Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта

Группа изобретений относится к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах. Технический результат - повышение надежности гидроразрыва пласта в многозонных скважинах. Оборудование заканчивания ствола скважины содержит компоновку обсадной колонны с множеством звеньев обсадной колонны и по меньшей мере одну переходную муфту, установленную для соединения звеньев обсадной колонны. По меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока. В состав оборудования включен отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы. Он установлен в компоновке обсадной колонны. Гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока. Между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны образовано кольцевое пространство. Компоновка низа бурильной колонны соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой. Компоновка низа бурильной колонны содержит отверстие гидроразрыва пласта. Оно выполнено с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством. В составе оборудования имеется пакер. Он установлен в заданном месте для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой при работе пакера. При этом пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может вытекать из отверстия гидроразрыва пласта, создавая на пакере перепад давления для открытия окна гидроразрыва. 3 н. 18 з.п. ф-лы, 21 ил.

 

[01] Настоящее изобретение является частичным продолжением заявки U.S. Patent Application No. 12/971932 под названием ″MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION″, John Edward Ravensbergen, зарегистрировано 17 декабря 2010 г., является частичным продолжением заявки U.S. Patent Application No. 12/842099 под названием ″BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHOD OF FRACTURING THEREWITH″, John Edward Ravensbergen и Lyle Laun зарегистрирвано 23 июля 2010 г., которое испрашивает приоритет по временной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 61/228793 под названием ″BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHOD OF FRACTURING THEREWITH″, John Edward Ravensbergen, зарегистрирвано 27 июля 2009 г., каждая из которых полностью включена в виде ссылки в данный документ.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[02] Настоящее изобретение относится в общем к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах, и более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[03] Заканчивание нефтяных и газовых скважин обычно выполняется после бурения стволов нефтяных и газовых скважин. Часть способа заканчивания включает в себя спуск компоновки скважинной обсадной колонны в скважину. Компоновка обсадной колонны может включать в себя несколько отрезков обсадных труб, скрепленных вместе переходными муфтами. Стандартная переходная муфта может являться, например, относительно короткой трубчатой или кольцевой конструкцией с внутренней резьбой на концах для скрепления с наружной резьбой на концах отрезков обсадных труб. Компоновка скважинной обсадной колонны может устанавливаться в стволе скважины с помощью различных методик. Одна такая методика включает в себя заполнение кольцевого пространства между стволом скважины и наружным диаметром обсадной колонны цементом.

[04] После установки обсадной колонны в стволе скважины можно выполнять перфорирование и гидроразрыв пласта. В общем, перфорирование включает в себя выполнение отверстий, проходящих через скважинную обсадную колонну в пласт с помощью общеизвестных устройств, таких как стреляющий перфоратор или абразивный перфоратор. Затем перфорированную зону можно гидравлически изолировать и выполнять гидроразрыв пласта для увеличения размера исходных отверстий в пласте. Проппант вводится в увеличенные отверстия для предотвращения закрытия отверстий.

[05] Совсем недавно разработаны методики, по которым перфорирование и гидроразрыв пласта выполняется с помощью колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Одна такая методика известна как способ гидроразрыва пласта через кольцевое пространство гибкой насосно-компрессорной трубы, или сокращенно ГРП с использованием затрубья ГНКТ, раскрыта в патентах U.S. Patent №№ 6474419, 6394184, 6957701 и 6520255, каждый из которых полностью включен в виде ссылки в данный документ. Для применения на практике методик, описанных в упомянутых выше патентах, рабочая колонна, которая включает в себя компоновку низа бурильной колонны (КНБК), в общем остается в стволе скважины во время гидроразрыва (гидроразрывов) пласта.

[06] Один способ перфорирования, известный как абразивное перфорирование абразивным кумулятивным перфоратором, включает в себя использование песчаной суспензии для прорезания отверстий, проходящих через обсадную колонну, цемент и в скважинный пласт. Затем гидроразрыв пласта может осуществляться через отверстия. Одной из проблем, связанных с абразивным перфорированием, является то, что песок, применяемый в перфорировании, может оставаться в кольцевом пространстве ствола скважины и может потенциально мешать процессу гидроразрыва пласта. Поэтому, в некоторых случаях может требоваться очистка от песка ствола скважины, что может являться длительным процессом, занимающим один или несколько часов в каждой продуктивной зоне в скважине. Другой проблемой, связанной с абразивным перфорированием, является то, что увеличивается потребление текучей среды для прорезания перфораций и либо осуществления циркуляции излишних твердых частиц для удаления из скважины или закачки абразивной перфорирующей текучей среды и песка в зону до гидроразрыва и во время гидроразрыва. В промышленности растет потребность создания все большего числа зон в многозонных скважинах, и некоторые горизонтальные скважины могут иметь 40 зон или больше. Очистка от песка такого большого числа зон может значительно увеличивать время работы, требовать использования чрезмерных объемов текучих сред и увеличивать стоимость. Использование чрезмерных объемов текучих сред может также создавать проблемы для окружающей среды. Например, способ требует больше перевозок автотранспортом, увеличения парка емкостей и расходов на подогрев и, кроме того, аналогичные требования возникают при извлечении текучей среды из скважины.

[07] В технике известны методики заканчивания скважины без перфорирования. Одна такая методика известна по названию фирмы, как заканчивание в стиле Packers-plus. Вместо цементирования в заканчивании, данная методика включает в себя спуск пакеров для необсаженной зоны ствола скважины в скважину для установки компоновки обсадной колонны. Компоновка обсадной колонны включает в себя перходные муфты с окнами и скользящими муфтами. После установки обсадной колонны в скважине окна могут открываться, благодаря срабатыванию скользящих муфт. Затем через окна можно выполнять гидроразрыв пласта.

[08] Для многозонных скважин применяется несколько перходных муфт с окнами в комбинация с компоновками скользящих муфт. Скользящие муфты устанавливаются на внутреннем диаметре обсадной колонны и/или переходных муфт и могут удерживаться на месте срезными штифтами. В некоторых конструктивных решениях самая нижняя скользящая муфта выполняется с возможностью гидравлического открытия с применением перепада давления на компоновке муфт. После установки обсадной колонны с перходными муфтами с окнами выполняется гидроразрыв пласта в самой глубокой зоне скважины. Данный процесс может включать в себя гидравлическое смещение скользящих муфт в первой зоне для открытия окон и затем закачку текучей среды гидроразрыва в пласт через открытые окна первой зоны. После гидроразрыва пласта первой зоны в скважину сбрасывается шар. Шар бьет следующую скользящую муфту, расположенную сверху от первой прошедшей гидроразрыв зоны в скважине и при этом открывает окна для гидроразрыва пласта второй зоны. После гидроразрыва пласта второй зоны, второй шар, который несколько больше первого шара, сбрасывается для открытия окон для гидроразрыва пласта третьей зоны. Данный процесс повторяется с использованием приращения диаметра шаров для открытия окон в каждой последовательно более близкой к устью скважины зоне до выполнения гидроразрыва во всех зонах. Вместе с тем, поскольку диаметр скважины является ограниченным, и диаметры шаров в общем увеличиваются с приращениями в четверть дюйма (6 мм), данный способ ограничивается гидроразрывом пласта только в 11 или 12 зонах в скважине приемлемыми диаметрами шаров. В дополнение, использование компоновок муфт и пакеров для установки скважинной обсадной колонны в данном способе может являться дорогостоящим. В дополнение, компоновки скользящих муфт и шаров могут значительно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны, что часто неприемлемо. После завершения гидроразрыва пласта для интенсификации притока, часто необходимо вырезать шары и гнезда шаров из обсадной колонны.

