Интенсификация многоствольной скважины

Предложены системы и способ для расположения устройства изоляции внутри многоствольной скважины для изолирования рабочего ствола скважины от других стволов скважины в системе скважины. Устройство изоляции выполнено с возможностью переведения из открытого положения в закрытое положение по существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины. Другая процедура может быть осуществлена на другом стволе многоствольной скважины во время нахождения устройства изоляции в закрытом положении. Насосно-компрессорная колонна, или короткая, или промежуточная колонна заканчивания выполнена с возможностью изолирования ствола скважины от давления, прикладываемого к другому стволу скважины внутри многоствольной скважинной системы. Насосно-компрессорная колонна, или короткая, или промежуточная колонна заканчивания также может изолировать область соединения многоствольной скважинной системы. Причем колонна ствола скважины содержит короткую или промежуточную колонну заканчивания, содержащую узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации многоствольной скважины. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение в целом относится к способам и устройствам для интенсификации нескольких боковых стволов скважины подземного ствола в многоствольной скважинной системе, а в частности (хотя необязательно исключительно) к способам и устройствам для интенсификации и изоляции одного или более стволов скважины в многоствольной скважинной системе.

Уровень техники

Скважина может быть многоствольной скважиной. Многоствольная скважина может содержать несколько боковых стволов скважины, ответвляющихся от ствола скважины. Ствол скважины может быть пробурен вертикально, направленно или под наклонным углом, а боковые стволы скважины могут быть пробурены горизонтально или по-другому отклоняться от ствола скважины. Многоствольные скважины могут иметь увеличенную производительность и больше извлекаемых запасов. После того как первый боковой ствол скважины становится активным или рабочим стволом скважины, например, путем перфорации или интенсификации, вся скважина, включая первый боковой ствол скважины и другие боковые стволы скважины, может считаться "рабочей скважиной". В этом случае операторы могут внедрять процедуры и оборудование контролирования скважины для стабилизации первого бокового ствола скважины и других стволов скважины перед интенсификацией любых дополнительных стволов скважины. Например, первый боковой ствол скважины может быть выведен из равновесия тяжеловесными бурильными растворами или текучими средами. Использование тяжеловесных бурильных растворов или текучих сред может повредить интенсифицированный или "рабочий" первый боковой ствол скважины, и может уменьшить его способность производить требуемую продукцию в достаточном или экономически выгодном объеме или требует длительной настройки для улучшения производительности резервуара. В другом примере установка для ремонта скважин с высоким давлением или комплекс спускоподъемного оборудования может быть использована или использован для бурения, заканчивания и интенсификации дополнительных боковых стволов скважины без выведения первого бокового ствола скважины из равновесия. Эти дополнительные установки для ремонта скважин и буровые наземные компоненты могут увеличивать размер и стоимость разработки необычных скважин и могут являться экономически неоправданными для многих рынков, таких как сланцевая нефть и газ, и трудноизвлекаемые нефть и газ.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с первым устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины и вторым устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 2A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри обсадной колонны ствола скважины и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 2B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 2A с устройством изоляции в обсадной колонне в закрытом положении и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 3A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с первым устройством изоляции в обсадной колонне хвостовика ствола скважины, вторым устройством изоляции в боковом стволе скважины и промежуточным трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 3B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 3A с первым устройством изоляции в обсадной колонне хвостовика в закрытом положении и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 4A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, показанной сбоку, и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 4B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 4A, содержащей устройство изоляции внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, изображенной сбоку в закрытом положении, и трубопроводом, на виде сбоку изображенным расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 5 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины и трубопроводом, который содержит выдвижное устройство для удлинения, на виде сбоку изображенное расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

На фиг. 6 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы со съемным пробочным устройством, расположенным внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины, и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.

Осуществление изобретения

Некоторые аспекты и характерные особенности настоящего изобретения относятся к способам и системам для изоляции бокового ствола скважины от дополнительных боковых стволов скважины в системе многоствольной скважины, если боковой ствол скважины считается рабочим стволом скважины. Боковой ствол скважины может считаться рабочим стволом скважины после осуществления процедуры, такой как интенсификация или перфорация, выполняемые на стволе скважины. Рабочий боковой ствол скважины может быть временно изолирован или закрыт от любых дополнительных боковых стволов скважины устройством изоляции, находящимся в закрытом положении. Добыча и давление от рабочего бокового ствола скважины может оставаться внутри рабочего бокового ствола скважины и не проникать в основной ствол скважины или другие боковые стволы скважины при нахождении устройства изоляции в закрытом положении. Рабочий боковой ствол скважины изолирован от остальной многоствольной скважинной системы, а любые компоненты рабочего бокового ствола скважины, такие как давление или производительность, не сообщаются с остальной системой многоствольной скважины при нахождении устройства изоляции в закрытом положении.

Изоляция рабочего бокового ствола скважины может обеспечить возможность проведения работ в остальной системе многоствольной скважины без возможности сообщения бокового ствола скважины назад к поверхности и исключая сценарий неконтролируемого выброса скважины. Например, дополнительные боковые стволы скважины могут быть безопасно пробурены, закончены и интенсифицированы при нахождении устройства изоляции в закрытом положении. Устройство изоляции также выполнено с возможностью нахождения в открытом положении, в котором обеспечивается доступ к рабочему боковому стволу скважины, а добыча и давление от рабочей боковой ствол скважины не изолировано от любых дополнительных боковых стволов скважины.

