Скважинная система и способ заканчивания скважины

Группа изобретений относится к способу заканчивания скважины и к скважинной системе заканчивания скважины. Технический результат заключается в том, что при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне. Согласно способу заканчивания скважины для комплектования скважинной системы заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в залежи в пласте, пробуривают шпур в пласте, вводят направляющую обсадную колонну, имеющую внутренний диаметр обсадной колонны, закрепляют цементом наружную поверхность направляющей обсадной колонны относительно шпура. Затем вводят буровую головку в направляющую обсадную колонну, пробуривают главный ствол, проходящий от направляющей обсадной колонны. Главный ствол имеет первую и вторую части, вторая часть содержит конец главного ствола с внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны. Далее извлекают буровую головку из главного ствола и направляющей обсадной колонны, вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну с затрубными барьерами и внутренним диаметром во вторую часть главного ствола, устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров нижней эксплуатационной обсадной колонны, вводят буровую головку в первую часть главного ствола под направляющей обсадной колонной, пробуривают боковой ствол из первой части главного ствола. Боковой ствол имеет внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру главного ствола. Затем извлекают буровую головку из бокового ствола, вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну полностью в боковой ствол, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны, с обеспечением наличия законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах. Далее устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны, вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды главной эксплуатационной обсадной колонны с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны. Устанавливают затрубные барьеры главной эксплуатационной обсадной колонны и выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, обеспечивающее соединение с возможностью передачи текучей среды боковой эксплуатационной обсадной колонны с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды нижней эксплуатационной обсадной колонны, главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 30 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу заканчивания скважины для комплектования скважинной системы заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в пласте. Настоящее изобретение также относится к скважинной системе заканчивания скважины для увеличения добычи углеводородосодержащей текучей среды в залежи.

Уровень техники

В последние годы скважины выполняют в виде интеллектуальных скважин, в которых при заканчивании скважины устанавливают большое количество оборудования для обеспечения возможности регулировки скважины с поверхности с течением времени посредством линий управления и электронной связи. Это делают для увеличения добычи нефти или газа. Однако опыт показывает, что выполнить идеальную скважину, которой можно управлять с поверхности, невозможно, и необходимо дальнейшее усовершенствование таких скважин. При этом, так как подобные скважины содержат многочисленные линии и электронику, последующее проведение работ в скважине с использованием инструмента для регулировки и усовершенствования скважины является рискованным и иногда даже невозможным.

Кроме того, такие интеллектуальные скважины, вследствие количества оборудования, могут быть выполнены не более чем с восемью эксплуатационными зонами и только в виде вертикальных скважин. Следовательно, манифольд или основная конструкция, от которых исходит скважина, должны быть очень большими для того, чтобы проходить в пласт в достаточной степени.

В более общем случае, через эксплуатационную обсадную колонну пробуривают боковые ответвления для проникновения глубже в пласт и обеспечения, таким образом, оптимизации добычи нефти и газа. Однако при выполнении обсаженных боковых ответвлений главная эксплуатационная обсадная колонна должна иметь увеличенный внутренний диаметр для обеспечения возможности входа через нее в обсадную колонну бокового ответвления, что значительно повышает стоимость выполнения такой законченной скважины.

Раскрытие изобретения

Задачей настоящего изобретения является полное или частичное преодоление вышеупомянутых недостатков уровня техники. Более конкретно, задачей является создание улучшенной скважинной системы для заканчивания скважины.

Указанные выше задачи, а также многочисленные другие задачи, преимущества и признаки, очевидные из нижеследующего описания, выполнены в решении согласно настоящему изобретению посредством способа заканчивания скважины для комплектования скважинной системы заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в пласте, содержащего следующие этапы:

- пробуривают шпур в пласте;

- вводят направляющую обсадную колонну, имеющую внутренний диаметр обсадной колонны;

- закрепляют цементом наружную поверхность направляющей обсадной колонны относительно шпура;

- вводят буровую головку в направляющую обсадную колонну;

- пробуривают главный ствол, проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть и вторую часть, при этом вторая часть содержит конец главного ствола, причем главный ствол имеет внутренний диаметр главного ствола, по существу равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;

- извлекают буровую головку из главного ствола и направляющей обсадной колонны;

- вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну во вторую часть главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр;

- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров нижней эксплуатационной обсадной колонны;

- вводят буровую головку в первую часть главного ствола под направляющей обсадной колонной;

- пробуривают боковой ствол из первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр бокового ствола, по существу одинаковый или равный внутреннему диаметру главного ствола;

- извлекают буровую головку из бокового ствола;

- вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну полностью в боковой ствол, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны с обеспечением наличия законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах, в результате чего при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне;

- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны;

- вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, так что обеспечивается возможность соединения с возможностью передачи текучей среды главной эксплуатационной обсадной колонны с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны;

- устанавливают затрубные барьеры главной эксплуатационной обсадной колонны; и

- выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, обеспечивающее соединение с возможностью передачи текучей среды боковой эксплуатационной обсадной колонны с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды нижней эксплуатационной обсадной колонны, главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны.

Главная эксплуатационная обсадная колонна может примыкать к нижней эксплуатационной обсадной колонне, накладываться на нее или быть соединенной с ней.

При заканчивании известной из уровня техники скважины, имеющей обсаженные боковые ответвления, сначала вводят главную эксплуатационную обсадную колонну, после чего выполняют боковое ответвление путем пробуривания шпура в главной эксплуатационной обсадной колонне и его продолжения далее в пласт. Таким образом, необходимо, чтобы внутренний диаметр главной эксплуатационной обсадной колонны был больше внутреннего диаметра главной эксплуатационной обсадной колонны. При проектировании законченной скважины диаметр бокового ответвления определяет минимальный внутренний диаметр главной эксплуатационной обсадной колонны, так как необходимо обеспечить прохождение буровой головки через главную эксплуатационную обсадную колонну. Таким образом, главная эксплуатационная обсадная колонна и главный ствол должны быть больше, чем у системы заканчивания скважины согласно настоящему изобретению. Следовательно, поскольку главная эксплуатационная обсадная колонна существенно тоньше и, соответственно, для ее изготовления требуется меньше материала, при выполнении бурения для системы заканчивания скважины согласно настоящему изобретению и изготовлении компонентов требуется меньше затрат. Более того, боковую эксплуатационную обсадную колонну и главную эксплуатационную обсадную колонну изготавливают из одинаковых компонентов, что снижает потребность в запасных деталях при сборке обсадных колонн.

В варианте осуществления изобретения боковой ствол может иметь первую часть и вторую часть, причем вторая часть содержит конец бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна может представлять собой нижнюю боковую эксплуатационную колонну, расположенную во второй части бокового ствола, при этом перед этапом, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, способ может содержать этапы, на которых пробуривают суб боковой ствол, проходящий от первой части бокового ствола, причем суб боковой ствол имеет внутренний диаметр суб бокового ствола, по существу равный внутреннему диаметру главного ствола; вводят суб боковую эксплуатационную обсадную колонну в суб боковой ствол, причем суб эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны; устанавливают затрубные барьеры суб боковой эксплуатационной обсадной колонны; вводят вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную в первой части бокового ствола; и устанавливают затрубные барьеры второй боковой эксплуатационной обсадной колонны.

Описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором выполняют отверстие во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне напротив суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие обеспечивает соединение с возможностью передачи текучей среды суб боковой эксплуатационной обсадной колонны со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной до или после выполнения этапа, на котором выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне.

В варианте осуществления изобретения суб боковой ствол может иметь первую часть и вторую часть, причем вторая часть содержит конец бокового ствола, а суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может представлять собой нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во второй части суб бокового ствола, при этом перед выполнением этапа, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, способ может содержать этапы, на которых пробуривают вторичный суб боковой ствол, проходящий от первой части суб бокового ствола, причем вторичный суб боковой ствол имеет внутренний диаметр вторичного суб бокового ствола, по существу равный внутреннему диаметру главного ствола; вводят вторичную суб боковую эксплуатационную обсадную колонну во вторичный суб боковой ствол, причем вторичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны; устанавливают затрубные барьеры вторичной суб боковой эксплуатационной обсадной колонны; вводят вторую суб боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную в первой части суб бокового ствола; и устанавливают затрубные барьеры второй суб боковой эксплуатационной обсадной колонны.

Описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором выполняют отверстие во вторичной суб боковой эксплуатационной обсадной колонне напротив вторичной суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие обеспечивает соединение с возможностью передачи текучей среды вторичной суб боковой эксплуатационной обсадной колонны со второй суб боковой эксплуатационной обсадной колонной до или после выполнения этапа, на котором выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне.

Дополнительно, этапы, на которых выполняют один или более боковых стволов, один или более суб боковых стволов, один или более вторичных суб боковых стволов и так далее, содержащих эксплуатационные обсадные колонны, могут выполнять перед выполнением этапа, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола.

Таким образом, систему заканчивания скважины выполняют путем построения системы с конца скважины.

Описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором вводят отклонитель для необсаженной скважины в первую часть главного ствола перед тем, как пробуривают боковой ствол.

Кроме того, способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором разжимают затрубные барьеры путем повышения давления в эксплуатационной обсадной колонне одновременно с или следом за этапом, на котором устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров.

Дополнительно, способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором выполняют гидроразрыв пласте через эксплуатационную обсадную колонну, например нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, перед выполнением этапа, на котором пробуривают боковой ствол.