[09] Другой способ, применяющийся в скважинах с необсаженным стволом в продуктивной зоне (в котором используют пакеры для крепления обсадной колонны в скважине), является аналогичным заканчиванию в стиле Packers-plus, описанному выше, за исключением того, что вместо сбрасывания шаров для открытия окон скользящие муфты подкомпоновок выполнены с возможностью механического открывания. Например, переключающий инструмент можно использовать для открытия и закрытия скользящих муфт для гидроразрыва пласта и/или других требуемых целей. Как в варианте заканчивания в стиле Packers-plus, компоновки скользящих муфт и пакеры для установки скважинной обсадной колонны в данном способе могут являться дорогостоящими. Дополнительно, компоновки скользящих муфт могут нежелательно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны. В дополнение, скользящие муфты подвержены отказам вследствие эрозии от высокой скорости песчаной суспензии и/или песка, создающих помехи механизмам.

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

[11] Настоящее изобретение направлено на преодоление или по меньшей мере ослабления действия одной или нескольких проблем, изложенных выше.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[12] Ниже представлена сущность изобретения для обеспечения понимания некоторых аспектов, раскрытых в данном документе. Данная сущность не является исчерпывающим обзором, и не предназначена для идентификации ключевых или критических элементов или определения объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.

[13] Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является система заканчивания ствола скважины, которая включает в себя кожух, функционально соединенный с обсадной колонной. Кожух включает в себя по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, и скользящую муфту, соединенную с кожухом, которая может перемещаться между открытым положением и закрытым положением. В закрытом положении скользящая муфта предотвращает гидравлическое сообщение через окна кожуха. Система включает в себя компоновку низа бурильной колонны, которая имеет пакерующий элемент и фиксатор. Фиксатор выполнен с возможностью селективного соединения компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой. Пакерующий элемент выполнен с возможностью создания уплотнения между компоновкой низа бурильной колонны и скользящей муфтой.

[14] Система заканчивания ствола скважины может также включать в себя срезающееся устройство, выполненное с возможностью селективно удерживать скользящую муфту в начальном закрытом положении и высвобождать скользящую муфту в результате приложения силы заданной величины. Система может включать в себя расширяющееся устройство, выполненное с возможностью селективно удерживать скользящую муфту в открытом положении после высвобождения и перемещения из закрытого положения. Расширяющееся устройство может выполняться с возможностью соединения с углублением в кожухе. Компоновка низа бурильной колонны соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой, которая может использоваться для установки компоновки низа бурильной колонны смежно со снабженным окнами кожухом. Компоновка низа бурильной колонны может включать в себя локатор муфт обсадной колонны. Фиксатор и пакерующий элемент компоновки низа бурильной колонны могут приводиться в действие давлением. Система заканчивания ствола скважины может включать в себя множество снабженных окнами кожухов вдоль обсадной колонны, причем каждый включает в себя скользящую муфту, перемещающуюся между закрытым положением и открытым положением.

[15] Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является способ обработки скважинного пласта или обработки для интенсификации притока приствольной зоны. Способ включает в себя установку компоновки низа бурильной колонны на участке обсадной колонны, смежном с первой скользящей муфтой, функционально соединенной с обсадной колонной. Скользящая муфта выполнена перемещающейся между первым положением, предотвращающим гидравлическое сообщение через первое окно в обсадной колонне, и вторым положением, обеспечивающим гидравлическое сообщение через первое окно в обсадной колонне. Способ включает в себя соединение участка компоновки низа бурильной колонны с первой скользящей муфтой и перемещение компоновки низа бурильной колонны для перемещения первой скользящей муфты из первого или закрытого положения во второе или открытое положение.

[16] Способ может включать в себя обработку скважинного пласта, смежного с первым окном в обсадной колонне. Способ может дополнительно включать в себя отсоединение компоновки низа бурильной колонны от первой скользящей муфты и установку компоновки низа бурильной колонны смежно со второй скользящей муфтой, функционально соединенной с обсадной колонной. Вторая скользящая муфта выполнена с возможностью перемещения между первым положением, предотвращающим гидравлическое сообщение через второе окно в обсадной колонне, во второе положение, обеспечивающее гидравлическое сообщение через второе окно. Способ может включать в себя соединение участка компоновки низа бурильной колонны со второй скользящей муфтой и перемещение компоновки низа бурильной колонны для перемещения второй скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение. Способ может включать в себя обработку скважинного пласта, смежного со вторым окном.

[17] Соединение участка компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой может включать в себя активирование фиксатора для соединения с участком скользящей муфты. Способ может включать в себя создание уплотнения между компоновкой низа бурильной колонны и скользящей муфтой. Способ может включать в себя селективное высвобождение скользящей муфты из первого положения перед перемещением компоновки низа бурильной колонны для перемещения скользящей муфты. Селективно скользящая муфта может содержать срезающееся устройство, которое может срезаться с помощью увеличения давления в обсадной колонне над компоновкой низа бурильной колонны, перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы вниз по обсадной колонне, или комбинации увеличения давления и перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы. Способ может включать в себя селективное удержание скользящей муфты в открытом положении. Установка компоновки низа бурильной колонны и соединение компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой может содержать перемещение гибкой насосно-компрессорной трубы только в направлении вверх. Способ может включать в себя перекачку текучей среды вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе для приведения в действие фиксатора компоновки низа бурильной колонны.

[18] Вариант осуществления настоящего изобретения предлагает оборудование заканчивания ствола скважины. Оборудование заканчивания ствола скважины содержит компоновку обсадной колонны, содержащую множество звеньев обсадной колонны. По меньшей мере одна переходная муфта устанавливается для соединения звеньев обсадной колонны. По меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока. Отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы может устанавливаться в нужное место в компоновке обсадной колонны. Гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока, при этом, образуется кольцевое пространство между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны. Компоновка низа бурильной колонны соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой. Компоновка низа бурильной колонны содержит отверстие гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством. Пакер может устанавливаться в нужное место для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой, когда пакер расширяется. Пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может создавать на пакере перепад давления для открытия окна гидроразрыва.

[19] Другой вариант осуществления настоящего изобретения предлагает способ заканчивания ствола углеводородной эксплуатационной скважины. Способ содержит спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в компоновку обсадной колонны ствола скважины. Компоновка обсадной колонны содержит множество звеньев обсадной колонны и одну или несколько переходных муфт, установленных для соединения вместе звеньев обсадной колонны. Первая переходная муфта из одной или нескольких переходных муфт содержит первое окно гидроразрыва. Текучая среда перекачивается по гибкой насосно-компрессорной трубе для приложения перепада давления для открытия первого окна гидроразрыва компоновки обсадной колонны. Производится гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва через первое окно гидроразрыва.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[20] На Фиг. 1 показано оборудование заканчивания участка ствола скважины с цементированием согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[21] На Фиг. 2 показана с увеличением переходная муфта и компоновка низа бурильной колонны, используемые в заканчивании ствола скважины Фиг. 1 согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[22] На Фиг. 3 показан с увеличением фиксирующий кулачок, используемый в заканчивании ствола скважины Фиг.1, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[23] На Фиг. 4 показана в изометрии переходная муфта согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[24] На Фиг. 5 показано сечение переходной муфты Фиг. 4 согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[25] На Фиг. 6 показан клапан, используемый в переходной муфте Фиг. 4, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[26] На Фиг. 7 показана переходная муфта, используемая с колонной гибкой насосно-компрессорной трубы и разобщающий инструмент с пакерами для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[27] На Фиг. 8 показано оборудование заканчивания участка скважины с пакерами для необсаженного ствола согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[28] На Фиг. 9 показана с увеличением переходная муфта и компоновка низа бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[29] На Фиг. 10 показана компоновка низа бурильной колонны, используемая в заканчивании ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[30] На Фиг. 11 показан с увеличением верхний участок переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны варианта осуществления Фиг. 10.

[31] На Фиг. 12 показан с увеличением нижний участок переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны варианта осуществления Фиг. 10.

[32] На Фиг. 13 показан с увеличением участок мандрели компоновки низа бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[33] На Фиг. 14 показано сечение конца переходной муфты Фиг. 11.