Устройство изоляции может содержать закрывающий компонент, выполненный с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением. Закрывающий компонент может содержать клапан, заслонку, шар, химическую таблетку или любые другие закрывающие компоненты. Устройство изоляции может также являться пробочным устройством, которое может быть расположено внутри ствола скважины для изоляции или закрывания бокового ствола скважины. Пробочное устройство может являться съемным пробочным устройством, которое может быть временно расположено внутри ствола скважины для изоляции бокового ствола скважины. Пробочное устройство может быть извлечено из ствола скважины для обеспечения доступа к боковому стволу скважины. В другом аспекте пробочное устройство может оставаться в стволе скважины и может содержать закрывающий компонент, такой как клапан, заслонка, шар, химическая таблетка или другой подходящий закрывающий компонент. Пробочное устройство может быть расположено внутри ствола скважины путем прохождения пробочного устройства через трубопровод, например, колонну заканчивания.

Доступ к боковому стволу скважины может быть повторно предоставлен позже путем повторного открывания устройства изоляции, или в другом аспекте путем убирания пробочного устройства. Например, после интенсификации второго бокового ствола скважины устройство изоляции может быть повторно открыто, таким образом обеспечивая доступ к первому рабочему боковому стволу скважины. Добыча первого рабочего бокового ствола скважины и добыча второго бокового ствола скважины может быть совмещена при нахождении устройства изоляции, расположенного в первом боковом стволе скважины, в открытом положении. В другом аспекте второй боковой ствол скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины могут содержать дополнительные устройства изоляции для избирательной изоляции дополнительных боковых стволов скважины. Устройства изоляции могут обеспечивать возможность индивидуального или совмещенного изготовления первого бокового ствола скважины и любых дополнительных боковых стволов скважины путем расположения устройств изоляции внутрь каждого бокового ствола скважины и управления переводом устройств изоляции между открытым или закрытым положением.

Закрывающий компонент устройства изоляции выполнен с возможностью шарнирной установки и смещения механическими средствами между открытым и закрытым положением. Например, закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения из открытого в закрытое положение путем извлечения колонны ствола скважины из ствола скважины, или посредством использования каротажного кабеля, колонны гибких труб или электрического кабеля. В другом примере закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения между открытым и закрытым положением посредством гидравлического или импульсного способа и посредством гидродинамического сообщения. В других примерах закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения между открытым и закрытым положением посредством дистанционного способа, без ограничения включающего посредством средств идентификации радиочастот, посредством беспроводной телеметрии и посредством акустической телеметрии. Закрывающий компонент устройства изоляции выполнен с возможностью многоразового смещения между открытым положением и закрытым положением. В примере закрывающий компонент может являться химической таблеткой или другим подходящим веществом, которая может образовать убираемое заграждение. Устройство изоляции также или альтернативно может являться пробочным устройством, выполненным с возможностью убирания из ствола скважины. Пробочное устройство может считаться находящимся в закрытом положении при расположении внутри ствола скважины, и находящимся в открытом положении при убирании из ствола скважины.

Устройство изоляции может также быть расположено в различных участках в многоствольной скважине. Например, устройство изоляции может быть расположено в обсадной колонне ствола скважины, в короткой или промежуточной колонне заканчивания внутри ствола скважины, или в обсадной колонне хвостовика ствола скважины. Или устройство изоляции может являться автономным устройством, например, пробочным устройством, расположенным внутри ствола скважины, и убираемым из него.

Колонны ствола скважины, например, трубопроводы, насосно-компрессорные колонны и колонны заканчивания, могут быть спущены в ствол скважины для осуществления различных процедур на первом боковом стволе скважины. Например, насосно-компрессорная колонна может быть расположена в стволе скважины для интенсификации или перфорации первого бокового ствола скважины. Колонна ствола скважины также может изолировать по меньшей мере участок ствола скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины от давления или других скважинных процессов, воздействующих на первый боковой ствол скважины во время процедуры. Например, колонна для гидравлического разрыва с уплотнителем или узлом уплотнения может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо внутри ствола скважины и соединена с поверхностью. Узел уплотнения может являться любым подходящим уплотняющим средством. Приемное гнездо может являться полированным приемным гнездом отверстия или другим подходящим приемным гнездом для приема колонны ствола скважины. Колонна для гидравлического разрыва может быть использована для интенсификации первого бокового ствола скважины при нахождении устройства изоляции в открытом положении. Колонна для гидравлического разрыва также может изолировать участок ствола скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины от давления, воздействующего на первый боковой ствол скважины во время интенсификации. В другом примере короткая или промежуточная колонна заканчивания с уплотнителем или узлом уплотнения, и анкерное устройство, такое как пакер, может быть защелкнуто или спущено в ствол скважины. Интенсификация первого бокового ствола скважины может быть осуществлена с использованием обсадной колонны, а короткая или промежуточная колонна заканчивания может изолировать любые дополнительные боковые стволы скважины и участок ствола скважины, такой как соединение между стволом скважины и дополнительным боковым стволом скважины, от давления и других скважинных процессов, воздействующих на первый боковой ствол скважины во время интенсификации.

После интенсификации первого бокового ствола скважины, трубопровод может быть убран, а первый боковой ствол скважины может быть временно изолирован или закрыт путем перемещения устройства изоляции в закрытое положение или путем введения пробочного устройства в ствол скважины. Хотя первый боковой ствол скважины затем может считаться рабочим стволом скважины, устройство изоляции в закрытом положении может предотвратить проникновение добычи или давления от первого бокового ствола скважины в другие участки ствола скважины, включая дополнительные боковые стволы скважины. Отводное устройство, такое как клин-отклонитель или отклонитель, может быть расположено внутри ствола скважины, а трубопровод может быть расположен внутри ствола скважины для интенсификации второго бокового ствола скважины. Трубопровод может содержать колонну для гидравлического разрыва, или короткую или промежуточную колонну заканчивания, как описано ранее. Трубопровод может изолировать первый боковой ствол скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу скважины во время интенсификации. Трубопровод и отводное устройство могут быть удалены после осуществления интенсификации второго бокового ствола скважины и любых дополнительных боковых стволов скважины. Второй боковой ствол скважины может также содержать устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции второго бокового ствола скважины после его интенсификации. Устройство изоляции, расположенное внутри первого бокового ствола скважины, может быть повторно открыто для обеспечения возможности соединения добычи и давления первого бокового ствола скважины, и добычи и давления второго бокового ствола скважины. Дополнительные устройства изоляции могут быть расположены в дополнительных боковых стволах многоствольной скважины, а дополнительные боковые стволы скважины могут быть интенсифицированы и изолированы идентичным образом.