Этап, на котором осуществляют гидроразрыв эксплуатационной обсадной колонны, могут выполнять посредством изолирующего инструмента, имеющего полую трубу и два окружных затрубных надувных пакера, выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.

В одном варианте осуществления изобретения этап, на котором вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, могут выполнять посредством изолирующего инструмента, имеющего полую трубу и два окружных затрубных надувных пакера, выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.

Дополнительно, в нижней эксплуатационной обсадной колонне может быть установлена пробка для обеспечения защиты нижней эксплуатационной обсадной колонны в процессе выполнения последующих этапов.

Кроме того, пробка может быть установлена в той части нижней эксплуатационной обсадной колонны, которая расположена ближе всего к направляющей обсадной колонне.

Описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором собирают эксплуатационную обсадную колонну из множества компонентов, имеющих одинаковый внутренний диаметр.

Также, способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором вводят отклонитель для необсаженной скважины в первую часть бокового ствола.

Дополнительно, способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором выполняют гидроразрыв пласта через нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну перед выполнением этапа, на котором пробуривают суб боковой ствол.

Кроме того, способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором выполняют кислотную обработку пласта через нижнюю эксплуатационную обсадную колонну перед выполнением этапа, на котором пробуривают боковой ствол.

Дополнительно, способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором открывают впускной клапан.

Также, способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором открывают порт гидроразрыва.

Помимо этого, способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором разжимают верхнюю часть боковой эксплуатационной обсадной колонны.

Дополнительно, способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором открывают устройства управления притоком в обсадных колоннах.

Описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором выполняют узел бокового соединения путем выполнения следующих этапов:

- вводят разжимающий инструмент или изолирующий инструмент по меньшей мере частично в боковую эксплуатационную обсадную колонну, причем инструмент окружен разжимным трубчатым элементом, при этом разжимной трубчатый элемент имеет концы, соединенные с разжимным трубчатым элементом, причем инструмент имеет прорезь напротив разжимного трубчатого элемента;

- разжимают разжимной трубчатый элемент путем нагнетания текучей среды под давлением через прорезь до обеспечения прижатия разжимного трубчатого элемента к внутренней поверхности главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны;

- извлекают инструмент, оставляя разжимной трубчатый элемент в эксплуатационных обсадных колоннах;

- вводят удаляющий инструмент в главную эксплуатационную обсадную колонну;

- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в главной эксплуатационной обсадной колонне;

- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в боковой эксплуатационной обсадной колонне;

- пробуривают отверстие в разжимном трубчатом элементе для обеспечения доступа к нижней эксплуатационной обсадной колонне;

- удаляют удаляющий инструмент из законченной скважины. Настоящее изобретение дополнительно относится к способу

эксплуатации законченной скважины для улучшения добычи углеводородосодержащей текучей среды в пласте через скважинную систему заканчивания скважины, причем способ содержит следующие этапы:

- регулируют объем впуска устройств управления притоком для обеспечения оптимального потока текучей среды из главной обсадной колонны и/или обсадных колонн боковых отводов; и/или

- вводят и/или заменяют устройства управления притоком в обсадных колоннах.

В одном варианте осуществления изобретения этапы, на которых регулируют, вводят и заменяют устройства управления притоком, могут быть выполнены посредством скважинного инструмента, погруженного в обсадные колонны.

Обсадные колонны могут быть промыты скважинной текучей средой или текучей средой, содержащей химические препараты.

Дополнительно, перед выполнением этапа, на котором повышают давление, в обсадную колонну бокового отвода может быть сброшен шар.

Кроме того, способ может содержать этап, на котором устанавливают пробку в эксплуатационной обсадной колонне.

В описанном выше способе заканчивания скважины один или более устройств управления притоком могут быть установлены в обсадных колоннах.

Помимо этого, описанный выше способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором открывают устройства управления притоком в обсадных колоннах.

Дополнительно, могут быть активированы датчики, и от датчиков беспроводным образом могут быть переданы данные.

Кроме того, описанный выше способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором промывают затрубное пространство перед тем, как разжимают затрубные барьеры.

Дополнительно, описанный выше способ заканчивания скважины может содержать этап, на котором выполняют гидроразрыв пласта после того, как разжимают затрубные барьеры.

Также, описанный выше способ эксплуатации законченной скважины может содержать этап, на котором передают данные, полученные от датчиков и/или устройств управления притоком, на поверхность.

Дополнительно, способ эксплуатации законченной скважины может содержать этап, на котором анализируют полученные данные для получения информации о пластовом давлении, пластовом течении, объеме пласта, продуктивности пласта и/или протяженности пласта для облегчения оптимизации добычи системы заканчивания скважины.

Кроме того, способ эксплуатации законченной скважины может содержать этап, на котором определяют, на основании полученных данных, необходимость настройки или замены устройств управления притоком в обсадных колоннах или установки дополнительных устройств управления притоком в пустые части посредством скважинного инструмента.

Наконец, описанный выше способ эксплуатации законченной скважины может содержать этапы, на которых калибруют, регулируют, вводят и/или заменяют датчики посредством скважинного инструмента, выполненного с возможностью перемещения в обсадных колоннах.

Настоящее изобретение дополнительно относится к скважинной системе заканчивания скважины для увеличения добычи углеводородосодержащей текучей среды в залежи, причем скважинная система заканчивания скважины выполнена посредством способа заканчивания скважины по любому из предыдущих пунктов, при этом скважинная система заканчивания скважины содержит:

- направляющую обсадную колонну, введенную в шпур и закрепленную цементом, причем направляющая обсадная колонна имеет внутренний диаметр направляющей обсадной колонны;

- главный ствол, проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть и вторую часть, при этом вторая часть содержит конец главного ствола, а главный ствол имеет внутренний диаметр главного ствола, по существу равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;

- нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во второй части главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр;

- боковой ствол, проходящий от первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр бокового ствола;

- боковую эксплуатационную обсадную колонну, полностью расположенную в боковом стволе, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, при этом боковая эксплуатационная обсадная колонна и нижняя эксплуатационная обсадная колонна образуют законченную скважину с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющую одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах;

- главную эксплуатационную обсадную колонну, расположенную в первой части главного ствола и соединенную с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны; и

- отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем указанное отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды боковую эксплуатационную обсадную колонну с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что главная эксплуатационная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной;

причем внутренний диаметр бокового ствола по существу равен внутреннему диаметру главного ствола, при этом внутренний диаметр боковой эксплуатационной обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

В одном варианте осуществления изобретения каждый затрубный барьер может содержать трубчатую часть, установленную в качестве части обсадной колонны, и металлическую разжимную муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую отверстие, через которое обеспечена возможность прохождения текучей среды для обеспечения разжимания муфты, причем главная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды со средствами управления скважиной.

Дополнительно, главная эксплуатационная обсадная колонна может быть образована первой главной эксплуатационной обсадной колонной и второй главной эксплуатационной обсадной колонной, причем вторая главная эксплуатационная обсадная колонна может быть расположена в первой части главного ствола между нижней эксплуатационной обсадной колонной и первой главной эксплуатационной обсадной колонной.

Описанная выше скважинная система заканчивания скважины может дополнительно содержать второй боковой ствол, проходящий от первой части главного ствола, и вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во втором боковом стволе, причем вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, при этом внутренний диаметр второй боковой эксплуатационной обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

Боковой ствол может иметь первую часть и вторую часть, причем вторая часть содержит конец бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна может представлять собой нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во второй части бокового ствола, при этом нижняя боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, а от первой части бокового ствола может отходить суб боковой ствол, причем в суб боковом стволе может быть расположена суб боковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом суб боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр суб боковой обсадной колонны, причем в первой части бокового ствола может быть расположена вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней боковой эксплуатационной обсадной колонны, а во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне может быть выполнено отверстие напротив суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды суб боковую эксплуатационную обсадную колонну со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной, при этом внутренний диаметр суб боковой обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

Кроме того, эксплуатационные обсадные колонны могут быть смонтированы из множества компонентов, имеющих одинаковый внутренний диаметр, причем компоненты выбраны из группы, содержащей затрубные барьеры, клапаны управления притоком, порты гидроразрыва, модули датчиков, пустые части обсадной колонны или соединения.

Описанная выше скважинная система заканчивания скважины может дополнительно содержать узел бокового соединения, расположенный частично в главной эксплуатационной обсадной колонне и частично в боковой эксплуатационной обсадной колонне.

Дополнительно, узел бокового соединения может содержать разжимной трубчатый элемент, выполненный с возможностью разжимания посредством разжимающего инструмента. Также, затрубные барьеры могут представлять собой металлические затрубные барьеры, разбухающие пакеры, эластомерные пакеры или подобные затрубные барьеры.

Дополнительно, устройство управления притоком может быть выполнено с возможностью регулирования объема.

Кроме того, между главной обсадной колонной и обсадной колонной бокового отвода может быть расположена соединительная часть.

Дополнительно, эксплуатационные обсадные колонны и/или соединительные части могут содержать один или более датчиков.

Помимо этого, устройство управления притоком может быть выполнено с возможностью регулирования объема.

Кроме того, эксплуатационная обсадная колонна может содержать устройство управления притоком.

Также, между двумя смежными затрубными барьерами может быть расположено множество устройств управления притоком.

Система заканчивания скважины может дополнительно содержать базовую конструкцию, расположенную на морском дне, буровой установке, платформе или на земле.

Дополнительно, система заканчивания скважины может содержать средства управления скважиной, которые могут содержать противовыбросовый превентор (ВОР) и/или устьевое оборудование.