[34] На Фиг. 15 показано сечение переходной муфты с клапаном в закрытом положении согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[35] На Фиг. 16 показана переходная муфта, используемая с колонной гибкой насосно-компрессорной трубы, и разобщающий инструмент с пакерами для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[36] На Фиг. 17 показано сечение снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[37] На Фиг. 18 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины Фиг. 17 с переходной муфтой снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины в закрытом положении.

[38] На Фиг. 19 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины Фиг. 17 с переходной муфтой снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины в открытом положении.

[39] На Фиг. 20 показано сечение оборудования заканчивания ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[40] На Фиг. 21 показано сечение оборудования заканчивания ствола скважины, которое включает в себя абразивный перфоратор, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[41] Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны в качестве примера на чертежах и подробно описаны ниже в данном документе. Вместе с тем должно быть понятно, что изобретение не ограничивается конкретными раскрытыми формами. Напротив, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие сущности и объему изобретения, определенному в прилагаемой формуле изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[42] На Фиг. 1 показан участок 100 оборудования заканчивания ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Участок 100 заканчивания ствола скважины включает в себя компоновку 102 низа бурильной колонны (″КНБК″) внутри обсадной колонны 104. Любую подходящую КНБК можно использовать. В варианте осуществления КНБК 102 может иметь конструктивное исполнение для проведения гидроразрыва пласта в многозонной скважине. Пример подходящей КНБК раскрыт в заявке одновременного рассмотрения U.S. Patent Application No. 12/626006, зарегистрировано 25 ноября 2009 г., на имя John Edward Ravensbergen и под названием, COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR ASSEMBLY, полностью включена в виде ссылки в данный документ.

[43] Как более ясно показано на Фиг. 2 и 3, обсадная колонна 104 может включать в себя несколько звеньев 106A, 106B и 106C обсадной колонны, которые могут соединяться с помощью одной или нескольких переходных муфт, таких как переходные муфты 108 и 110. Звенья 106A, 106B и/или 106C обсадной колонны могут являться укороченными звеньями трубы, секциями обсадной трубы приблизительно шесть (6) футов (1,8 м), которые могут выполняться с возможностью содействия надлежащей установке КНБК в требуемой зоне ствола скважины. Переходная муфта 108 может являться любой подходящей переходной муфтой. Примеры переходных муфт для соединения звеньев обсадной колонны хорошо известны в технике. В варианте осуществления переходная муфта 108 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбовыми вставными концами звеньев 106 обсадной колонны.

[44] В изометрии переходная муфта 110 показана на Фиг. 4 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Переходная муфта 110 может включать в себя одно или несколько окон 112 гидроразрыва и одно или несколько клапанных выпускных отверстий 114. Окна 112 гидроразрыва могут пересекать клапанные отверстия 118, которые могут располагаться продольно в центраторах 116. Пробка 128 может устанавливаться в клапанных отверстиях 118 для предотвращения или уменьшения нештатного прохода текучей среды вверх через клапанные отверстия 118. В варианте осуществления внутренний диаметр 113 (показан на Фиг. 2) переходной муфты 110 может быть приблизительно равен или больше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Таким образом, кольцевое пространство между переходной муфтой 110 и КНБК 102 незначительно дросселируется. В других вариантах осуществления внутренний диаметр переходной муфты 110 может быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Переходная муфта 110 может крепиться к звену 106 обсадной колонны любым подходящим устройством. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбовыми вставными концами звеньев 106B и 106C обсадной колонны.

[45] Как более ясно показано на Фиг. 5, окна 112 гидроразрыва могут располагаться проходящими через центраторы 116, что может обеспечивать окну 112 гидроразрыва установку относительно близко к пласту. В случае, если обсадная колонна цементируется в стволе скважины, данное может увеличивать возможность получения для окон 112 гидроразрыва сквозного или почти сквозного прохода через цемент.

[46] Клапаны 120 для управления подачей текучей среды через окна 112 гидроразрыва устанавливаются в клапанных отверстиях 118 центраторов 116. Когда клапаны 120 находятся в закрытом положении, как показано на Фиг. 6, предотвращается или уменьшается подача текучей среды через окна 112 гидроразрыва.

[47] Клапаны 120 могут включать в себя одно или несколько уплотнений для уменьшения протечек. Любое подходящее уплотнение можно использовать. Пример подходящего уплотнения 122 показан на Фиг. 6. Уплотнение 122 может выполняться с возможностью прохода вокруг окна 112 гидроразрыва, когда клапан 120 установлен в нужное место в закрытом положении. Уплотнение 122 может включать в себя кольцо 122A, которое плотно прилегает по периметру вокруг клапана 120 на одном конце, и круглый участок 122B, который проходит только вокруг участка клапана 120 на противоположном конце. Данная конфигурация может создавать требуемый эффект уплотнения, являясь простой в изготовлении.

[48] Срезной штифт 124 может использоваться для удержания клапана 120 в закрытом положении во время установки и уменьшает вероятность преждевременного открытия клапана 120. Срезной штифт 124 может иметь такое конструктивное исполнение, что когда штифт срезается, часть штифта 124 остается в стенке переходной муфты 110 и проходит в паз 126 клапана 120. Данное обеспечивает действие срезанной части штифта 124 как направляющей, поддерживая клапан 120 в требуемой ориентации, так что уплотнение 122 устанавливается в правильное место относительно окна 112 гидроразрыва. Использование срезанной части штифта 124 как направляющей показано на Фиг. 2, на которой показан клапан 120 в открытом положении.

[49] Переходная муфта 110 может прикрепляться к звеньям обсадной колонны любым подходящим способом. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбой вставных концов звеньев 106 обсадной колонны, как показано на Фиг. 2.

[50] Как также показано на Фиг. 2, пакер 130 может устанавливаться в обсадной колонне между окнами 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Когда пакер 130 приводится в действие, он уплотняется на внутреннем диаметре переходной муфты 110 для предотвращения или уменьшения прохода текучей среды далее вниз по кольцевому пространству ствола скважины. Таким образом, когда текучая среда проходит в скважине от поверхности в кольцевом пространстве между скважинной обсадной колонной 104 и КНБК 102, на пакере образуется перепад давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Перепад давления может использоваться для открытия клапана 120.

[51] Любую подходящую методику можно использовать для установки в нужном положении пакера 130 в муфте 110. В одном примере методики, показанном на Фиг. 3, применяется кулачок 132, который может выполняться в конфигурации для захода в углубление 134 между участками 106A и 106B обсадной колонны. Как показано на Фиг. 1, кулачок 132 может являться частью КНБК 102. Длина участка 106B обсадной колонны может выбираться с возможностью расположения переходной муфты 110 на требуемом расстоянии от углубления 134, так что пакер 130 может устанавливаться между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Во время установки бурильщик может устанавливать КНБК 102, опуская кулачок мимо углубления 134 и затем поднимая КНБК 102 до входа кулачка 132 в углубление 134. Дополнительное сопротивление при вытягивании кулачка 132 из углубления 134 должно обнаруживаться на поверхности и может обеспечивать бурильщику определение момента, когда КНБК 102 правильно устанавливается в нужное место в обсадной колонне. Данное может обеспечивать бурильщику локацию пакера 130 относительно стандартной переходной муфты 108, которая может являться следующей самой нижней переходной муфтой относительно переходной муфты 110.

