнивания скважинных труб с инструментом выравнивания обсадных труб во время спуска колонны скважинных труб, поворот вращение/поворот колонны скважинных труб в ответ на зацепление инструмента выравнивания скважинных труб с инструментом выравнивания обсадных труб, совмещение поворотом отверстия в колонне скважинных труб с отверстием в колонне обсадных труб через колонну обсадных труб на основе поворота и удерживание совмещенности отверстия в колонне скважинных труб с отверстием в колонне обсадных труб по оси и поворотом.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно. Рабочая колонна, размещенная внутри боковой секции, фиксирующего устройства и боковой колонны заканчивания, содержит установочное устройство, которое разъемно присоединяется к фиксирующему устройству и узлу инструмента заканчивания, размещенному внутри боковой колонны заканчивания. Компоновка заканчивания скважины спускается внутрь ствола скважины посредством рабочей колонны. После закрепления фиксирующего устройства рабочая колонна перемещает узел инструмента заканчивания скважины внутри боковой колонны заканчивания, например, для гравийной набивки, гидроразрыва, гидроразрыва, совмещённого с установкой гравийного фильтра, кислотной обработки, цементирования, перфорационных работ и наполнения пакеров. После заканчивания ствола скважины узел инструмента заканчивания скважины удаляется через боковую секцию установки сопряжения. Технический результат заключается в повышении эффективности заканчивания скважины. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 9 ил.

Наверх