Кроме того, между главной обсадной колонной и боковой обсадной колонной может быть расположена соединительная часть.

Эксплуатационные обсадные колонны могут быть смонтированы из трубчатых частей обсадной колонны, причем некоторые из трубчатых частей обсадной колонны могут представлять собой пустые части.

Вдоль главной обсадной колонны может быть расположено множество боковых эксплуатационных обсадных колонн.

Вдобавок, между двумя смежными затрубными барьерами может быть расположено множество боковых эксплуатационных обсадных колонн.

Скважинная система заканчивания скважины может содержать суб боковые эксплуатационные обсадные колонны.

Кроме того, суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может содержать устройство управления притоком, датчики и/или порты гидроразрыва.

Скважинная система заканчивания скважины может содержать вторичные суб боковые эксплуатационные обсадные колонны.

Дополнительно, вторичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может содержать устройство управления притоком, датчики и/или порты гидроразрыва.

Между двумя смежными затрубными барьерами может быть расположено множество устройств управления притоком.

Помимо этого, система может содержать множество главных эксплуатационных обсадных колонн, соединенных с возможностью передачи текучей среды со средствами управления скважиной, опирающимися на базовую конструкцию.

Кроме того, каждая из множества главных эксплуатационных обсадных колонн может содержать одну или более боковых эксплуатационных обсадных колонн.

Также, вторичная суб обсадная колонна бокового отвода может быть соединена со второй суб боковой эксплуатационной обсадной колонной, расположенной между двумя смежными затрубными барьерами.

Дополнительно, вторая суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может содержать устройство управления притоком.

Дополнительно, эксплуатационные обсадные колонны могут содержать один или более фрак-портов или портов гидроразрыва между двумя затрубными барьерами.

Внутренний диаметр эксплуатационных обсадных колонн может быть больше 5,5 см, предпочтительно больше 7 см.

Кроме того, обсадные колонны и/или соединительные части могут содержать один или более датчиков.

Датчики могут быть расположены на взаимном расстоянии друг от

друга.

Дополнительно, система заканчивания скважины может дополнительно содержать установочный инструмент и/или изолирующий инструмент.

Также, система может дополнительно содержать скважинный инструмент, погруженный в обсадную колонну для ввода датчика в обсадную колонну или его замены.

Дополнительно, инструмент может иметь магазин датчиков.

Кроме того, инструмент может быть выполнен с возможностью считывания данных с датчиков и/или калибровки датчиков и/или перезарядки источников питания для датчиков.

Наконец, инструмент может быть выполнен с возможностью ввода, замены и/или настройки устройства управления притоком.

Краткое описание чертежей

Изобретение и его многочисленные преимущества описаны ниже более подробно со ссылками на прилагаемые схематические чертежи, на которых с целью иллюстрации показаны некоторые не ограничивающие варианты осуществления изобретения, и на которых:

- на фиг. 1 показан вид в поперечном разрезе пробуриваемого главного ствола;

- на фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе нижней главной эксплуатационной обсадной колонны, устанавливаемой в главном стволе;

- на фиг. 3 показан вид в поперечном разрезе разжимаемых затрубных барьеров нижней главной эксплуатационной обсадной колонны, показанной на фиг. 2;

- на фиг. 4 показан вид в поперечном разрезе нижней главной эксплуатационной обсадной колонны, показанной на фиг. 2, при гидроразрыве пласта;

- на фиг. 5 показан вид в поперечном разрезе пробуриваемого бокового ствола;

- на фиг. 6 показан вид в поперечном разрезе боковой эксплуатационной обсадной колонны, установленной в боковом стволе, показанном на фиг. 5;

- на фиг. 7 показана пробка, установленная в боковой эксплуатационной обсадной колонне, показанной на фиг.6;

- на фиг. 8 показан вид в поперечном разрезе второй главной эксплуатационной обсадной колонны, устанавливаемой в первой части главного ствола;

- на фиг. 9 показано выполнение гидроразрыва пласта между двумя затрубными барьерами второй главной эксплуатационной обсадной колонны;

- на фиг. 10 показана система заканчивания скважины, показанная на фиг. 9, из которой был извлечен установочный инструмент;

- на фиг. 11 показан вид в поперечном разрезе первой главной эксплуатационной обсадной колонны, установленной в направляющей обсадной колонне и соединенной со второй главной эксплуатационной обсадной колонной;

- на фиг. 12 показан вид в поперечном разрезе системы заканчивания скважины, показанной на фиг. 11, в которой режущий инструмент выполняют отверстие во второй главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны посредством режущего инструмента;

- на фиг. 13 показан вид в поперечном разрезе системы заканчивания скважины, показанной на фиг. 11, в которой во второй главной эксплуатационной обсадной колонне расположен отклонитель для обсадной колонны;

- на фиг. 14 показан вид в поперечном разрезе системы заканчивания скважины, показанной на фиг. 14, в которой пробуривают отверстие во второй главной эксплуатационной обсадной колонне посредством буровой головки;

- на фиг. 15 показан вид в поперечном разрезе системы заканчивания скважины, показанной на фиг. 11, в которой для выполнения отверстия во второй главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны используют кислоту;

- на фиг. 16 показан вид в поперечном разрезе скважинной системы заканчивания скважины;

- на фиг. 17 показан вид в поперечном разрезе пробуренного бокового ствола;

- на фиг. 18 показан вид в поперечном разрезе нижней боковой; эксплуатационной обсадной колонны, установленной во второй части бокового ствола;

- на фиг. 19 показан вид в поперечном разрезе пробуренного суб бокового ствола;

- на фиг. 20 показан вид в поперечном разрезе суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, установленной в суб боковом стволе;

- на фиг. 21 показан вид в поперечном разрезе второй боковой эксплуатационной обсадной колонны, установленной в первой части бокового ствола;

- на фиг. 22 показан вид в поперечном разрезе второй главной эксплуатационной обсадной колонны, устанавливаемой в первой части главного ствола;

- на фиг. 23 показан вид в поперечном разрезе первой главной j эксплуатационной обсадной колонны, установленной в направляющей

- обсадной колонне и соединенной со второй главной эксплуатационной обсадной колонной;

- на фиг. 24 в виде сверху показан пример скважинной системы заканчивания скважины, имеющей несколько главных обсадных колонн, опирающихся на базовую конструкцию;

- на фиг. 25 показана соединительная часть в виде бокового соединения;

- на фиг. 26 показан вид в поперечном разрезе законченной скважины, показанной на фиг. 11, после выполнения отверстия и ввода разжимающего инструмента;

- на фиг. 27 показан вид в поперечном разрезе законченной скважины, показанной на фиг. 26, после разжимания разжимной трубчатой части;

- на фиг. 28 показан вид в поперечном разрезе законченной скважины, показанной на фиг. 27, после удаления разжимающего инструмента;

- на фиг. 29 показан вид в поперечном разрезе законченной скважины, показанной на фиг. 28, в которой удаляющий инструмент подготовлен к удалению части разжатой разжимной трубчатой части; и

- на фиг. 30 показан вид в поперечном разрезе законченной скважины, показанной на фиг. 29, после удаления части разжатой разжимной трубчатой части посредством удаляющего инструмента.

Все чертежи являются схематическими и не обязательно выполнены в масштабе, причем на них показаны только те части, которые необходимы для пояснения изобретения, при этом другие части не показаны или показаны без объяснения.

Осуществление изобретения

На фиг. 16 показана скважинная система 1 заканчивания скважины, имеющая внутренний ствол с неизменным диаметром, для увеличения добычи углеводородосодержащей текучей среды в скважине в залежи 2 в пласте 3. Скважинная система 1 заканчивания скважины содержит шпур 4, выполненный в пласте 3, и направляющую обсадную колонну 5, имеющую внутренний диаметр Di1 направляющей обсадной колонны и закрепленную цементом со стороны наружной поверхности 6 в шпуре 4. Ниже, система 1 заканчивания скважины содержит главный ствол 10, имеющий первую часть 11 и вторую часть 12, причем вторая часть содержит конец 14 ствола. Из первой части 11 главного ствола 10 проходит боковой ствол 16. Во второй части 12 главного ствола 10 ниже направляющей обсадной колонны расположена нижняя эксплуатационная обсадная колонна 9, и полностью расположена боковая эксплуатационная обсадная колонна 17 (термин «полностью» означает, что она по всей своей протяженности находится в боковом стволе 16). Вторая главная эксплуатационная обсадная колонна 18, 18b своим первым концом 54 соединена с верхней частью 55 нижней главной эксплуатационной обсадной колонны 9, а вторым концом 56 вторая главная эксплуатационная обсадная колонна18 соединена с направляющей обсадной колонной 5 или, в другом варианте осуществления изобретения (показанном на фиг. 11-14), с первой главной эксплуатационной обсадной колонной 18, 18а, расположенной ближе к устью скважины. В данном варианте осуществления изобретения первая и вторая главная эксплуатационная обсадная колонна 18а, 18b представляют собой одну главную эксплуатационную обсадную колонну 18. Система 1 заканчивания скважины дополнительно содержит отверстие 19, выполненное в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны 17, так что боковая эксплуатационная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды с главной эксплуатационной обсадной колонной 18. Таким образом, обеспечено наличие законченной скважины в виде законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах, в результате чего при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне. Главная эксплуатационная обсадная колонна 18 соединена с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной, и соединена с возможностью передачи текучей среды с боковой эксплуатационной обсадной колонной 28. В результате разделения главной обсадной колонны на нижнюю эксплуатационную обсадную колонну и эксплуатационную обсадную колонну 18 обеспечена возможность выполнения боковой эксплуатационной обсадной колонны с тем же внутренним диаметром, что и диаметр главной обсадной колонны. Осуществить это возможно также благодаря тому, что боковая эксплуатационная обсадная колонна полностью введена в боковой ствол.