[52] Обсадная колонна 104 может устанавливаться после бурения скважины как часть оборудования 100 заканчивания. В варианте осуществления обсадная колонна 104, включающая в себя одну или несколько переходных муфт 110, может цементироваться в стволе скважины. На Фиг. 1 показан цемент 105, который подается в пространство между наружным диаметром обсадной колонны 104 и внутренним диаметром ствола 107 скважины. Методики для цементирования обсадной колонны хорошо известны в технике. В другом варианте осуществления обсадная колонна 104 и переходные муфты 110 могут устанавливаться в стволе скважины с использованием расположения пакеров для необсаженной зоны ствола скважины, где вместо цемента устанавливаются пакеры 111 в нужном месте между внутренним диаметром ствола 107 скважины и наружным диаметром обсадной колонны 104, как показано на Фиг. 8. Такие пакеры для заканчивания необсаженной зоны ствола скважины хорошо известны в технике и специалист в данной области техники может легко применять переходные муфты настоящей заявки в заканчивании с пакерами для необсаженной зоны ствола скважины.

[53] Переходные муфты 110 могут устанавливаться в нужное место в обсадной колонне повсюду, где требуются окна для гидроразрыва пласта. Например, следует отметить, что хотя стандартная переходная муфта 108 показана как часть обсадной колонны, переходную муфту 108 можно заменить второй переходной муфтой 110. В варианте осуществления муфты 110 настоящего изобретения могут устанавливаться в нужное место в каждой зоне многозонной скважины.

[54] Во время цементирования обсадная колонна спускается в скважину, и цементом заполняют кольцевое пространство между обсадной колонной 104 и скважинным пластом. Там, где клапан 120 устанавливается в центраторе, может располагаться небольшое углубление 136 между наружным диаметром центратора 116 и наружным диаметром клапана 120, как показано на Фиг. 5. Углубление 136 может потенциально заполняться цементом во время цементирования. Поэтому, перед подачей текучей среды через клапан 120 в нем может находиться тонкий слой цемента, который должен пробиваться. Альтернативно, углубление 136 может не заполняться цементом. В варианте осуществления возможно до цементирования заполнение углубления 136 консистентной смазкой, смазкой, создающей препятствие цементу, или другим веществом для уменьшения вероятности заполнения углубления 136 цементом.

[55] Потенциальным преимуществом конструктивного решения переходной муфты Фиг. 4 является то, что открытие клапана 120 вытесняет объем текучей среды из клапанного отверстия 118 в кольцевое пространство между обсадной колонной 106 и КНБК 102 через клапанное выпускное отверстие 114. Таким образом, весь вытесненный объем, получающийся при открытии клапанов 120, располагается внутри оборудования заканчивания. Указанное обеспечивает заполнение пространства между стволом скважины и наружным диаметром 106 обсадной колонны цементом, например, без обязательного создания пространства снаружи переходной муфты для объема текучей среды, которая вытесняется, когда клапан 120 открывается.

[56] Другим возможным преимуществом конструктивного решения переходной муфты Фиг. 4 является реализация по существу небольшого перепада давления или отсутствия перепада давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114 переходной муфты 110, до уплотнения внутреннего диаметра переходной муфты между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Данное означает, что в многозонных скважинах, имеющих несколько переходных муфт 110, бурильщик может контролировать открытие конкретного окна гидроразрыва, устанавливая уплотняющий механизм, такой как пакер 130, в требуемом месте, не опасаясь нештатного открытия других окон гидроразрыва на других местах в скважине.

[57] Переходные муфты настоящего изобретения можно использовать в скважине любого типа. Примеры типов скважин, в которых переходные муфты можно использовать, включают в себя горизонтальные скважины, вертикальные скважины и наклонно-направленные скважины.

[58] Компоновки заканчивания, описанные выше и показанные на Фиг. 1-3 предназначены для методик гидроразрыва пласта через кольцевое пространство, где текучую среду гидроразрыва закачивают в кольцевое пространство ствола скважины между скважинной обсадной колонной 104 и КНБК 102. Вместе с тем переходные муфты 110 настоящего изобретения можно также использовать в других методиках гидроразрыва пласта.

[59] Одна такая методика гидроразрыва пласта показана на Фиг. 7, где колонна гибкой насосно-компрессорной трубы применяется с разобщающим инструментом, имеющим пакеры 140A, 140B для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва. Как показано на Фиг. 7, пакер 140B может устанавливаться в нужное место между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Данное обеспечивает открытие клапана 120 с помощью создания перепада давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114, когда в зоне в стволе скважины между пакерами 140A, 140B нагнетается давление. Нагнетание давления может выполняться с помощью подачи текучей среды вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе с подходящим давлением для открытия клапана 120. Текучая среда для открытия клапана 120 может являться текучей средой гидроразрыва пласта или другой подходящей текучей средой. После открытия клапана 120 текучая среда гидроразрыва пласта (не показано) может перекачиваться на забой скважины по гибкой насосно-компрессорной трубе, в кольцевое пространство через отверстие 144 и затем в пласт через окно 112 гидроразрыва. Потенциальным преимуществом компоновки разобщающего инструмента на гибкой насосно-компрессорной трубе Фиг. 7 является то, что любой проппант, используемый во время гидроразрыва пласта, можно изолировать между пакерами 140A и 140B от остального кольцевого пространства ствола скважины.

[60] Ниже описан способ многозонного гидроразрыва пласта с применением переходных муфт 110 настоящего изобретения. Способ может включать в себя спуск обсадной колонны 104 и переходных муфт 110 в ствол скважины после бурения. Обсадную колонну 104 и переходные муфты 110 можно либо крепить в стволе скважины с помощью цементирования, или с использованием пакеров в компоновке пакеров для необсаженного участка ствола скважины, как рассмотрено выше. После установки обсадной колонны в стволе скважины КНБК 102, скрепленная с концом колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, может спускаться в скважину. В варианте осуществления КНБК 102 может вначале спускаться на дно забоя или в точку вблизи дна забоя скважины. Во время спуска в скважину кулачки 132 (Фиг. 3) благодаря своему профилю не полностью входят в контакт и/или легко проскальзывают мимо углублений 134. Например, кулачки 132 можно выполнять в конфигурации с малым углом 131 скольжения на обращенной к забою стороне для обеспечения их более легкого скольжения мимо углублений 134 с небольшим аксиальным усилием при спуске в скважину.

[61] После спуска на требуемую глубину КНБК 102 бурильщик может начинать подъем колонны насосно-компрессорной трубы и КНБК 102 к поверхности. Кулачки 132 могут иметь профиль для входа в контакт с углублением 134 под большим углом 133 на вершине кулачков 132, при этом результатом является увеличенное аксиальное усилие подъема вверх при вытягивании кулачков 132 из углублений. Данное увеличенное сопротивление обеспечивает бурильщику обнаружение нужного места в скважине для установки пакера 130, как рассмотрено выше. Придание кулачкам 132 профиля, обеспечивающего уменьшенное сопротивление при спуске в скважину и увеличенное сопротивление при подъеме из скважины, является в общем хорошо известным в отрасли. После установки пакера 130 на требуемом месте пакер 130 можно активировать для изоляции скважинного кольцевого пространства между КНБК 102 и требуемой переходной муфтой 110 между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114.

[62] После изоляции скважинного кольцевого пространства на требуемой переходной муфте 110 в скважинном кольцевом пространстве может нагнетаться давление с поверхности до давления, достаточного для открытия клапанов 120. Подходящее давление может иметь диапазон, например, от около 100 фунт/дюйм² (0,7 МПа) до около 10000 фунт/дюйм² (70 МПа), от около 500 фунт/дюйм² (3,5 МПа) до около 1000 фунт/дюйм² (7 МПа), 1500 фунт/дюйм² (10,5 МПа) или больше. Переходная муфта 110 имеет такое конструктивное исполнение, что все окна 112 гидроразрыва в муфте могут открываться. В варианте осуществления давление для открытия окон 112 гидроразрыва может иметь уставку меньше давления гидроразрыва пласта. Указанное может обеспечивать при давлении гидроразрыва пласта и таким образом для самого гидроразрыва пласта гарантию открытия всех окон 112 гидроразрыва. Допускается вместе с тем, что в некоторых ситуациях могут открываться не все окна 112 гидроразрыва. Данное может возникать вследствие, например, неисправности или блокирования окон гидроразрыва цементом. После открытия окон 112 гидроразрыва текучие среды могут нагнетаться через окна 112 гидроразрыва в скважинный пласт. Гидроразрыв можно инициировать и текучие среды гидроразрыва пласта могут нагнетаться в ствол скважины для выполнения гидроразрыва пласта. В зависимости от применяемой методики гидроразрыва пласта, нагнетание может включать в себя подачу текучей среды гидроразрыва пласта вниз по кольцевому пространству ствола скважины, как в варианте осуществления Фиг. 1-3. Альтернативно, текучие среды гидроразрыва пласта можно подавать вниз по колонне гибкой насосно-компрессорной трубы, как в варианте осуществления Фиг. 7. Если требуется, проппант, например песчаная суспензия, может использоваться в способе. Проппант может заполнять трещины и сохранять их открытыми после остановки гидроразрыва пласта. Гидроразрыв пласта обычно останавливают по достижении пласта конечным объемом проппанта. Буферную текучую среду используют для продавливания проппанта по стволу скважин в пласт.