Эти иллюстративные аспекты и примеры приведены с целью представления читателю общего описания объекта изобретения, раскрытого в настоящем описании, и не предназначены для ограничения объема раскрытых идей. Следующие разделы описывают различные дополнительные характерные особенности и примеры со ссылками на чертежи, на которых одинаковые номера обозначают одинаковые элементы, а термины описания направления и положения используются для описания иллюстративных аспектов, однако, аналогично иллюстративным аспектам, не предназначены для ограничения настоящего изобретения.

На фиг. 1 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы, содержащей ствол, являющийся основным стволом 102 скважины, проходящим через поверхность 104 и различные пласты почвы. Основной ствол 102 скважины является стволом скважины, от которого отходит по меньшей мере один боковой ствол скважины. "Основной ствол скважины" может также являться боковым стволом скважины. Первый боковой ствол 106 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 102 скважины. Второй боковой ствол 108 скважины расположен над первым боковым стволом 106 скважины и отходит по существу горизонтально от основного ствола 102 скважины.

Основной ствол 102 скважины содержит обсадную колонну 110, цементированную на верхнем участке основного ствола 102 скважины. Обсадная колонна 112 хвостовика основного ствола 102 скважины содержит приемное гнездо 114, которые может являться полированным приемным гнездом отверстия или другим типом приемного гнезда, расположенное над подвесным устройством 116 для хвостовика. Подвесное устройство 116 для хвостовика может также являться анкером. Обсадная колонна 112 хвостовика может быть цементирована или нецементирована, и может составлять часть колонны заканчивания. Обсадная колонна 118 хвостовика первого бокового ствола 106 скважины подвешена от подвесного устройства 116 для хвостовика и проходит в первый боковой ствол 106 скважины. Обсадная колонна 118 хвостовика может быть цементирована или нецементирована, и может составлять часть колонны заканчивания. Обсадная колонна 118 хвостовика проходит вдоль длины первого бокового ствола 106 скважины. Устройство 124 изоляции расположено внутри обсадной колонны 112 хвостовика основного ствола 102 скважины. Устройство 124 изоляции содержит закрывающий компонент 126, изображенный на фиг. 1 в открытом положении. Устройство 124 изоляции может быть расположено в других участках внутри основного ствола 102 скважины, в том числе внутри обсадной колонны 110 основного ствола 102 скважины, внутри промежуточной обсадной колонны, внутри отдельной колонны заканчивания, расположенной внутри основного ствола 102 скважины, или в других подходящих участках.

Еще одна обсадная колонна 120 хвостовика может быть подвешена от анкера, такого как анкер 122 необсаженного ствола, расположенного внутри второго бокового ствола 108 скважины. Обсадная колонна 120 хвостовика проходит вдоль длины второго бокового ствола 108 скважины. Еще одно устройство 128 изоляции расположено в обсадной колонне 120 хвостовика второго бокового ствола 108 скважины. Любой из первого бокового ствола 106 скважины и второго бокового ствола 108 скважины может быть интенсифицирован первым с использованием трубопровода, расположенного внутри соответствующего бокового ствола скважины. Например, если первым интенсифицируют первый боковой ствол 106 скважины, устройство 124 изоляции может быть закрыто после интенсификации первого бокового ствола 106 скважины путем перевода закрывающего компонента 126 в закрытое положение.

При нахождении устройства 124 изоляции в закрытом положении второй боковой ствол 108 скважины может быть интенсифицирован без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины". Устройство 128 изоляции, расположенное внутри второго бокового ствола 108 скважины также может изолировать второй боковой ствол 108 скважины от остального ствола скважины при нахождении в закрытом положении. Добыча первого бокового ствола 106 скважины и добыча второго бокового ствола 108 скважины могут быть соединены после интенсификации второго бокового ствола 108 скважины путем перемещения устройства 124 изоляции в открытое положение и удержания устройства 128 изоляции в открытом положении. Альтернативно устройство 128 изоляции, расположенное внутри второго бокового ствола 108 скважины может быть перемещено в закрытое положение для изоляции добычи и давления из второго бокового ствола 108 скважины от остального ствола скважины. Дополнительные боковые стволы скважины могут также содержать устройство изоляции для избирательной изоляции боковых стволов скважины после интенсификации или перфорации.

На фиг. 2A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 204 изоляции, расположенным в обсадной колонне 206 основного ствола 208 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 208 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 208 скважины над первым боковым стволом 210 скважины. Устройство 204 изоляции расположено под соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Устройство 204 изоляции содержит закрывающий компонент 214, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 2A в открытом положении. Закрывающий компонент 214 может быть удержан в открытом положении внутренним кожухом или другим устройством, хотя в других аспектах могут быть использованы другие закрывающие компоненты. Закрывающий компонент 214 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 214 проходит по диаметру обсадной колонны 206, изолируя или закрывая первый боковой ствол 210 скважины. Приемное гнездо 216 расположено в обсадной колонне 218 хвостовика основного ствола 208 скважины, между подвесным устройством 217 хвостовика и устройством 204 изоляции. Подвесное устройство 217 для хвостовика может также являться якорем. В другом аспекте приемное гнездо 216 может быть расположено над устройством 204 изоляции.