Как показано на фиг. 16, каждая из эксплуатационных обсадных колонн скважинной системы 1 заканчивания скважины содержит затрубные барьеры 15 для центрирования эксплуатационных обсадных колонн и изоляции эксплуатационных зон 101. Скважинная система 1 заканчивания скважины может дополнительно содержать устройство 46 управления впуском и фрак-порты. Далее в эксплуатационных обсадных колоннах могут быть выполнены отверстия 19 вместо наличия предварительно установленных устройств 46 управления притоком. Данные отверстия 19 могут быть использованы для гидроразрыва, так что фрак-порты не обязательно должны быть частью эксплуатационных обсадных колонн. Скважинная система 1 заканчивания скважины может дополнительно содержать датчики 45 для последующего осуществления мониторинга добычи, однако такие датчики также могут быть установлены позже.

На фиг. 1-15 проиллюстрирован способ заканчивания скважины для комплектования скважинной системы 1 заканчивания скважины в залежи 2 в пласте 3. Сначала, в пласте 3 пробуривают шпур 4, после чего в шпур 4 вставляют направляющую обсадную колонну 5, имеющую внутренний диаметр Di1 направляющей обсадной колонны, и закрепляют ее цементом со стороны наружной поверхности направляющей обсадной колонны в шпуре. Далее, в направляющую обсадную колонну 5 вводят буровую головку 7 и пробуривают главный ствол 10, проходящий от направляющей обсадной колонны, как показано на фиг. 1. Главный ствол 10 имеет первую часть 11 и вторую часть 12, причем вторая часть содержит конец 14 главного ствола. Главный ствол 10 имеет внутренний диаметр Di2 главного ствола, который по существу равен внутреннему диаметру Di1 направляющей обсадной колонны 5. После этого, буровую головку 7 извлекают из главного ствола 10 и направляющей обсадной колонны 5 для того, чтобы ввести нижнюю эксплуатационную обсадную колонну 9 во вторую часть12 главного ствола. Нижняя эксплуатационная обсадная колонна 9 имеет множество затрубных барьеров 15 и внутренний диаметр Di3. Когда нижняя эксплуатационная обсадная колонна 9 расположена в заданном положении во второй части 12 главного ствола 10, устанавливают один или более затрубных барьеров 15 нижней эксплуатационной обсадной колонны 9. Затрубные барьеры 15 I устанавливают различным образом в зависимости от типа затрубных барьеров. Каждый затрубный барьер 15, показанный на фиг. 1-15, имеет разжимную муфту, разжимаемую путем повышения давления внутри эксплуатационной обсадной колонны, либо локально посредством надувающего инструмента 8, либо путем повышения давления в обсадной колонне или в части обсадной колонны посредством внутренней текучей среды, как показано на фиг.2.

Давление в затрубном барьере 15, расположенном ближе всего к концу 14 главного ствола 10, повышают посредством надувающего инструмента 8, имеющего полую трубу 31 и два кольцевых затрубных надувных пакера 32, выполненных с возможностью изоляции зоны напротив отверстия в нижней эксплуатационной обсадной колонне 9 для разжимания концевого затрубного барьера. Остальные затрубные барьеры 15 разжимают путем повышения давления в нижней эксплуатационной обсадной колонне 9 изнутри, разжимая таким образом остальные затрубные барьеры для обеспечения одновременной изоляции эксплуатационных зон 101, как показано на фиг. 3. Далее, надувающий инструмент 8 используют для создания разрывов 36 в пласте в одной эксплуатационной зоне 101 единовременно, как показано на фиг. 3 и 4.

Как показано на фиг. 4, с нижней эксплуатационной обсадной колонной 9 установлен пакер 32 для защиты нижней эксплуатационной обсадной колонны при выполнении последующих операций по заканчиванию скважины. Затем, в первой части 11 главного ствола 10 устанавливают отклонитель 20 для необсаженной скважины, а затем вводят буровую головку 7 в первую часть главного ствола для пробуривания бокового ствола 16, проходящего из первой части главного ствола, как показано на фиг. 5. Боковой ствол 16 имеет внутренний диаметр Di4 бокового ствола, по существу равный или идентичный внутреннему диаметру главного ствола, так как боковой ствол 16 пробуривают из главного ствола 10 а не через нижнюю эксплуатационную обсадную колонну. После этого, буровую головку 7 извлекают из бокового ствола 16, и в боковой ствол вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну 17, как показано на фиг. 6. Боковая эксплуатационная обсадная колонна 17 имеет затрубные барьеры 15 и внутренний диаметр Di5, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

При заканчивании известной из уровня техники скважины, имеющей обсаженные боковые ответвления, сначала вводят главную эксплуатационную обсадную колонну, а затем выполняют боковые ответвления путем пробуривания отверстия в главной эксплуатационной обсадной колонне и далее в пласт. Таким образом, необходимо, чтобы внутренний диаметр главной эксплуатационной обсадной колонны был больше внутреннего диаметра главной эксплуатационной обсадной колонны. При проектировании законченной скважины боковой диаметр определяет минимальный внутренний диаметр главной эксплуатационной обсадной колонны, так как необходимо обеспечить возможность прохождения буровой головки через главную эксплуатационную обсадную колонну. Таким образом, главная эксплуатационная обсадная колонна и главный ствол должны быть больше, чем в системе заканчивания скважины согласно настоящему изобретению. Таким образом, требуется меньше затрат для осуществления бурения при выполнении системы заканчивания скважины согласно настоящему изобретению, а изготовление компонентов является более дешевым, так как главная эксплуатационная обсадная колонна является по существу более тонкой и, следовательно, для ее изготовления требуется меньше материала. Далее, боковая эксплуатационная обсадная колонна и главная эксплуатационная обсадная колонна монтируется из одинаковых компонентов, в результате чего снижается потребность в запасных частях при сборке обсадных колонн. Таким образом, затрубные барьеры 15 боковой эксплуатационной обсадной колонны 17 являются идентичными затрубным барьерам нижней эксплуатационной обсадной колонны 9, следовательно, боковая часть законченной скважины выполнена из тех же компонентов, что и главная часть законченной скважины, в результате чего снижается стоимость производства эксплуатационных обсадных колонн, поскольку при расчете необходимого количества компонентов для выполнения скважины необходимо учитывать меньшее количество разных компонентов и меньшее количество запасных частей.

После введения боковой эксплуатационной обсадной колонны 17 в боковой ствол 16 устанавливают затрубные барьеры 15 боковой эксплуатационной обсадной колонны 17 и выполняют гидроразрыв пласта напротив эксплуатационных зон 101, как показано на фиг. 6. После этого, как показано на фиг. 7, в верхней части боковой эксплуатационной обсадной колонны 17 устанавливают пробку 21 для обеспечения защиты боковой эксплуатационной обсадной колонны при выполнении последующих операций. Как показано на фиг. 8, в первую часть 11 главного ствола вводят главную эксплуатационную обсадную колонну 18. Главная эксплуатационная обсадная колонна 18 имеет множество затрубных барьеров 15 и внутренний диаметр Di6, по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны 9. Два затрубных барьера 15 главной эксплуатационной обсадной колонны 18 располагают на противоположных сторонах боковой эксплуатационной обсадной колонны. Затем, устанавливают затрубные барьеры 15 главной эксплуатационной обсадной колонны 18, и два затрубных барьера 15 на противоположных сторонах боковой эксплуатационной обсадной колонны обеспечивают изоляцию переходной зоны 37 вместе с затрубным барьером и пробкой 21 боковой эксплуатационной обсадной колонны. А поскольку в данной переходной зоне отсутствуют разрывы, пластовая текучая среда не может проходить в переходную зону 37.

Как показано на фиг. 1-15 при иллюстрации способа, скважинную систему 1 заканчивания скважины, после установки направляющей обсадной колонны, собирают путем формирования системы заканчивания скважины с конца стволов перед вводом следующей части обсадной колонны. В результате выполнения главной эксплуатационной обсадной колонны из нижней эксплуатационной обсадной колонны 9 и главной эксплуатационной обсадной колонны 18 обеспечена возможность выполнения боковых ответвлений с таким же диаметром, что и главный ствол 10, а боковой эксплуатационной обсадной колонны с таким же диаметром, что и главная/нижняя эксплуатационная обсадная колонна.

На фиг. 9 показано, что в эксплуатационных зонах 101 уже выполнен гидроразрыв, а в переходной зоне 37 еще нет, и инструмент 8 извлечен из системы 1 заканчивания скважины, как показано на фиг. 10. Как показано на фиг. 11-15, главная эксплуатационная обсадная колонна 18 образована первой главной эксплуатационной обсадной колонной 18а и второй главной эксплуатационной обсадной колонной 18b. Вторая главная эксплуатационная обсадная колонна 18b расположена в первой части 11 главного ствола 10 между нижней эксплуатационной обсадной колонной 9 и первой главной эксплуатационной обсадной колонной 18а. Первая главная эксплуатационная обсадная колонна 18а и вторая главная эксплуатационная обсадная колонна 18b прикреплены друг к другу, например посредством уплотнительных средств, расположенных вокруг первой главной эксплуатационной обсадной колонны 18а и входящих во взаимодействие с наружной поверхностью второй эксплуатационной обсадной колонны 18b.