[63] Текучая среда пачки является текучей средой, закачиваемой перед закачкой проппанта в пласт. Указанное обеспечивает достаточную ширину раскрытия трещин перед достижением проппантом пласта. Если применяются компоновки муфт с окнами, возможно использование буферной текучей среды в качестве текучей среды пачки для последующей обработки. В результате уменьшается потребление текучей среды.

[64] В многозонных скважинах описанный выше способ гидроразрыва пласта может повторяться для каждой зоны скважины. Таким образом, КНБК 102 может устанавливаться в следующей переходной муфте 110, пакер может приводиться в действие, окно 112 гидроразрыва может открываться и осуществляться гидроразрыв пласта. Способ может повторяться для каждой зоны снизу вверх в стволе скважины. После гидроразрыва пласта нефть может выходить из трещины через окна 112 гидроразрыва переходных муфт 110 и в скважину.

[65] В альтернативном многозонном варианте осуществления гидроразрыв пласта может потенциально проводиться сверху вниз или в любом порядке. Например, разобщающий инструмент, такой как показан на Фиг. 7, может применяться для изоляции зоны выше и ниже в скважине по методикам, хорошо известным в технике. Окна 112 гидроразрыва можно затем открывать с помощью нагнетания давления через гибкую насосно-компрессорную трубу аналогично рассмотреному выше. Гидроразрыв пласта может затем проходить в первой зоне, также в режиме, аналогичном описанному выше. Разобщающий инструмент может затем перемещаться во вторую зону от поверхности и процесс может повторяться. Поскольку разобщающий инструмент может изолировать переходную муфту от переходных муфт выше и ниже, разобщающий инструмент обеспечивает гидроразрыв любой зоны вдоль ствола скважины и исключает требование начинать гидроразрыв пласта в самой нижней зоне и работать с перемещением вверх по обсадной колонне.

[66] Конструктивное решение переходной муфты 110 настоящего изобретения может потенциально обеспечивать закрытие клапана 120 после его открытия. Данное может являться предпочтительным в вариантах, где некоторые зоны в многозонной скважине начинают давать воду или другие нежелательные текучие среды. Если местоположение зон получения воды можно обнаружить, муфты таких зон можно закрыть для предотвращения ненужного притока текучей среды из таких зон. Указанное может выполняться с помощью изоляции клапанного выпускного отверстия 114 и затем нагнетания давления для получения силы, закрывающей клапан 120. Например, разобщающий инструмент можно использовать аналогично варианту осуществления Фиг. 7, за исключением того, что пакер 140A может устанавливаться между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114, и нижний пакер 140B может устанавливаться на дальней стороне клапанного выпускного отверстия 114 от пакера 140A. Когда в зоне между пакерами нагнетается давление, создается высокое давление на клапанном выпускном отверстии 114, при этом сила давления закрывает клапан 120.

[67] Эрозия окна 112 гидроразрыва от текучих сред гидроразрыва пласта и других текучих сред может потенциально нарушать уплотнение клапана 120, исключая эффективное предотвращение прохода текучей среды через закрытые окна 112 гидроразрыва. Вместе с тем для конструктивного решения переходной муфты 110 настоящего изобретения возможно обеспечение открытия нескольких окон гидроразрыва в одной муфте, что может содействовать уменьшению эрозии в сравнении с конструктивными решениями с открытием только одного окна гидроразрыва. Данное происходит, поскольку несколько окон гидроразрыва могут создавать относительно большое рабочее сечение потока, при котором эффективно уменьшается перепад давления текучих сред на окне гидроразрыва во время гидроразрыва пласта. Уменьшенный перепад давления может давать в результате требуемое уменьшение эрозии.

[68] На Фиг. 10 показан участок оборудования 200 заканчивания ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Оборудование заканчивания ствола скважины включает в себя звенья 206a, 206b обсадной колонны, соединенные с компоновкой 210 переходных муфт, ниже в данном документе именующейся переходной муфтой 210. На Фиг. 11 показан с увеличением верхний участок переходной муфты 210, и на Фиг. 12 показан с увеличением нижний участок переходной муфты 210. Переходная муфта 210, показанная на Фиг. 11, содержит мандрель 209, которая может содержать отрезок длины звена обсадной колонны, клапанный кожух 203, и выпускной кожух 201. Клапан, такой как скользящая муфта 220, устанавливается в кольцевом пространстве 218 между мандрелью 209 и клапанным кожухом 203. Скользящая муфта 220 выполнена перемещающейся в открытое положение (показано на Фиг. 10), обеспечивающее сообщение между внутренним диаметром мандрели 209 и наружными окнами 212B гидроразрыва через внутреннее окно 212A гидроразрыва, расположенное в мандрели 209. Кольцевое пространство 218A проходит вокруг периметра мандрели и сообщается с кольцевым пространством 218B между выпускным кожухом 201 и мандрелью 209, которое может именоваться одним кольцевым пространством 218. Скользящая муфта 220 может перемещаться в закрытое положение (показано на Фиг. 15), предотвращающее гидравлическое сообщение между внутренним окном 212A гидроразрыва и наружным окном 212B гидроразрыва, которые оба могут именоваться окном 212 гидроразрыва. Скользящая муфта 220 эффективно герметизирует кольцевое пространство 218 в верхнем участке 218A и 218B, таким образом обеспечивая перемещение перепадом давления между двумя кольцевыми пространствами скользящей муфты 220 между открытым и закрытым положениями. Уплотнительное кольцо 215 может использоваться для соединения клапанного кожуха 203 с выпускным кожухом 201. Пазы 218C в мандрели под уплотнительным кольцом обеспечивают удовлетворительное гидравлическое сообщение мимо уплотнительного кольца 215 между верхним участком 218A и нижним участком 218B кольцевого пространства 218. Альтернативно, клапанный кожух и выпускной кожух могут являться одним кожухом. В данном варианте осуществления уплотнительное кольцо для соединения двух кожухов и пазов в мандрели для обеспечения гидравлического сообщения не требуется.