Насосно-компрессорная колонна 220 расположена внутри основного ствола 208 скважины и проходит к поверхности основного ствола 208 скважины. Насосно-компрессорная колонна 220 содержит уплотнитель или узел 222 уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 216 или спущенный в него. Интенсификация или гидравлический разрыв первого бокового ствола 210 скважины может быть обеспечен насосно-компрессорной колонной 220. Давление, прикладываемое к первому боковому стволу 210 скважины во время интенсификации, может быть изолировано насосно-компрессорной колонной 220, проходящей к поверхности основного ствола 208 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 210 скважины насосно-компрессорная колонна 220 может быть удалена, а закрывающий компонент 214 может быть закрыт. При нахождении закрывающего компонента 214 в закрытом положении устройство изоляции 204 находится в закрытом положении, а выход добычи и давления первого бокового ствола 210 скважины из первого бокового ствола 210 скважины исключен. Дополнительное устройство изоляции может также быть расположенным внутри второго бокового ствола 212 скважины для изоляции или закрывания второго бокового ствола 212 скважины после его интенсификации.

В другом примере насосно-компрессорная колонна 220 может содержать удлинение, расположенное под уплотнителем или узлом 222 уплотнения. Удлинение и уплотнитель или узел 222 уплотнения могут быть защелкнуты или спущены в приемное гнездо 216. Удлинение может обеспечивать перемещение закрывающего компонента 214 из открытого положения в закрытое положение при убирании насосно-компрессорной колонны 220 из основного ствола 208 скважины. Удлинение может также защищать приемное гнездо 216 и устройство 204 изоляции от повреждения. Например, удлинение может защищать приемное гнездо 216 и устройство 204 изоляции во время интенсификации первого бокового ствола 210 скважины.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена в основной ствол 208 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 220. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 216 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать анкерное устройство, такое как пакер, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 208 скважины над соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 208 скважины и первого бокового ствола 210 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и второго бокового ствола скважины от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 210 скважины во время интенсификации.

На фиг. 2B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 2A с закрывающим компонентом 214 устройства 204 изоляции в закрытом положении. Отводное устройство 230, изображенное на виде сбоку, может быть введено в основной ствол 208 скважины и защелкнуто или спущено в защелочное соединение 232 непосредственно под соединением между вторым боковым стволом 212 скважины и основным стволом 208 скважины. В другом примере отводное устройство 230 может быть защелкнуто в другом типе анкера или установочного приспособления или спущено в него. Насосно-компрессорная колонна 236 с уплотнителем или узлом 238 уплотнения может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо 240, расположенное внутри обсадной колонны 242 хвостовика второго бокового ствола 212 скважины. Насосно-компрессорная колонна 236 может проходить к поверхности основного ствола 208 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины может быть безопасно интенсифицирован насосно-компрессорной колонной 236 без необходимости его учета в сценарии "рабочей скважины" при нахождении устройства 204 изоляции в закрытом положении, изолирующего рабочий первый боковой ствол 210 скважины от второго бокового ствола 212 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины и соединение между вторым боковым стволом 212 скважины и основным стволом 208 скважины могут быть изолированы от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 212 скважины во время интенсификации насосно-компрессорной колонной 236.

После осуществления интенсификации второго боковой ствола 212 скважины устройство 204 изоляции может быть повторно открыто. При нахождении устройства 204 изоляции в открытом положении добыча от первого бокового ствола 210 скважины и второго бокового ствола 212 скважины может быть соединена. Устройство 204 изоляции может быть открыто вскоре после интенсификации второго бокового ствола 212 скважины или позже. Второй боковой ствол 212 скважины может также содержать дополнительное устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции или закрывания второго бокового ствола 212 скважины, в соответствии требованиями, после интенсификации.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена во второй боковой ствол 212 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 236. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 240 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать анкерное устройство, такое как пакер, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 208 скважины над соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 208 скважины и второго бокового ствола 212 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и первого бокового ствола 210 скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 212 скважины во время интенсификации.

На фиг. 3A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 400 изоляции, расположенным в обсадной колонне 402 хвостовика основного ствола 406 скважины над подвесным устройством 403 хвостовика первого бокового ствола 404 скважины. Устройство 400 изоляции содержит закрывающий компонент 408, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 3A в открытом положении. Закрывающий компонент 408 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 408 проходит по диаметру обсадной колонны 402 хвостовика и образует уплотнение с ней. Приемное гнездо 410 расположено в обсадной колонне 402 хвостовика над устройством 400 изоляции. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания расположена внутри основного ствола 406 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания содержит пакер 414, расположенный над соединением между вторым боковым стволом 416 скважины и основным стволом 406 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания также содержит уплотнитель или узел 418 уплотнения. Уплотнитель или узел 418 уплотнения спущен в приемное гнездо 410 или защелкнут в нем. Первый боковой ствол скважины 404 может быть интенсифицирован путем гидравлического разрыва с использованием обсадной колонны 401 основного ствола 406 скважины и первого бокового ствола 404 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания выполнена с возможностью изоляции второго бокового ствола 416 скважины и соединения между основным стволом скважины 406 и вторым боковым стволом 416 скважины от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 404 скважины во время интенсификации.

В другом аспекте насосно-компрессорная колонна может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо 410 и проходить к поверхности основного ствола 406 скважины. Насосно-компрессорная колонна может обеспечивать изоляцию давления во время интенсификации первого бокового ствола 404 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 404 скважины короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 408 может быть закрыт. Первый боковой ствол 404 скважины может считаться рабочим стволом скважины после осуществления интенсификации. Добыча и давление внутри рабочего первого бокового ствола 404 скважины могут быть изолированы от остальной многоствольной скважины закрытым устройством 400 изоляции. При изоляции рабочего первого бокового ствола 404 скважины, второй боковой ствол 416 скважины может быть безопасно интенсифицирован без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины". В некоторых примерах удлинение может проходить под уплотнителем или узлом 418 уплотнения и проходить над устройством 400 изоляции. Удлинение может защищать устройство 400 изоляции от повреждения во время интенсификации или во время осуществления других скважинных операций на первом боковом стволе 404 скважины.