Перед удалением пробок 21 в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны 17 выполняют отверстие 19, соединяющее с возможностью передачи текучей среды боковую эксплуатационную обсадную колонну с главной эксплуатационной обсадной колонной. Как показано на фиг. 12, отверстие 19 в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 выполняют посредством режущего инструмента 38, имеющего режущую головку, выполненную с возможностью перемещения в трех направлениях, то есть перемещения вдоль продольной оси инструмента, вращения вокруг продольной оси и перемещения радиально наружу в направлении обсадной колонны. Инструмент 38 дополнительно содержит приводной модуль 40, например скважинный трактор, получающий питание по кабелю 41. Таким образом, буровая головка 7 пробуривает овальное отверстие 19, как показано пунктирной линией.

Другой вариант выполнения отверстия 19 в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 показан на фиг. 13, когда отклонитель 20, представляющий собой отклонитель для обсадной колонны, располагают в главной эксплуатационной обсадной колонне 18, после чего вдоль отклонителя направляют буровую головку 7 на буровой трубе 22, осуществляя пробуривание отверстие 19 более традиционным способом, как показано на фиг. 14.

На фиг. 15 показано выполнение отверстия 19 в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 посредством кислоты, впрыскиваемой из инструмента 8, который также может быть использован для гидроразрыва и разжимания затрубных барьеров 15 локальным образом. Главная эксплуатационная обсадная колонна 18 имеет переходной участок, расположенный напротив переходной зоны 37, причем указанный участок выполнен из алюминия или алюминиевого сплава, удаляемого кислотой. Отверстие 19 выполняют путем удаления алюминия в результате растворения алюминия посредством впрыснутой кислоты.

После выполнения отверстия 19 и удаления пробок 21 скважинная система 1 заканчивания скважины оказывается открытой для добычи углеводородосодержащей текучей среды из залежи.

Скважинная система 1 заканчивания скважины также может быть выполнена с боковыми ответвлениями, которые в дальнейшем обозначаются как дополнительные боковые ответвления. В таком случае, нижнюю эксплуатационную обсадную колонну 9 устанавливают во вторую часть 12 главного ствола 12, как описано выше, после чего пробуривают боковое ответвление, имеющее первую часть 23 и вторую часть 24, причем вторая часть содержит конец 25 бокового ответвления, как показано на фиг. 16. Далее, во второй части 24 бокового ствола 16 устанавливают нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну 26, как показано на фиг. 18, и разжимают затрубные барьеры 15, обеспечивая тем самым изоляцию эксплуатационных зон 101, в которых затем выполняют гидроразрыв, и в верхней части нижней боковой эксплуатационной обсадной колонны 26 устанавливают пробку 21.

Как показано на фиг. 19, затем в первой части 23 бокового ствола 16 над пробкой 21 устанавливают отклонитель 20 для необсаженной скважины, закрывая тем самым боковую эксплуатационную обсадную колонну 26. После этого вводят буровую головку 7 для пробуривания суб бокового ствола 27, проходящего от первой части 23 бокового ствола 16. Суб боковой ствол 27 имеет внутренний диаметр Di7 суб бокового ствола, по существу равный внутреннему диаметру главного ствола.

Как показано на фиг. 20, в суб боковой ствол 27 вставляют суб боковую эксплуатационную обсадную колонну 28. Суб боковая эксплуатационная обсадная колонна 28 содержит затрубные барьеры 15, устанавливаемые следом, после чего выполняют гидроразрыв пласта через фрак-порты 47. Далее, в верхнюю часть суб боковой эксплуатационной обсадной колонны 28 устанавливают пробку 21.

Таким образом, суб боковая эксплуатационная обсадная колонна 28 оказывается закрытой, и в первую часть 23 бокового ствола 16 вводят вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну 29, как показано на фиг. 21. Затем, во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне 29 выполняют отверстие 30, как показано на фиг. 22, для обеспечения сообщения с возможностью передачи текучей среды между боковой эксплуатационной обсадной колонной и суб боковой эксплуатационной обсадной колонной. Затем, располагают вторую главную эксплуатационную обсадную колонну 18b в первой части 11 главного ствола 10 посредством установочного инструмента 8 или изолирующего инструмента 8, и устанавливают затрубные барьеры 15 во второй главной эксплуатационной обсадной колонне 18b, и выполняют гидроразрыв пласта. Наконец, вводят первую главную эксплуатационную обсадную колонну 18а и соединяют ее со второй главной эксплуатационной обсадной колонной 18b.

На фиг. 23 показан вид в поперечном сечении первой главной эксплуатационной обсадной колонны, установленной в направляющей обсадной колонне и соединенной со второй главной эксплуатационной обсадной колонной. Доступ к суб боковой эксплуатационной обсадной колонне еще не открыт, поскольку внутренний пакер еще не был удален.

Способ заканчивания скважины может содержать дополнительные этапы, на которых выполняют один или более боковых стволов, один или более суб боковых стволов, один или более вторичных суб боковых стволов и так далее, содержащих эксплуатационные обсадные колонны, причем указанные этапы выполняют перед этапом, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола. Способ заканчивания скважины может дополнительно содержать этап, на котором монтируют эксплуатационные обсадные колонны из множества компонентов 33, например, затрубных барьеров, устройств 46 управления притоком, датчиков 45 и пустых частей обсадной колонны, имеющих одинаковый внутренний диаметр. Затрубные барьеры 15 могут представлять собой металлические затрубные барьеры, разбухающие пакеры, эластомерные пакеры или подобные подходящие барьеры.

Каждый затрубный барьер может содержать трубчатую часть, установленную в качестве части обсадной колонны, и металлическую разжимную муфту, окружающую трубчатую часть и имеющую отверстие, через которое проходит текучая среда для разжимания муфты, причем главная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды со средствами управления скважиной.

Как показано на фиг. 16, как боковая эксплуатационная обсадная колонна, так и главная эксплуатационная обсадная колонна 18 содержат устройство 46 управления притоком, что обеспечивает возможность добычи из главной эксплуатационной обсадной колонны, а также из боковой эксплуатационной обсадной колонны. Устройство 46 управления притоком выполнено с возможностью регулирования объема, что обеспечивает возможность регулирования потока из каждой эксплуатационной зоны для оптимизации потока углеводородосодержащей текучей среды и выполнения самостоятельно действующей скважины в процессе одновременного опустошения залежи из нескольких позиций. Если углеводородосодержащая текучая среда является слишком «тяжелой», может возникнуть необходимость смешать ее с текучей средой, содержащей большее количество воды, из другой зоны для того, чтобы скважина была самостоятельно действующей. Кроме того, давление в одной эксплуатационной зоне может быть выше, чем в другой зоне, таким образом, необходимо выполнить регулирование устройств 46 управления притоком для обеспечения того, что залежь опустошается оптимальным образом для предотвращения прорыва окружающей воды.

В некоторых эксплуатационных зонах, между двумя смежными затрубными барьерами 15 расположено множество устройств управления притоком, как показано на фиг. 16, так что при необходимости через такие эксплуатационные зоны может быть обеспечено прохождение большего количества текучей среды. При этом, если необходимость в большом количестве текучей среды, протекающей из данных зон, отпадает, некоторые устройства управления притоком легко могут быть снова закрыты, например, путем выполнения соответствующей операции в скважине посредством скважинного инструмента.

Как показано на фиг. 16, датчики 45 могут быть расположены в стенках обсадных колонн и/или соединительных частей на взаимном расстоянии между ними. Датчики 45 могут обеспечивать выполнение измерений непрерывно или с интервалом, например, один месяц. Датчики 45 могут быть выбраны из группы, содержащей лазерные датчики, емкостные датчики, ультразвуковые датчики, датчики положения, датчики потока и другие датчики для измерения физических параметров в скважинной среде. Датчики 45 также могут представлять собой электромагнитные сейсмические микродатчики, магнитные микродатчики или датчики разности давления. Кроме того, датчики могут быть выполнены перезаряжаемыми с помощью индукции посредством инструмента 8.

Со временем у датчиков может появляться дрейф показаний, и точность их измерений может снижаться. Однако при введении в скважину скважинного инструмента может быть выполнена калибровка датчика 45 посредством инструмента, либо измерения, выполненные инструментом, могут быть использованы для уточнения измерений, полученных датчиками, чтобы показать, какой результат измерений определенного датчика в определенное время должен отображаться. Таким образом, эти более точные измерения используют при последующей обработки данных для уточнения измерений датчика с дрейфом показаний.

Кроме того, данные от датчика 45 могут быть скачаны, в результате чего может быть определено развитие залежи. Таким образом, скважинный инструмент может содержать индукционный модуль, выполненный с возможностью загрузки батареи датчиков 45 и скачивания с датчика данных и очистки памяти датчика перед переходом к обработке следующего датчика. Каждый датчик 45 может иметь батарею, память и модуль связи, так что обеспечена возможность связи датчика с соседним датчиком, расположенным выше в скважине по направлению к верхней части скважины. Скважинный инструмент может иметь средства для перезарядки батареи при выполнении внутрискважинных операций посредством инструмента. Сам инструмент погружают посредством кабеля, однако он может также иметь питание от батареи. Инструмент погружают через противовыбросовый превентор (ВОР) и/или устье, расположенные в верхней части скважины. В подводных скважинах средства управления потоком могут дополнительно содержать лубрикатор.