[69] На Фиг. 12 показано, что нижний участок выпускного кожуха 201 и мандрель 209 имеют кольцевое пространство 218B между двумя компонентами. Нижняя гайка 228 соединяет нижний конец выпускного кожуха 201 с мандрелью 209 с уплотнительными элементами 222, изолирующими нижний участок кольцевого пространства 218B. Мандрель 209 включает в себя выпускное отверстие 214, сообщающееся с кольцевым пространством 218. В одном варианте осуществления множество выпускных отверстий 214 располагаются вокруг мандрели 209. Мандрель может включать в себя одно или несколько выпускных отверстий 214B на местах, отличных от основных выпускных отверстий 214. В работе буферное устройство, такое как разрушаемая пробка или задерживающая цемент консистентная смазка, может заполнять каждое из выпускных отверстий для предотвращения входа цемента или других нежелательных веществ в кольцевое пространство 218. В дополнение к разрушаемым пробкам, задерживающая цемент консистентная смазка может инжектироваться в кольцевое пространство 218 перед спуском оборудования заканчивания в ствол скважины для предотвращения затекания цемента в кольцевое пространство 218, когда оборудование заканчивания цементируют в стволе скважины. Выпускной кожух 201 может включать в себя отверстие 227 заполнения для инжектирования консистентной смазки в кольцевое пространство 218. Предпочтительно, одно из выпускных отверстий может иметь диаметр значительно меньше остальных выпускных отверстий и не включать в себя разрушаемой пробки. После разрушения разрушаемых пробок выпускные отверстия обеспечивают приложение перепада давления в кольцевом пространстве 218 для открытия или закрытия клапана 220, как подробно описано выше. На случай входа цемента в кольцевое пространство 218 через выпускные отверстия 214, выпускной кожух может включать в себя вспомогательное выпускное отверстие (отверстия) 214B дальше в сторону устья скважины вдоль мандрели 209, что может обеспечивать сообщение с кольцевым пространством 218.

[70] На Фиг. 13 показан обращенный к забою участок мандрели 209 без выпускного кожуха 201. Разрушаемые пробки 231 вставлены в выпускные отверстия 214, 214B. Предпочтительно, разрушаемая пробка не вставляется в самое малое выпускное отверстие 214A, диаметр которого может составлять приблизительно 1/8 дюйм (3 мм). Выпускной кожух 201 выполнен с возможностью создания заданного расстояния между окнами 212 гидроразрыва и выпускным отверстием (отверстиями) 214. Выпускные отверстия 214 могут располагаться приблизительно в двух (2) метрах от окон гидроразрыва для создания адекватного интервала для установки пакерующего элемента, обеспечивающего приложение перепада давления. Точная установка пакерующего элемента в пределах полуметра в стволе скважины является затруднительной. В дополнение, положение муфт относительно друг друга является часто неточно известным, в основном вследствие погрешностей в измерении при установке оборудования заканчивания в ствол скважины. Проблема точной установки в нужное положение пакерующего элемента в стволе скважины обусловлена несколькими факторами. Одним фактором является низкая точность оборудования, используемого для измерения усилия, прикладываемого к гибкой насосно-компрессорной трубе при подъеме из скважины, часто погрешность составляет 1000 фунт (454 кгс) или больше. Профиль локации муфт обсадной колонны, позиция (133) Фиг. 1 в общем увеличивает силу подъема из скважины на 2000 фунт (908 кгс). В дополнение, сила трения между гибкой насосно-компрессорной трубой и обсадной колонной в горизонтальной скважине является высокой и не постоянной при подъеме из скважины. В результате может являться затруднительным установление причины увеличения силы при наблюдении на поверхности. Увеличение может являться следствием втягивания локатора муфт обсадной колонны в соединительную муфту или следствием других сил взаимодействия между гибкой насосно-компрессорной трубой и оборудованием заканчивания и/или проппантом. Общим подходом, используемым для повышения точности определения положения пакерующего элемента, является использование коротких отрезков трубных кожухов, в общем длиной два (2) метра, выше и ниже компоновки переходных муфт. Таким образом, имеются три или четыре соединительных муфты (зависит от конфигурации переходной муфты) с известным интервалом, отдельным от длины стандартного звена обсадной колонны, длина которых обычно составляет тринадцать (13) метров. В результате использования коротких отрезков трубных кожухов, скрепленных напрямую с компоновкой переходных муфт, измерение абсолютной глубины относительно поверхности или относительно записанной итоговой таблицы больше не требуется. Вместе с тем данное расстояние между окном гидроразрыва и выпускным отверстием может варьироваться для размещения различных пакерующих элементов или конфигураций, обеспечивающих приложение перепада давления, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему данное изобретение.

[71] На Фиг. 9 показан участок оборудования 200 заканчивания ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения, который включает в себя КНБК внутри обсадной колонны, составленной из множества звеньев 206 обсадной колонны, соединенных вместе множеством переходных муфт, таких как переходная переходная муфта 210. Переходная переходная муфта 210 в данном варианте осуществления состоит из мандрели 209, клапанного кожуха 203 и выпускного кожуха 201. Клапан, такой как скользящая муфта 220, устанавливается в кольцевом пространстве 218 между мандрелью 209 и клапанным кожухом 203. Скользящая муфта 220 перемещается между открытым положением (показано на Фиг. 9), обеспечивающим сообщение между внутренним диаметром мандрели 209 и наружными окнами 212B гидроразрыва через внутренние окна 212A гидроразрыва. Скользящая муфта 220 включает в себя зажимной палец 221, выполненный с возможностью соединения с углублением 223 (показано на Фиг. 15) на мандрели 209 для селективного удержания скользящей муфты 220 в открытом положении. Уплотнительные элементы 222 можно использовать для создания уплотнения между клапанным кожухом 203, мандрелью 209 и скользящей муфтой 220. Клапанный кожух 203 может включать в себя одно или несколько окон 217 заполнения, обеспечивающих инжектирование консистентной смазки или других создающих препятствия цементу веществ в кольцевое пространство 218 для предотвращения затекания цемента, если оборудование 200 заканчивания цементируют в стволе скважины.

[72] На Фиг. 15 показано сечение верхнего участка переходной муфты 210 с скользящей муфтой 220 в закрытом положении. Срезной штифт 224 селективно удерживает муфту 220 в закрытом положении. Срезной штифт 224 может использоваться для удержания скользящей муфты 220 в закрытом положении во время установки и уменьшает вероятность преждевременного открытия скользящей муфты 220 (или клапана 120). Срезной штифт 224 может выполняться с возможностью срезания и высвобождения скользящей муфты 220 в результате приложения заданного перепада давления, как должно быть ясно специалисту в данной области техники. Мандрель 209 может включать в себя одно или несколько окон 230, которые устанавливаются в нужном месте обращенной к устью скважины стороны скользящей муфты 220 для содействия в приложении перепада давления в кольцевом пространстве 218A над скользящей муфтой 220 при перемещении скользящей муфты 220 в открытое положение. После открытия скользящей муфты и гидроразрыва пласта ствола скважины скользящая муфта 220 может перемещаться обратно в закрытое положение в результате приложения перепада давления, как рассмотрено выше. Окна 230 в мандрели 209 могут обеспечивать выход текучей среды из кольцевого пространства 218A, когда скользящая муфта 220 проходит окна 212 гидроразрыва при перемещении в закрытое положение. Мандрель 209 может включать в себя углубление 229, выполненное с возможностью соединения с зажимным пальцем 221 и селективного удержания скользящей муфты 220 в закрытом положении до приложения другого перепада давления. В показанном варианте осуществления скользящая муфта 220 охватывает весь периметр мандрели 209. Альтернативно, множество муфт может использоваться для селективного обеспечения гидравлического сообщения с окнами 212 гидроразрыва.

[73] Муфта 210 может включать в себя одно или несколько внутренних окон 212A гидроразрыва, одно или несколько наружных окон 212B гидроразрыва и одно или несколько клапанных выпускных отверстий 214 (показано на Фиг. 12). Наружные окна 212B гидроразрыва пересекают кольцевое пространство 218 и могут устанавливаться в центраторах 216 вдоль и снаружи переходной муфты 210 (как показано на Фиг. 14). В варианте осуществления внутренний диаметр переходной муфты 210 может быть приблизительно равен или больше внутреннего диаметра обсадной колонны. Таким образом, кольцевое пространство между переходной муфтой 210 и КНБК незначительно дросселируется. Одной потенциальной проблемой данного способа является надежное использование пакера, который в общем используется в обсадных колоннах, которые потенциально имеют большие вариации внутреннего диаметра между секциями обсадной колонны. Использование переходных муфт 210 с окнами может уменьшать данную потенциальную проблему поскольку переходные муфты 210 с окнами можно изготавливать с уменьшенными вариациями внутреннего диаметра, а также имеющими овальность формы меньше, чем у типичной обсадной колонны. Данные улучшения создают улучшенную надежность для надлежащей герметизации в муфтах 210 с обычным пакером. В других вариантах осуществления, внутренний диаметр переходной муфты 210 может быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. Вместе с тем внутренний диаметр переходной муфты 210 может все равно соответствовать пределам допуска внутреннего диаметра обсадной колонны. Муфта 210 может крепиться к звену 106 обсадной колонны любым подходящим устройством. В варианте осуществления переходная муфта 210 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбой вставных концов звеньев 206b и 206c обсадной колонны.