На фиг. 3B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 3A и пример интенсификации второго бокового ствола 416 скважины. Отводное устройство 420 может быть введено в основной ствол 406 скважины и защелкнуто или спущено в защелочное соединение 421, расположенное рядом с соединением и под ним между вторым боковым стволом 416 скважины и основным стволом 406 скважины. В другом примере отводное устройство 420 может быть защелкнуто или спущено в другую подходящую защелку в сборе или анкерное устройство. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания с уплотнителем или узлом 426 уплотнения может быть спущена во второй боковой ствол 416 скважины и защелкнута в приемном гнезде 428, расположенном внутри обсадной колонны 430 хвостовика второго бокового ствола 416 скважины, или спущена в него. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания может быть установлена пакером 422 в основном стволе 406 скважины. Второй боковой ствол 416 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны 401 основного ствола 406 скважины и второго бокового ствола 416 скважины. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и первого бокового ствола 404 скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 416 скважины во время интенсификации.

После интенсификации второго бокового ствола 416 скважины короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 408 устройства 400 изоляции может быть повторно открыт. Добыча и давление первого бокового ствола 404 скважины и второго бокового ствола 416 скважины могут быть соединены посредством закрывающего компонента 408 в открытом положении. Закрывающий компонент 408 может быть открыт вскоре после интенсификации второго бокового ствола 416 скважины, например, по существу одновременно, или позже. В другом примере второй боковой ствол 416 скважины может содержать устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции второго бокового ствола 416 скважины после его интенсификации, обеспечивая возможность интенсификации дополнительных боковых стволов скважины без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины".

В другом примере насосно-компрессорная колонна с уплотнителем или узлом уплотнения может быть защелкнута в приемном гнезде 428 или спущена в него вместо короткой или промежуточной колонны 424 заканчивания. Насосно-компрессорная колонна может проходить к поверхности основного ствола 406 скважины. Интенсификация или гидравлический разрыв второго бокового ствола 416 скважины может быть обеспечен насосно-компрессорной колонной. Трубопровод может также изолировать давление, прикладываемое ко второму боковому стволу 416 скважины во время интенсификации.

На фиг. 4A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с короткой или промежуточной колонной 500 заканчивания, изображенной на виде сбоку, содержащей устройство 502 изоляции, расположенное внутри основного ствола 505 скважины. Короткая или промежуточная колонна 500 заканчивания содержит пакер 508, расположенный над устройством 502 изоляции в короткой или промежуточной колонне 500 заканчивания. Приемное гнездо 510 расположено над пакером 508. Уплотнитель или узел 509 уплотнения расположен под устройством 502 изоляции. Устройство 502 изоляции содержит закрывающий компонент 512, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 4A в открытом положении. Закрывающий компонент 512 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении и изоляции первого бокового ствола 504 скважины. Уплотнитель или узел 509 уплотнения защелкнут в приемном гнезде 514 в обсадной колонне 516 хвостовика основного ствола 505 скважины над подвесным устройством 507 хвостовика первого бокового ствола 504 скважины или спущен в него. Насосно-компрессорная колонна 518 может проходить от поверхности основного ствола 505 скважины, а уплотнитель или узел 517 уплотнения насосно-компрессорной колонны 518 может быть защелкнут в приемном гнезде 510 короткой или промежуточной колонны 500 заканчивания или спущен в него. Интенсификация первого бокового ствола 504 скважины может быть обеспечена насосно-компрессорной колонной 518. Давление, прикладываемое к первому боковому стволу 504 скважины во время интенсификации, может быть изолировано насосно-компрессорной колонной 518. После интенсификации рабочий первый боковой ствол 504 скважины может быть изолирован путем закрывания закрывающего компонента 512. Дополнительные боковые стволы скважины могут быть безопасно интенсифицированы рабочим первым боковым стволом 504 скважины, изолированным от стальной многоствольной скважины.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена в основной ствол 505 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 518. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 510 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать пакер или другое анкерное устройство, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 505 скважины над соединением между основным стволом 505 скважины и вторым боковым стволом 506 скважины. Первый боковой ствол 504 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 505 скважины и первого бокового ствола 504 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции давления, прикладываемого к первому боковому стволу 504 скважины во время интенсификации.

В другом примере устройство изоляции может быть расположено внутри второго бокового ствола 506 скважины. Интенсификация второго бокового ствола 506 скважины может быть осуществлена до интенсификации первого бокового ствола 504 скважины. Устройства изоляции, закрывающие второй боковой ствол 506 скважины и первый боковой ствол 504 скважины, соответственно, выполнены с возможностью отдельного открывания и закрывания для управления соединением добычи и давления от соответствующих стволов скважины. Устройства изоляции выполнены с возможностью закрывания в любое время существования скважины. Например, устройство изоляции внутри бокового ствола скважины может быть закрыто при уменьшении добычи бокового ствола скважины до такого размера, что доля его добычи не является достаточной, или из-за того, что уменьшение добычи бокового ствола скважины уменьшает добычу из других участков ствола скважины. Устройство изоляции также может быть закрыто в случае добычи боковым стволом скважины нежелательных избыточных продуктов, например, воды. Устройство изоляции может быть закрыто в случае необходимости повторного проникновения в участок остальной многоствольной скважины и его ремонта.