Скважинная система 1 заканчивания скважины может содержать множество главных эксплуатационных обсадных колонн 18, соединенных с возможностью передачи текучей среды со средствами управления скважиной, опирающихся на базовую конструкцию 44, как показано на фиг. 24. Базовая конструкция 44 может представлять собой несущую конструкцию, расположенную на земле или морском дне и обеспечивающую опору для средств управления, например устья скважины или противовыбросового превентора. Базовая конструкция 44 может содержать закрепленную цементом платформу, расположенную под средствами управления. При наличии возможности выполнения боковых эксплуатационных обсадных колонн, выполненных с возможностью изоляции определенных эксплуатационных зон, может быть охвачен очень большой объем залежи только лишь с одной базовой конструкции. А так как базовая конструкция 44 является одной из самых дорогостоящих частей, используемых при заканчивании скважины, обеспечена возможность экономии большого количества денег в результате наличия боковой эксплуатационной обсадной колонны с затрубными барьерами. Как показано, суб боковые эксплуатационные обсадные колонны 28 содержат вторичные суб боковые эксплуатационные обсадные колонны, расположенные между первым и вторым боковым затрубным барьером. Кроме того, вторичные суб боковые эксплуатационные обсадные колонны содержат первый и второй дополнительный затрубный барьер (не показаны). Вторичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна содержит устройства управления притоком для управления количеством текучей среды, протекающей из эксплуатационных зон в главную эксплуатационную обсадную колонну 18.

Как показано на фиг. 24, вторичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может быть дополнительно соединена с третичной суб боковой эксплуатационной обсадной колонной 51, расположенной между первым и вторым вторичным суб боковым затрубным барьером. Третичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна 51 системы может дополнительно содержать четвертичную суб боковую эксплуатационную обсадную колонну 52, а четвертичная суб боковая эксплуатационная обсадная колонна может содержать пятичную суб боковую эксплуатационную обсадную колонну, и так далее.

В результате наличия возможности изолировать зоны в боковых эксплуатационных обсадных колоннах повышается уровень безопасности при выполнении боковых ответвлений в законченной скважине, таким - образом, диаметр отверстий в главной эксплуатационной обсадной колонне 18 может быть увеличен, поскольку риски снижены. Таким образом, в результате увеличения диаметра отверстий для боковых ответвлений также обеспечена возможность выполнения боковых ответвлений, в которых могут выполняться работы посредством скважинного инструмента, что позволяет разрабатывать законченные скважины уже после того, как в скважине некоторое время ведется добыча. Используя информацию, полученную от датчиков 45, можно выполнить большее количество боковых ответвлений и настроить устройства 46 управления притоком.

Как показано на фиг. 16, обсадные колонны могут, в соединении с устройствами 46 управления притоком, содержать фрак-порты 47, так что текучая среда под давлением может быть закачана в пласт для осуществления гидроразрыва пласта и обеспечения лучшего контакта с залежью.

На фиг. 25 показана соединительная часть в виде узла 110 бокового соединения. Соединительную часть вводят и устанавливают посредством инструмента перед введением обсадной колонны бокового отвода, но после пробуривания ствола бокового отвода. Показанный на фиг.10 узел 110 бокового соединения содержит фланец 111, вытянутый в продольном направлении и изогнутый в поперечном направлении, и трубную секцию 112, предназначенную для введения через отверстие 117 во фланце 111. На наружной поверхности 131 фланца 111, вокруг отверстия 117, может быть расположен уплотнительный материал 114b для обеспечения эффекта уплотнения между фланцем 111 и внутренней поверхностью обсадной колонны. Узел 100 бокового соединения дополнительно содержит фиксирующий элемент 125, проходящий от трубной секции 112 и предназначенный для проталкивания трубной секции 112 через отверстие 117 во фланце 111. Фиксирующий элемент 125 может представлять собой лист пружинной стали, один или более пружинных элементов, например, в виде стренг, или другое гибкое средство, обеспечивающее толкающее усилие на конце трубной секции при его нахождении в нерабочем состоянии. Перед установкой в обсадную колонну в скважине трубная секция 112 удерживается в положении посредством одного или более активирующих элементов, предотвращающих проталкивание трубной секции 112 через отверстие 117. Активирующие элементы представляют собой распорные штанги, обеспечивающие наличие определенного расстояния между трубной секцией и отверстием, через которое труба будет проходить при прикреплении к обсадной колонне для образования бокового ответвления. Активирующие элементы также могут представлять собой вторую трубную секцию, окружающую узел бокового ответвления и предотвращающие прохождение трубной секции через отверстие.

На фиг. 26-30 показано другое решение, относящееся к выполнению узла 69 бокового соединения для обеспечения уплотнения, в виде узла бокового соединения между главной эксплуатационной обсадной колонной и боковой эксплуатационной обсадной колонной. Узел 69 бокового соединения выполняют путем введения разжимающего инструмента 70 по меньшей мере частично в боковую эксплуатационную обсадную колонну и частично в главную эксплуатационную обсадную колонну, как показано на фиг. 26. Инструмент окружен разжимной трубчатой частью 71, имеющей концы, соединенные с разжимной трубчатой частью. Инструмент имеет прорезь 72 напротив разжимной трубчатой части, так что разжимную трубчатую часть разжимают путем заканчивания текучей среды под давлением из инструмента через прорезь в пространство между разжимной трубчатой частью и инструментом. Давление в пространстве повышают до тех пор, пока разжимная трубчатая часть не оказывается прижатой к внутренней поверхности главной и боковой эксплуатационной обсадной колонны, образуя уплотнение металл к металлу, как показано на фиг. 27. Разжимная трубчатая часть может содержать окружающие уплотнительные элементы для обеспечения уплотнения между разжимной трубчатой частью и главной и боковой эксплуатационной обсадной колонной. После этого инструмент извлекают, оставляя разжатую разжимную трубчатую часть в эксплуатационных обсадных колоннах, как показано на фиг. 28. Затем, как показано на фиг. 29, в главную эксплуатационную обсадную колонну вводят удаляющий инструмент 73 для удаления части разжимной трубчатой части, выступающей внутрь в главной эксплуатационной обсадной колонне, и для удаления части разжимной трубчатой части, выступающей внутрь в боковой эксплуатационной обсадной колонне и, как показано на фиг. 30, для пробуривания отверстия в разжимной трубчатой части для обеспечения доступа к нижней эксплуатационной обсадной колонне, создавая соединение с возможностью передачи текучей среды между главной эксплуатационной обсадной колонной, нижней эксплуатационной обсадной колонной и боковой эксплуатационной обсадной колонной. В результате обеспечения наличия узла бокового соединения, как показано на фиг. 30, и уплотнения перехода между главной эксплуатационной обсадной колонной и боковой эксплуатационной обсадной колонной, уровень защиты законченной скважины меняется на уровень 7. Такой же узел 69 бокового соединения может быть выполнен между боковой эксплуатационной обсадной колонной и суб боковой эксплуатационной обсадной колонной 28.

Датчики 45 могут быть расположены как в стенке обсадной колонны, так и в соединительных частях обсадной колонны, также называемых муфтами обсадной колонны. Датчики 45 могут содержать модуль связи и память или модуль хранения, так что результаты измерений, полученные от одного датчика, можно сохранить и/или отправить соседнему датчику, расположенному ближе к устью скважины. Датчики 45 в соединительной части могут иметь больший объем для хранения данных, что обеспечивает возможность хранения датчиками данных результатов измерений, полученных от всех датчиков в обсадной колонне бокового отвода, с которыми они соединены. Датчики 45 в соединительных частях суб боковой обсадной колонны, вторичной суб боковой обсадной колонны, третичной боковой обсадной колонны и так далее могут устанавливать связь с датчиками, расположенными ближе к устью скважины. Таким образом, скважинный инструмент может быть погружен лишь в главную эксплуатационную обсадную колонну 18 и может при этом собирать все данные результатов измерений, полученных от всех боковых обсадных колонн за один проход. Все данные датчиков временно хранятся в скважинных средствах буферизации данных в инструменте, тогда как только первая часть данных датчиков, например, последние полученные данные датчиков от каждого датчика, передаются от скважинных средств обработки данных в инструменте к средствам обработки данных на поверхности. Таким образом, обеспечена возможность передачи некоторого объема данных посредством инструмента за один проход на поверхность через кабель, при этом во время сбора оставшихся данных скважинному инструменту может быть выдана команда на закрытие или открытие некоторых устройств управления притоком, введение или замену некоторых датчиков или устройств управления притоком, для регулирования добычи в некоторых эксплуатационных зонах.

Когда данные результатов измерений датчиками попадают на поверхность, данные загружают в модуль обработки и, поскольку все данные от каждого датчика имеют отметку времени и положения, может быть определен профиль температуры или давления вдоль одного бокового отвода путем последовательного и независимого маппинга данных в том порядке, в котором данные были загружены в модуль обработки. Данные от датчиков, хранящиеся в инструменте, могут быть использованы для уточнения результатов измерений датчиков, так как у такого датчика в скважине, работающего в таких изменяющихся и жестких условиях, со временем может появляться дрейф, но этот дрейф не является проблемой при сравнении данных, полученных от датчика, с данными, полученными от датчиков инструмента, так как они были получены в одно время и в одном положении. Таким образом, результаты измерений, полученные от датчиков, могут быть уточнены на поверхности.

Датчики, имеющие модуль связи, также могут храниться на всем протяжении главной эксплуатационной обсадной колонны до устья скважины. Таким образом, отпадает необходимость в инструменте, погружаемом в скважину для получения информации.

Каждая эксплуатационная обсадная колонна может содержать несколько регулируемых устройств 46 управления притоком в каждой эксплуатационной зоне, так что обеспечена возможность регулировки объема потока из одной эксплуатационной зоны путем открытия или закрытия некоторых устройств управления притоком. Таким образом, каждое устройство управления притоком может представлять собой простой клапан, имеющий два положения, открытое и закрытое. Эксплуатационные зоны также могут содержать лишь несколько устройств управления притоком, причем каждое устройство управления притоком является регулируемым в пределах нескольких положений для изменения объема потока из устройства управления притоком.