[74] Как более ясно показано на Фиг. 14, наружные окна 212B гидроразрыва могут располагаться проходящими через центраторы 216, что может обеспечивать установку наружных окон 212B гидроразрыва относительно близко к пласту 107. В случае, если обсадную колонну цементируют в стволе скважины, данное может увеличивать шанс сквозного или почти сквозного прохода через цемент 105 окон 112 гидроразрыва. Как показано на Фиг. 14, один или несколько из центраторов 216 могут иметь прямой контакт с пластом 107 необсаженной зоны ствола скважины, такими могут являться центраторы 216 на нижней стороне в горизонтальной скважине, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения. Клапан, такой как скользящая муфта 220, может устанавливаться в нужное место в кольцевом пространстве с гидравлическим сообщением как с внутренними окнами 212A гидроразрыва, так и с наружными окнами 212B гидроразрыва. Кольцевое пространство 218 может располагаться между мандрелью 209 и наружным клапанным кожухом 203. Когда скользящая муфта 220 находится в закрытом положении, как показано на Фиг. 15, предотвращается или уменьшается проход текучей среды через окна 112 гидроразрыва.

[75] Как показано на Фиг. 9, пакер 230 может устанавливаться в обсадной колонне между окнами 212 гидроразрыва и клапанными выпускными отверстиями 214. Когда пакер 230 приводится в действие, он уплотняется на внутреннем диаметре переходной муфты 210 для предотвращения или уменьшения прохода текучей среды дальше вниз по кольцевому пространству ствола скважины. Таким образом, когда текучая среда проходит с поверхности вниз в кольцевом пространстве между скважинной обсадной колонной 104 и КНБК, на пакере образуется перепад давления между окнами 212 гидроразрыва и клапанными выпускными отверстиями 214. Перепад давления может использоваться для открытия клапана 220. Пользователь пакера, как показано для примера на Фиг. 9 иллюстративно, снабжается различными инструментами и методиками для создания перепада давления для открытия и/или закрытия клапанов, как должно быть ясно специалисту в данной области техники. Например, вращающийся гидромониторный инструмент может потенциально спускаться в обсадную колонну и направляться на клапанные выпускные отверстия для создания перепада давления, требуемого для закрытия клапана.

[76] Как рассмотрено выше, во время цементирования обсадная колонна спускается в скважину и цемент подается насосом на забой по центральному каналу обсадной колонны и выходит из конца обсадной колонны 104, заполняя кольцевое пространство между обсадной колонной 104 и скважинным пластом. Для предотвращения затекания цемента и/или текучих сред, используемых во время цементирования, консистентная смазка или другое вещество может инжектироваться в кольцевое пространство 218 переходной муфты 210 перед спуском обсадной колонны в ствол скважины. Разрушаемые пробки могут вставляться в клапанные выпускные отверстия 214, и консистентная смазка может инжектироваться в кольцевое пространство через инжекционные окна в клапаном кожухе 203 и выпускном кожухе 201. Затем инжекционные окна могут блокироваться.

[77] На Фиг. 16 показана одна методика, применяемая для открытия скользящей муфты 220 для гидроразрыва пласта. Колонна гибкой насосно-компрессорной трубы применяется с разобщающим инструментом, имеющим пакеры 140A, 140B для изоляции в скважине зоны для проведения гидроразрыва. На Фиг. 16 показан только участок разобщающего инструмента, который можно использовать с компоновкой муфт настоящего изобретения. Как показано на Фиг. 16, скважинный пакер 140B может устанавливаться между окнами 212 гидроразрыва и клапанными выпускными отверстиями 214 (показано на Фиг. 12). Данное обеспечивает открытие скользящей муфты 220 с помощью создания перепада давления между окнами 212 гидроразрыва и клапанными выпускными отверстиями 214, когда нагнетается давление в зоне в стволе скважины между пакерами 140A, 140B. Нагнетание давления может выполняться с помощью подачи текучей среды в гибкую насосно-компрессорную трубу и на выход через отверстие 144 с подходящим давлением для открытия клапана 220. Текучая среда, применяемая для открытия скользящей муфты 220, может являться текучей средой гидроразрыва пласта. Потенциальным преимуществом компоновки гибкой насосно-компрессорной трубы и разобщающего инструмента Фиг. 16 является то, что любой проппант, используемый во время гидроразрыва пласта, можно изолировать между пакерами 140A и 140B от остального кольцевого пространства. В одном варианте осуществления скользящая муфта 220 может выполняться с возможностью открытия при заданном перепаде давления скважины выше требуемого давления гидроразрыва пласта. Таким образом, энергия может накапливаться в гибкой насосно-компрессорной трубе перед открытием скользящей муфты 220, и гидроразрыв пласта может проходить очень быстро после открытия окон 212 гидроразрыва.

[78] Способ многозонного гидроразрыва пласта с применением переходных муфт 210 настоящего изобретения описан ниже. Способ может включать в себя спуск обсадной колонны 104 и переходных муфт 210 в ствол скважины после бурения. Обсадная колонна 104 и переходные муфты 210 могут крепиться в стволе скважины либо цементированием или с использованием компоновки пакеров для необсаженной зоны ствола скважины, как рассмотрено выше. После установки обсадной колонны в стволе скважины КНБК, скрепленная с концом колонны гибкой насосно-компрессорной трубы или колонны из трубных звеньев, может спускаться в скважину. В варианте осуществления КНБК может вначале спускаться на дно забоя или близко к дну забоя скважины. Во время спуска в скважину применяются кулачки 132 (Фиг. 3) с профилем не полностью соединяющимся и/или легко проскальзывающим мимо углублений 134. Например, кулачки 132 могут выполняться в конфигурации с малым углом 131 скольжения со стороны, обращенной к забою, для обеспечения более легкого скольжения мимо углублений 134 с небольшой аксиальной нагрузкой при спуске в скважину.

[79] После спуска КНБК на требуемую глубину бурильщик может начинать подъем колонны гибкой насосно-компрессорной трубы и КНБК к поверхности. Кулачки 132 могут иметь профиль для соединения с углублением 134 с крутым углом 133 на вершине кулачков 132, при этом результатом является увеличение аксиального усилия подъема вверх при вытягивании кулачков 132 из углублений. При этом увеличение сопротивления обеспечивает бурильщику обнаружение нужного места в скважине для установки пакера 230, как рассмотрено выше. Создание профиля кулачков 132, обеспечивающего уменьшенное сопротивление при спуске в скважину и увеличенное сопротивление при подъеме из скважины в общем хорошо известно в отрасли. После установки пакера 230 в нужное место, пакер 230 может активироваться для герметизации скважинного кольцевого пространства между КНБК и требуемой переходной муфтой 210 между окнами 212 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 214.

[80] После герметизации скважинного кольцевого пространства на требуемой муфте 210 в скважинном кольцевом пространстве с поверхности может нагнетаться давление до давления, достаточного для открытия клапана 220. Подходящие давления могут иметь диапазон, например, от около 100 фунт/дюйм² (0,7 МПа) до около 10000 фунт/дюйм² (70 МПа), от около 500 фунт/дюйм² (3,5 МПа) до около 1000 фунт/дюйм² (7 МПа), 1500 фунт/дюйм² (10,5 МПа) или больше. Как рассмотрено выше, подходящее давление может превосходить требуемое давление гидроразрыва пласта для содействия быстрому гидроразрыву пласта.