На фиг. 4B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 4A и пример интенсификации второго бокового ствола 506 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 504 скважины, отводное устройство 520 может быть опущено в основной ствол 505 скважины и расположено непосредственно под соединением между основным стволом 505 скважины и вторым боковым стволом 506 скважины. Насосно-компрессорная колонна 522 может быть защелкнута в приемном гнезде 524 в обсадной колонне 526 хвостовика второго бокового ствола 506 скважины или спущена в него. Насосно-компрессорная колонна 522 может проходить к поверхности основного ствола 505 скважины. Интенсификация второго бокового ствола 506 скважины может быть обеспечена насосно-компрессорной колонной 522. В другом аспекте колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть защелкнута во второй боковой ствол 506 скважины или спущена в него, а второй боковой ствол 506 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной трубы. Первый боковой ствол 504 скважины и соединение могут быть изолированы от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 506 скважины во время интенсификации насосно-компрессорной колонной 522, проходящей к поверхности основного ствола 505 скважины. После интенсификации второго бокового ствола 506 скважины закрывающий компонент 512 изолирующего устройства 502 внутри основного ствола 505 скважины может быть повторно открыт, обеспечивая доступ к первому боковому стволу 504 скважины. При нахождении закрывающего компонента 512 в открытом положении добыча первого бокового ствола 504 скважины и добыча второго бокового ствола 506 скважины могут быть соединены.

На фиг. 5 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 600 изоляции, расположенным в обсадной колонне 602 хвостовика основного ствола 604 многоствольной скважины, содержащей первый боковой ствол 606 скважины и второй боковой ствол 608 скважины. В другом аспекте дополнительные устройства изоляции могут быть расположены внутри обсадной колонны хвостовика дополнительных боковых стволов скважины. Устройство 600 изоляции расположено между приемным гнездом 610 внутри обсадной колонны 602 хвостовика и подвесным устройством 612 хвостовика. В другом аспекте устройство 600 изоляции может быть расположено в другом месте в обсадной колонне хвостовика. Устройство 600 изоляции содержит закрывающий компонент 614, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 5 в открытом положении. Закрывающий компонент 614 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 614 проходит по диаметру обсадной колонны 602 хвостовика и может образовывать уплотнение с обсадной колонной 602 хвостовика. Первый боковой ствол 606 скважины может быть изолирован от остальной многоствольной скважинной системы, включая основной ствол 604 скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины, при нахождении закрывающего компонента 614 устройства 600 изоляции в закрытом положении.

Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания расположена внутри основного ствола 604 скважины и установлена над соединением между основным стволом 604 скважины и вторым боковым стволом 608 скважины посредством пакера 618. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания также может являться промежуточной колонной заканчивания. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания содержит уплотнитель или узел 620 уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 610 или спущенный в него. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания также содержит удлинение 622 под уплотнителем или узлом 620 уплотнения. Удлинение 622 проходит на достаточное расстояние в длину для прохождения устройства 600 изоляции. Удлинение 622 может защищать устройство 600 изоляции от повреждений, например, эрозии. Интенсификация или гидравлический разрыв первого бокового ствола 606 скважины может быть обеспечен обсадной колонной 624 основного ствола 604 скважины. Соединение и второй боковой ствол 506 скважины могут быть изолированы от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 606 скважины во время интенсификации посредством короткой или промежуточной колонны 616 заканчивания. В другом аспекте насосно-компрессорная колонна, отходящая от поверхности основного ствола 604 скважины, может быть использована вместо короткой или промежуточной колонны 616 заканчивания, а интенсификация первого бокового ствола 606 скважины может быть осуществлена насосно-компрессорной колонной. После интенсификации первого бокового ствола 606 скважины короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 614 может быть закрыт. Удлинение 622 может перемещать закрывающий компонент 614 из открытого положения в закрытое положение при его убирании из обсадной колонны 602 хвостовика. Второй боковой ствол 608 скважины может быть интенсифицирован любым подходящим способом, как описано со ссылкой на различные аспекты настоящего изобретения.

На фиг. 6 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством изоляции, являющимся пробочным устройством 702, изображенным сбоку, которая проходит через колонну 704 заканчивания, расположенную внутри обсадной колонны 712 хвостовика основного ствола 706 скважины. После интенсификации или перфорации первого бокового ствола 714 скважины, колонна 704 заканчивания может быть установлена в основном стволе 706 скважины посредством пакера 708, расположенного над соединением между основным стволом 706 скважины и вторым боковым стволом 707 скважины. Колонна 704 заканчивания может быть защелкнута в приемном гнезде 710, расположенном внутри обсадной колонны 712 хвостовика основного ствола 706 скважины или спущена в него. Пробочное устройство 702 может быть пропущено через колонну 704 заканчивания посредством кабеля или колонны гибких труб или другого средства транспортировки, которое может быть пропущено через колонну 704 заканчивания. При ограничении или блокировании доступа к в данный момент рабочему первому боковому стволу 714 скважины пробочным устройством 702, расположенным внутри обсадной колонны 712 хвостовика, первый боковой ствол 714 скважины может быть изолирован от остальной многоствольной скважины. Например, первый боковой ствол 714 скважины может быть изолирован от основного ствола 706 скважины и второго бокового ствола 707 скважины. Второй боковой ствол 707 скважины или любые другие дополнительные боковые стволы скважины могут быть интенсифицированы любым подходящим способом, как описано со ссылкой на различные аспекты настоящего изобретения, при расположении пробочного устройства 702 таким образом, чтобы изолировать первый боковой ствол 714 скважины. В другом аспекте второй боковой ствол 707 скважины может быть интенсифицирован, а пробочное устройство может быть введено во второй боковой ствол 707 скважины для изолирования рабочего второго бокового ствола 707 скважины от остальной многоствольной скважинной системы. Дополнительные боковые стволы скважины также могут быть изолированы после интенсификации или перфорации путем введения пробочного устройства описанным ранее способом. Пробочное устройство 702 также может оставаться в стволе скважины, и может содержать закрывающий компонент, выполненный с возможностью перемещения из открытого положения в закрытое положение для избирательного изолирования первого бокового ствола скважины. Например, пробочное устройство 702 может содержать барьер, такой как заслонка, шар или другой тип закрывающего компонента. В другом примере пробочное устройство 702 может содержать химический барьер или химическую таблетку, выполненную с возможностью избирательного ограничения доступа к первому боковому стволу 714 скважины.