Затрубные барьеры выполнены из металла, а на наружной поверхности трубчатой части установлены соединительные кольцевые элементы, образующие часть обсадной колонны для соединения разжимной муфты с трубчатой частью. Отверстие в трубчатой части может содержать устройство управления притоком, закрываемое после разжимания.

Для изоляции эксплуатационной зоны обсадная колонна может содержать два затрубных барьера, расположенных с каждой стороны эксплуатационной зоны. Кроме того, когда для создания соединения с возможностью передачи текучей среды используют непроницаемую часть пласта, также может быть использован двойной набор барьеров для уплотнения данной соединительной области/зоны.

Хотя это и не показано, базовая конструкция может быть расположена у устья скважины, например на земле, морском дне, на буровой платформе или вышке.

В некоторых обстоятельствах, после того, как пробуривают боковой ствол и вводят обсадную колонну, в отверстии могут устанавливать соединительную часть 55 перед тем, как вводить боковую эксплуатационную обсадную колонну в боковой ствол. Соединение с возможностью передачи текучей среды между главной эксплуатационной обсадной колонной и боковой эксплуатационной обсадной колонной может быть по существу герметичным для текучей среды.

После того, как вводят эксплуатационную колонну главного ствола, бокового ствола, суб бокового ствола и так далее в ствол и перед тем, как выполняют этап, на котором повышают давление в эксплуатационной обсадной колонне, могут выполнять этап, на котором промывают эксплуатационную обсадную колонну скважинной текучей средой или текучей средой, содержащей химические вещества.

Также, перед выполнением этапа, на котором повышают давление, в обсадную колонну бокового отвода могут сбрасывать шар для обеспечения разжимания затрубных барьеров.

Затрубные барьеры могут быть разжаты различным образом. Например, этап, на котором повышают давление в эксплуатационной обсадной колонне, могут выполнять путем установки пробки между соединительной частью (если она введена в отверстие) и вторым затрубным барьером главной эксплуатационной обсадной колонны, а затем повышать давление с верхней части главной обсадной колонны до боковой эксплуатационной обсадной колонны, в результате чего будет обеспечено разжимание затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны.

Различные эксплуатационные обсадные колонны систем заканчивания скважины могут содержать одно или более устройств управления притоком, расположенных между двумя смежными затрубными барьерами, и эксплуатационные обсадные колонны могут также содержать пустые части. Однако после введения обсадных колонн в стволы скважин, одно или более устройств управления притоком могут быть установлены в эксплуатационных обсадных колоннах, предпочтительно в пустых частях колонн. Устройства управления притоком могут быть открыты или закрыты, и даже отрегулированы по объему входного потока.

Кроме того, различные эксплуатационные обсадные колонны систем заканчивания скважины могут содержать один или более датчиков, предназначенных для мониторинга законченной скважины и пласта. Однако после введения обсадных колонн в стволы скважин, один или более датчиков также могут быть установлены в эксплуатационных обсадных колоннах, или может быть выполнена замена установленных датчиков. Активацию датчиков и передачу данных от датчиков осуществляют беспроводным образом.

В результате использования скважинной системы заканчивания скважины согласно настоящему изобретению получен способ эксплуатации законченной скважины для улучшения добычи углеводородосодержащей текучей среды в залежи. Способ эксплуатации законченной скважины может содержать этапы, на которых регулируют объем притока устройств управления притоком для обеспечения оптимального потока текучей среды от главной эксплуатационной обсадной колонны и/или обсадных колонн боковых отводов, и/или вводят и/или заменяют устройства управления притоком в обсадных колоннах.

Предпочтительно, этапы, на которых регулируют, вводят и заменяют устройства управления притоком, выполняют посредством скважинного инструмента, погруженного в обсадные колонны и выполненного с возможностью перемещения. На самом деле, посредством настоящего изобретения обеспечено, что система заканчивания скважины является гибкой в плане работы, так как обеспечена возможность погружения скважинного инструмента в обсадные колонны для выполнения работ и транспортировки различных скважинных компонентов.

Кроме того, данные, полученные от датчиков и/или устройств управления притоком, могут быть переданы на поверхность для интерпретации в отношении пластового давления, течения, объема пласта, продуктивности пласта и/или протяженности пласта для облегчения оптимизации добычи системы заканчивания скважины.

На основании переданных данных определяют необходимость регулировки или замены устройств управления притоком в обсадных колоннах, или необходимость установки дополнительных устройств управления притоком в пустые части посредством скважинного инструмента.

Кроме того, на основании переданных данных определяют необходимость выполнения в системе заканчивания скважины большего количества суб боковых стволов, вторичных суб боковых стволов и/или третичных суб боковых стволов и так далее для повышения уровня добычи. Дополнительно, посредством скважинного инструмента, погруженного в обсадные колонны, могут выполнять калибровку, регулировку, установку и/или замену датчиков.

Под текучей средой или скважинной текучей средой понимается любой тип текучей среды, которая может присутствовать в нефтяной или газовой скважине, например, природный газ, нефть, буровой раствор, сырая нефть, вода и так далее. Под газом понимается любой тип газовой смеси, присутствующей в скважине, законченной или не закрепленной обсадными трубами, а под нефтью понимается любой тип нефтяной смеси, например, сырая нефть, нефтесодержащая текучая среда и так далее. Таким образом, в состав газа, нефти и воды могут входить другие элементы или вещества, которые не являются газом, нефтью и/или водой, соответственно.

Под обсадной колонной понимается любой тип трубы, трубчатого элемента, хвостовика, колонны труб и так далее, используемых в скважине при добыче нефти или природного газа.

В том случае, когда невозможно полностью погрузить инструмент в обсадную колонну, для проталкивания инструмента до нужного положения в скважине может быть использован скважинный трактор. Скважинный трактор может иметь рычаги, выдвигающиеся из корпуса инструмента трактора и имеющие колеса, причем колеса входят в контакт с внутренней поверхностью обсадной колонны для перемещения трактора и инструмента вперед в скважине. Скважинный трактор представляет собой любой вид приводного инструмента, способного толкать или тянуть инструменты в скважине, например, Well Tractor®.

Хотя изобретение описано выше на примере предпочтительных вариантов его осуществления, специалисту в данной области техники очевидно, что возможны модификации данного изобретения, не выходящие за пределы объема правовой охраны изобретения, определенные нижеследующей формулой изобретения.

1. Способ заканчивания скважины для комплектования скважинной системы (1) заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в залежи (2) в пласте (3), содержащий следующие этапы:

- пробуривают шпур (4) в пласте;

- вводят направляющую обсадную колонну (5), имеющую внутренний диаметр (Di1) обсадной колонны;

- закрепляют цементом наружную поверхность (6) направляющей обсадной колонны относительно шпура;

- вводят буровую головку (7) в направляющую обсадную колонну;

- пробуривают главный ствол (10), проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть (11) и вторую часть (12), при этом вторая часть содержит конец (14) главного ствола, причем главный ствол имеет внутренний диаметр (Di2) главного ствола, по существу равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;

- извлекают буровую головку из главного ствола и направляющей обсадной колонны;

- вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну (9) во вторую часть главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di3);

- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров нижней эксплуатационной обсадной колонны;

- вводят буровую головку в первую часть главного ствола под направляющей обсадной колонной;

- пробуривают боковой ствол (16) из первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр (Di4) бокового ствола, по существу равный внутреннему диаметру главного ствола;

- извлекают буровую головку из бокового ствола;

- вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну (17) полностью в боковой ствол, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di5), по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны, с обеспечением наличия законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах, в результате чего при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне;

- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны;

- вводят главную эксплуатационную обсадную колонну (18) в первую часть главного ствола, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды главной эксплуатационной обсадной колонны с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di6), по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны;

- устанавливают затрубные барьеры главной эксплуатационной обсадной колонны; и

- выполняют отверстие (19) в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, обеспечивающее соединение с возможностью передачи текучей среды боковой эксплуатационной обсадной колонны с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды нижней эксплуатационной обсадной колонны, главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны.

2. Способ заканчивания скважины по п. 1, причем боковой ствол имеет первую часть (23) и вторую часть (24), причем вторая часть содержит конец (25) бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна представляет собой нижнюю боковую эксплуатационную колонну (26), расположенную во второй части бокового ствола, при этом перед этапом, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, способ содержит следующие этапы:

- пробуривают суб боковой ствол (27), проходящий от первой части бокового ствола, причем суб боковой ствол имеет внутренний диаметр (Di7) суб бокового ствола, по существу равный внутреннему диаметру главного ствола;

- вводят суб боковую эксплуатационную обсадную колонну (28) в суб боковой ствол, причем суб эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di8), по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны;

- устанавливают затрубные барьеры суб боковой эксплуатационной обсадной колонны;

- вводят вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну (29), расположенную в первой части бокового ствола; и

- устанавливают затрубные барьеры второй боковой эксплуатационной обсадной колонны.

3. Способ заканчивания скважины по п. 2, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют отверстие (30) во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне напротив суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие обеспечивает соединение с возможностью передачи текучей среды суб боковой эксплуатационной обсадной колонны со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной до или после выполнения этапа, на котором выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне.

4. Способ заканчивания скважины по п. 2 или 3, в котором этапы, на которых выполняют один или более боковых стволов, один или более суб боковых стволов, один или более вторичных суб боковых стволов и так далее, содержащих эксплуатационные обсадные колонны, выполняют перед выполнением этапа, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола.

5. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором вводят отклонитель (20) для необсаженной скважины в первую часть главного ствола перед тем, как пробуривают боковой ствол.

6. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором разжимают затрубные барьеры путем повышения давления в эксплуатационной обсадной колонне одновременно с этапом или следом за этапом, на котором устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров.

7. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют гидроразрыв пласта через эксплуатационную обсадную колонну, например нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, перед выполнением этапа, на котором пробуривают боковой ствол.

8. Способ заканчивания скважины по п. 7, в котором этап, на котором осуществляют гидроразрыв эксплуатационной обсадной колонны, выполняют посредством изолирующего инструмента (8), имеющего полую трубу (31) и два окружных затрубных надувных пакера (32), выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.

9. Способ заканчивания скважины по п. 7, в котором этап, на котором вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, выполняют посредством изолирующего инструмента (8), имеющего полую трубу (31) и два окружных затрубных надувных пакера (32), выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.

10. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, 8 или 9, в котором в нижней эксплуатационной обсадной колонне устанавливают пробку (21) для обеспечения защиты нижней эксплуатационной обсадной колонны в процессе выполнения последующих этапов.

11. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, 8 или 9, дополнительно содержащий этап, на котором собирают эксплуатационную обсадную колонну из множества компонентов (33), имеющих одинаковый внутренний диаметр.

12. Способ заканчивания скважины по любому из пп. 1-3, 8 или 9, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют узел (69) бокового соединения путем выполнения следующих этапов:

- вводят разжимающий инструмент (70) или изолирующий инструмент (8) по меньшей мере частично в боковую эксплуатационную обсадную колонну, причем инструмент окружен разжимным трубчатым элементом (71), при этом разжимной трубчатый элемент имеет концы, соединенные с разжимным трубчатым элементом, причем инструмент имеет прорезь (72) напротив разжимного трубчатого элемента;

- разжимают разжимной трубчатый элемент путем нагнетания текучей среды под давлением через прорезь до обеспечения прижатия разжимного трубчатого элемента к внутренней поверхности главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны;

- извлекают инструмент, оставляя разжимной трубчатый элемент в эксплуатационных обсадных колоннах;

- вводят удаляющий инструмент (73) в главную эксплуатационную обсадную колонну;

- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в главной эксплуатационной обсадной колонне;

- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в боковой эксплуатационной обсадной колонне;

- пробуривают отверстие в разжимном трубчатом элементе для обеспечения доступа к нижней эксплуатационной обсадной колонне; и

- удаляют удаляющий инструмент из законченной скважины.

13. Скважинная система (1) заканчивания скважины для увеличения добычи углеводородосодержащей текучей среды в залежи (2), причем скважинная система заканчивания скважины выполнена посредством способа заканчивания скважины по любому из пп. 1-12, при этом скважинная система заканчивания скважины содержит:

- направляющую обсадную колонну (5), введенную в шпур (4) и закрепленную цементом, причем направляющая обсадная колонна имеет внутренний диаметр (Di1) направляющей обсадной колонны;

- главный ствол (10), проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть (11) и вторую часть (12), при этом вторая часть содержит конец (14) главного ствола, а главный ствол имеет внутренний диаметр (Di2) главного ствола, по существу равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;

- нижнюю эксплуатационную обсадную колонну (9), расположенную во второй части главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di3);

- боковой ствол (16), проходящий от первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр (Di4) бокового ствола;

- боковую эксплуатационную обсадную колонну (17), полностью расположенную в боковом стволе, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр (Di5), при этом боковая эксплуатационная обсадная колонна и нижняя эксплуатационная обсадная колонна образуют законченную скважину с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющую одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах;

- главную эксплуатационную обсадную колонну (18), расположенную в первой части главного ствола и соединенную с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр (Di6), по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны; и

- отверстие (19) в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем указанное отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды боковую эксплуатационную обсадную колонну с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что главная эксплуатационная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной;

причем внутренний диаметр бокового ствола по существу равен внутреннему диаметру главного ствола, при этом внутренний диаметр боковой эксплуатационной обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

14. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13, в которой главная эксплуатационная обсадная колонна образована первой главной эксплуатационной обсадной колонной и второй главной эксплуатационной обсадной колонной, причем вторая главная эксплуатационная обсадная колонна расположена в первой части главного ствола между нижней эксплуатационной обсадной колонной и первой главной эксплуатационной обсадной колонной.

15. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, дополнительно содержащая второй боковой ствол, проходящий от первой части главного ствола, и вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во втором боковом стволе, причем вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, при этом внутренний диаметр второй боковой эксплуатационной обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

16. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, в которой боковой ствол имеет первую часть и вторую часть, причем вторая часть содержит конец бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна представляет собой нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во второй части бокового ствола, при этом нижняя боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, а от первой части бокового ствола отходит суб боковой ствол, причем в суб боковом стволе расположена суб боковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом суб боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр суб боковой обсадной колонны, причем в первой части бокового ствола расположена вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, по существу равный внутреннему диаметру нижней боковой эксплуатационной обсадной колонны;

причем во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне выполнено отверстие напротив суб боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды суб боковую эксплуатационную обсадную колонну со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной, при этом внутренний диаметр суб боковой обсадной колонны по существу равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.

17. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, в которой эксплуатационные обсадные колонны собраны из множества компонентов, имеющих одинаковый внутренний диаметр, причем компоненты выбраны из группы, содержащей затрубные барьеры, клапаны управления притоком, порты гидроразрыва, модули датчиков, пустые части обсадной колонны или соединения.

18. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, дополнительно содержащая узел (100, 69) бокового соединения, расположенный частично в главной эксплуатационной обсадной колонне и частично в боковой эксплуатационной обсадной колонне.

19. Скважинная система заканчивания скважины по п. 18, в которой узел бокового соединения содержит разжимной трубчатый элемент, выполненный с возможностью разжимания посредством разжимающего инструмента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в эксплуатации нефтяных, газовых, водозаборных скважин при откачке жидких сред с механическими примесями.

Изобретение относится к средствам генерирования сейсмической энергии, например упругих колебаний в нефтеносных пластах, в частности к средствам ударного воздействия на призабойную зону скважин и нефтенасыщенные пласты при добыче углеводородов, например нефти.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе.

Изобретение относится к насосному оборудованию для подъема пластовой жидкости из скважин, осложненных выносом частиц породы. Устройство содержит расположенные сверху вниз электроцентробежный насос, верхний входной модуль, верхнюю гидрозащиту, двухсторонний электродвигатель, нижнюю гидрозащиту, нижний входной модуль, электроцентробежный насос перевернутого типа, хвостовик, гидропривод, редуктор, щелевой фильтр.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков. Способ включает выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации отбора нефти или закачки воды. Гидравлический вибратор содержит золотник и ствол с донным отверстием.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки чисто нефтяных залежей с низкой проницаемостью нефтяной породы. Способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин по рядной схеме размещения и заканчивание их с применением многостадийного гидроразрыва пласта МСГРП, создание системы поддержания пластового давления ППД методом заводнения.

Группа изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности скважин, работающих с накоплением жидкостных и песчаных пробок на забое.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано при оборудовании скважин направлением в многолетнемерзлых породах с высокой льдистостью. Технический результат – повышение качества крепления скважины и обеспечение ее эксплуатационной надежности.

Изобретение относится к техническим средствам для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно к средствам вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Группа изобретений относится к системе заканчивания скважины перед началом добычи и, в частности, к испытанию барьеров для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин, к устройствам для спуска, крепления и цементирования потайных колонн в боковых стволах многозабойных скважин, с одновременной эксплуатацией двух или более стволов.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти или коэффициента извлечения газа.

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.

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.

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 изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия при разработке нефтяных месторождений. Способ включает получение диспергированной водогазовой смеси, подвод ее через выходной трубопровод к нагнетательной скважине и закачку по колонне насосно-компрессорных труб к забою скважины.

Группа изобретений относится к способу заканчивания скважины и к скважинной системе заканчивания скважины. Технический результат заключается в том, что при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне. Согласно способу заканчивания скважины для комплектования скважинной системы заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в залежи в пласте, пробуривают шпур в пласте, вводят направляющую обсадную колонну, имеющую внутренний диаметр обсадной колонны, закрепляют цементом наружную поверхность направляющей обсадной колонны относительно шпура. Затем вводят буровую головку в направляющую обсадную колонну, пробуривают главный ствол, проходящий от направляющей обсадной колонны. Главный ствол имеет первую и вторую части, вторая часть содержит конец главного ствола с внутренним диаметром, равным внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны. Далее извлекают буровую головку из главного ствола и направляющей обсадной колонны, вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну с затрубными барьерами и внутренним диаметром во вторую часть главного ствола, устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров нижней эксплуатационной обсадной колонны, вводят буровую головку в первую часть главного ствола под направляющей обсадной колонной, пробуривают боковой ствол из первой части главного ствола. Боковой ствол имеет внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру главного ствола. Затем извлекают буровую головку из бокового ствола, вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну полностью в боковой ствол, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны, с обеспечением наличия законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах. Далее устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны, вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды главной эксплуатационной обсадной колонны с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны. Устанавливают затрубные барьеры главной эксплуатационной обсадной колонны и выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, обеспечивающее соединение с возможностью передачи текучей среды боковой эксплуатационной обсадной колонны с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды нижней эксплуатационной обсадной колонны, главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 30 ил.

Наверх