В некоторых аспектах предложены способы и системы для интенсификации и изолирования одного или более стволов скважины в системе многоствольной скважины в соответствии с одним или более из следующих примеров.

Пример 1: Система ствола скважины содержит подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении для временного закрывания активного бокового ствола скважины в многоствольной скважине путем изолирования активного бокового ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола скважины в многоствольной скважине.

Пример 2: Система ствола скважины в соответствии с примером 1 может содержать подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью расположения внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.

Пример 3: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 2 может содержать подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью расположения внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, а короткая или промежуточная колонна заканчивания выполнена с возможностью расположения в активном боковом стволе скважины.

Пример 4: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 3 может содержать подземное устройство изоляции, являющееся пробочным устройством, выполненным с возможностью расположения внутри обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.

Пример 5: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 4 может содержать колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения. Колонна ствола скважины может быть выполнена с возможностью расположения внутри системы ствола скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к активному боковому стволу скважины.

Пример 6: Система ствола скважины в соответствии с примером 5 может содержать колонну ствола скважины, содержащую устройство для удлинения для перемещения подземного устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение.

Пример 7: Система ствола скважины в соответствии с примером 5 может содержать колонну ствола скважины, содержащую короткую или промежуточную колонну заканчивания, содержащую узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце.

Пример 8: Способ, включающий расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины и осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины. По существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины, устройство изоляции может быть переведено из открытого положения в закрытое положение, в котором устройство изоляции изолирует ствол скважины по меньшей мере от одного другого ствола многоствольной скважины. Другая процедура может быть осуществлена по меньшей мере на одном другом стволе многоствольной скважины во время нахождения устройства изоляции в закрытом положении.

Пример 9: Способ в соответствии с примером 8 может содержать изолирование ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола многоствольной скважины путем предотвращения выхода добычи и давления ствола скважины из ствола скважины и проникновения по меньшей мере в один другой ствол скважины.

Пример 10: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 9 может содержать осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины путем интенсификации ствола многоствольной скважины.

Пример 11: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 10 может содержать расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины путем расположения пробочного устройства внутри многоствольной скважины.

Пример 12: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 11 может содержать переведение устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение путем убирания колонны ствола скважины, содержащей устройство для удлинения, из многоствольной скважины, при этом устройство для удлинения перемещает устройство изоляции из открытого положения в закрытое положение.

Пример 13: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 12 может содержать расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на одном конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины.

Пример 14: Способ в соответствии с примером 13 может содержать расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины путем расположения короткой или промежуточной колонны заканчивания, которая также содержит анкерное устройство на другом конце, внутри ствола скважины.

Пример 15: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 14 может содержать повторное открывание устройства изоляции и обеспечение возможности соединения добычи из ствола скважины и по меньшей мере одного другого ствола скважины.

Пример 16: Система многоствольной скважины содержит ствол скважины, по меньшей мере один другой ствол скважины и подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении. Подземное устройство изоляции выполнено с возможностью изолирования ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола скважины по существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины.

Пример 17: Система многоствольной скважины в соответствии с примером 16 может содержать колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения на одном конце, для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины во время осуществления интенсификации ствола скважины.

Пример 18: Система многоствольной скважины в соответствии с любыми из примеров 16 - 17 может содержать подземное устройство изоляции, расположенное внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика ствола скважины.

Пример 19: Система многоствольной скважины в соответствии с любым из примеров 16 - 18 может содержать подземное устройство изоляции, расположенное внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, содержащей узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце, и выполненной с возможностью расположения внутри ствола скважины.

Пример 20: Система многоствольной скважины в соответствии с любыми из примеров 16 - 19 может содержать подземное устройство изоляции, содержащее клапан для переведения подземного устройства изоляции в открытое положение и закрытое положение.

Вышеприведенное описание определенных аспектов настоящего изобретения, содержащее иллюстрированные аспекты, представлено исключительно с целью иллюстрации и описания, и не претендует на исчерпывающий характер или ограничение изобретения конкретными раскрытыми формами. Для специалистов в данной области техники будут очевидны возможные многочисленные модификации, адаптации и варианты их применения без отступления от объема настоящего изобретения.

1. Система ствола скважины, содержащая:

подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении для временного закрывания активного бокового ствола скважины в многоствольной скважине путем изолирования активного бокового ствола скважины от по меньшей мере одного другого ствола скважины в многоствольной скважине;

колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения и выполненную с возможностью расположения внутри системы ствола скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к активному боковому стволу скважины,

причем колонна ствола скважины содержит короткую или промежуточную колонну заканчивания, содержащую узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце.

2. Система ствола скважины по п.1, в которой подземное устройство изоляции выполнено с возможностью расположения внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.

3. Система ствола скважины по п.1, в которой подземное устройство изоляции выполнено с возможностью расположения внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания,

причем короткая или промежуточная колонна заканчивания выполнена с возможностью расположения внутри активного бокового ствола скважины.

4. Система ствола скважины по п.1, в которой подземное устройство изоляции является пробочным устройством, выполненным с возможностью расположения внутри обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.

5. Система ствола скважины по п.1, в которой колонна ствола скважины содержит устройство для удлинения для перемещения подземного устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение.

6. Способ преобразования ствола многоствольной скважины в рабочий ствол скважины, включающий:

расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины;

осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины;

по существу одновременное с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины переведение устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение, в котором устройство изоляции изолирует ствол скважины от по меньшей мере одного другого ствола многоствольной скважины; и

осуществление другой процедуры по меньшей мере на одном другом стволе многоствольной скважины во время нахождения устройства изоляции в закрытом положении;

расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на одном конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины,

причем расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины содержит расположение короткой или промежуточной колонны заканчивания, которая также содержит анкерное устройство на другом конце, внутри ствола скважины.

7. Способ по п.6, в котором изолирование ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола многоствольной скважины содержит предотвращение выхода добычи и давления ствола скважины из ствола скважины и проникновения по меньшей мере в один другой ствол скважины.

8. Способ по п.6, в котором осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины содержит интенсификацию ствола многоствольной скважины.

9. Способ по п.6, в котором расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины содержит расположение пробочного устройства внутри многоствольной скважины.

10. Способ по п.6, в котором переведение устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение содержит убирание колонны ствола скважины, содержащей устройство для удлинения, из многоствольной скважины, при этом устройство для удлинения перемещает устройство изоляции из открытого положения в закрытое положение.

11. Способ по п.6, дополнительно содержащий повторное открывание устройства изоляции и обеспечение возможности соединения добычи из ствола скважины и по меньшей мере одного другого ствола скважины.

12. Система многоствольной скважины, содержащая:

ствол скважины;

по меньшей мере один другой ствол скважины;

подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении для изолирования ствола скважины от указанного по меньшей мере одного другого ствола скважины по существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины; и

колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения на одном конце, для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины во время осуществления интенсификации ствола скважины,

причем подземное устройство изоляции расположено внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, содержащей узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце, и выполненной с возможностью расположения внутри ствола скважины.

13. Система многоствольной скважины по п.12, в которой подземное устройство изоляции расположено внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика ствола скважины.

14. Система многоствольной скважины по п.12, в которой подземное устройство изоляции содержит клапан для переведения подземного устройства изоляции в открытое положение и закрытое положение.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам освоения и воздействия на околоствольную зону скважин. Устройство для освоения, обработки и исследования скважин содержит связанный с колонной труб корпус с радиальными каналами, пакер, струйный насос, по меньшей мере, один циркуляционный канал, по меньшей мере один продольный канал, нижняя часть которого соединена с подпакерным пространством скважины, установленный в циркуляционном канале внутри корпуса с возможностью продольного перемещения дифференциальный запорный элемент с осевым каналом и радиальными окнами, уплотнительные элементы для герметизации запорного элемента, обратные клапаны, один из которых установлен в канале подвода активной среды струйного насоса, соединенном одним из радиальных каналов корпуса с затрубным пространством, другой клапан расположен в верхней части продольного канала, соединенной с входом в камеру смешения струйного насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ обработки нефтяного пласта включает многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом путем закачивания в пласт в каждый из циклов водного раствора газообразующего агента с последующим продавливанием его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды и последующее вибросейсмическое воздействие.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а также к области эксплуатации подземных вод водозаборными скважинами. Для осуществления способа щелевой гидропескоструйной перфорации определяют местоположения резов, спускают в скважину гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом, подают в перфоратор абразивную жидкость, перфорируют хотя бы один рез на двух режимах, перекрывают каналы струйных насадок перфоратора, промывают скважину и поднимают гидропескоструйный перфоратор с опрессовочным узлом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

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.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для возбуждения скважины путем создания депрессии, и может быть использовано при вторичном вскрытии пласта и освоении скважин.

Изобретение относится к бурению и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть применено для изоляции зон осложнений при бурении скважин. Перепускной клапан, расположенный выше расширяющей головки и ниже гидравлического домкрата, содержит полый корпус и полый шток, вставленный телескопически с возможностью ограниченного перемещения в полом корпусе.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена при гидроразрыве пласта. Узел муфты гидроразрыва содержит композитную муфту и открывающий инструмент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для продления безводного режима разработки нефтяных скважин. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством.

Изобретение относится к бурению и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть применено для изоляции зон осложнения бурения скважин. Перепускной клапан, расположенный выше расширяющей головки и ниже гидродомкрата, содержит полую корпусную втулку с цилиндрическим сужением и полый шток, вставленный телескопически с возможностью ограниченного перемещения в корпусную втулку, и оснащен снизу ниппелем с наружным уплотнением, герметично взаимодействующим с цилиндрическим сужением корпусной втулки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин с применением электропогружных насосов. Клапан содержит соединенные между собой муфту и полый цилиндрический корпус с радиальными отверстиями, сообщающиеся с надпакерным межтрубным пространством.

Изобретение относится к скважинным клапанным системам и может быть применено в лубрикаторном устройстве. Клапан смонтирован на колонне труб и отличается шаром, вращающимся вокруг своей оси и размещенным в клетке, где предусмотрено уплотнение относительно потоков, направленных в сторону забоя и устья скважины.

Изобретение относится к устройствам для перекрытия колонны насосно-компрессорных труб, оборудованных штанговым насосом. .

Клапан // 2652039
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для разобщения зон спускаемой в скважину колонны труб и затрубного пространства, а также для разобщения полостей различного оборудования при проведении ремонтных, изоляционных и исследовательских работ.

Предложены системы и способ для расположения устройства изоляции внутри многоствольной скважины для изолирования рабочего ствола скважины от других стволов скважины в системе скважины. Устройство изоляции выполнено с возможностью переведения из открытого положения в закрытое положение по существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины. Другая процедура может быть осуществлена на другом стволе многоствольной скважины во время нахождения устройства изоляции в закрытом положении. Насосно-компрессорная колонна, или короткая, или промежуточная колонна заканчивания выполнена с возможностью изолирования ствола скважины от давления, прикладываемого к другому стволу скважины внутри многоствольной скважинной системы. Насосно-компрессорная колонна, или короткая, или промежуточная колонна заканчивания также может изолировать область соединения многоствольной скважинной системы. Причем колонна ствола скважины содержит короткую или промежуточную колонну заканчивания, содержащую узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце. Технический результат заключается в повышении эффективности интенсификации многоствольной скважины. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 9 ил.

Наверх