[81] После открытия окон 212 гидроразрыва текучие среды могут нагнетаться через окна 212 гидроразрыва в скважинный пласт. Может инициироваться гидроразрыв, и текучие среды гидроразрыва могут нагнетаться в ствол скважины для гидроразрыва пласта. Если требуется, проппант, такой как песчаная суспензия, может использоваться в способе. Проппант может заполнять трещины и сохранять их открытыми после остановки гидроразрыва пласта. После гидроразрыва пласта КНБК может использоваться для удаления любого нежелательного проппанта/ текучей среды гидроразрыва пласта из ствола скважины.

[82] В многозонных скважинах описанный выше способ гидроразрыва пласта может повторяться для каждой зоны скважины. Таким образом, КНБК может устанавливаться в следующей переходной муфте 210, пакер может приводиться в действие, окна 212 гидроразрыва пласта открываются и проводится гидроразрыв пласта. Способ может повторяться для каждой зоны снизу вверх по стволу скважины. После гидроразрыва пласта нефть может выходить из трещин через окна 212 гидроразрыва переходных муфт 210 и в скважину. Когда применяется КНБК, как показано на Фиг. 1, первая обработка может проходить на дне забоя скважины, и каждая последующая обработка может проходить с уменьшением глубины в скважине. Гидроразрывы пласта для каждой зоны все могут выполняться в течение одного рейса КНБК с минимальным временем, затрачиваемым между гидроразрывом пласта каждой зоны. Компоновки муфт настоящего изобретения, которые устанавливаются в нужном месте в зоне над текущей обработкой, находятся под давлением текущей обработки ствола скважины. Данное давление периодически может ограничиваться расчетным давлением обсадной колонны. Вместе с тем отсутствует риск преждевременного открытия клапанов данной компоновки муфт, поскольку давление уравновешивается на клапанах. Клапаны настоящего изобретения могут открываться только перепадом давления между окном гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием. Дополнительно, настоящее изобретение обеспечивает эффективное использование текучей среды в процессе гидроразрыва пласта, поскольку вытесняющая текучая среда для зоны текущего гидроразрыва может действовать как текучая среда пачки для зоны следующей обработки.

[83] Конструктивное решение переходной муфты 210 настоящего изобретения может потенциально обеспечивать закрытие клапана 220 после его открытия. Данное может являться предпочтительным в вариантах, если некоторые зоны в многозонной скважине начинают давать воду, или некоторые другие нежелательные текучие среды. Если зоны, дающие воду, можно обнаружить, муфты, связанные с такими зонами, можно закрыть для предотвращения ненужного притока текучей среды из зон. Данное может выполняться с помощью изоляции клапанного выпускного отверстия 214 и затем нагнетание давления для закрытия клапана 220. Например, разобщающий инструмент можно использовать аналогично варианту осуществления Фиг. 16, за исключением того, что пакер 140A может устанавливаться между окнами 212 гидроразрыва и клапанными выпускными отверстиями 214, и нижний пакер 140B может устанавливаться на дальней стороне клапанных выпускных отверстий 214 от пакера 140A. Когда в зоне между пакерами нагнетается давление, создается высокое давление на клапанных выпускных отверстиях 214, которое заставляет скользящую муфту 220 закрыться. Как рассмотрено выше, скользящая муфта 220 может включать в себя зажимной палец 221, который может помогать удерживать скользящую муфту 220 в закрытом положении.

[84] На Фиг. 17-19 показан участок оборудования 300 заканчивания ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Оборудование 300 заканчивания ствола скважины может включать в себя КНБК 302, установленную в нужное место внутри обсадной колонны. Обсадная колонна может состоять из различных секций и соединителей, соединенных вместе, например, укороченными трубными звеньями 306, переводниками 315 и 317 и кожухом 310 с окнами, а также обычными обсадными трубами, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения.

[85] На Фиг. 17 показано укороченное трубное звено 306, соединенное с одним концом кожуха 310 с окнами верхним переводником 315. Другой конец кожуха 310 с окнами соединяется с другим укороченным трубным звеном 306 нижним переводником 317. Укороченные трубные звенья 306 могут соединяться с обычными обсадными трубами, составляя секции обсадной колонны. Секции обсадной колонны скрепляются вместе резьбой 343. Соединения резьбой и конфигурации секций обсадной колонны показаны иллюстративно, поскольку различные средства соединения и любые подходящие конфигурации можно использовать по сущности изобретения. Например, кожух 310 с окнами может соединяться напрямую с укороченными трубными звеньями 306 без использования соединительных переводников 315, 317.

[86] Кожух 310 с окнами включает в себя по меньшей мере одно окно 312 гидроразрыва, обеспечивающее гидравлическое сообщение между пространствами внутри и снаружи кожуха 310. Скользящая муфта 320 может иметь скользящее соединение с внутренней поверхностью кожуха 310. В начальном положении, как показано на Фиг. 17, скользящая муфта 320 может устанавливаться в нужное место, при этом уплотнения 322 предотвращают гидравлическое сообщение через окно 312. Срезающееся устройство 324 может использоваться для селективного удержания скользящей муфты 320 в начальном закрытом положении. Срезающееся устройство 324 может являться срезным штифтом, разрушающимся кольцом или другим устройством, выполненным с возможностью селективного освобождения скользящей муфты 320 от кожуха 310 в результате приложения заданной силы, которая может прикладываться гидравлическим давлением, как рассмотрено подробно ниже.

[87] На Фиг. 18 показана КНБК 302, соединенная с гибкой насосно-компрессорной трубой 342, спущенная в обсадную колонну и установленная в нужное место в кожух 310 с окнами. Локатор муфт обсадной колонны может использоваться для установки КНБК 302 на нужное место в обсадной колонне. Например, нижний переводник 317 может включать в себя профиль 333, выполненный с возможностью входа в контакт с профилем 332 локатора муфт обсадной колонны для установки в нужное положение КНБК 302 в конкретном кожухе 310 с окнами вдоль обсадной колонны.

[88] КНБК 302 включает в себя пакер 330, который может активироваться для герметизации кольцевого пространства между внешней поверхностью КНБК 302 и внутренним диаметром скользящей муфты 320 кожуха 310 с окнами. КНБК 302 также включает в себя фиксатор 350, который может прижиматься к скользящей муфте 320. Приложение давления в гибкой насосно-компрессорной трубе используется для активирования фиксатора 350 и его установки на скользящей муфте 320, а также для установки пакера 330. Потенциальным преимуществом варианта осуществления КНБК 302 является то, что КНБК 302 может устанавливаться в кожухе 310 обсадной колонны без использования байонетного паза, который требует перемещения вниз, перемещения вверх и затем перемещения вниз гибкой насосно-компрессорной трубы 342 для установки КНБК 302. Данное повторяющееся циклическое перемещение вверх и вниз гибкой насосно-компрессорной трубы 342 для установки КНБК 302 может приводить к слишком быстрому выходу из строя гибкой насосно-компрессорной трубы 302. В сравнении, настоящий вариант осуществления КНБК 302 и кожуха 310 с окнами и скользящей муфтой 320 обеспечивает меньше перемещений гибкой насосно-компрессорной трубы 342. После открытия муфты 320, как рассмотрено ниже, КНБК 302 может высвобождаться, перемещаться вверх в обсадной колонне в следующую требуемую зону и устанавливаться в выбранном кожухе 310 без какого-либо циклического перемещения вверх и вниз гибкой насосно-компрессорной трубы 342.

[89] После установки фиксатора 350 для скрепления КНБК 302 со скользящей муфтой 320 и активирования пакера 330 текучая среда может нагнетаться в обсадную колонну, создавая перепад давления на пакере 330. При достижении заданного перепада давления срезающееся устройство 324 должно срезаться и при этом освобождать скользящую муфту 320 от кожуха 310. Срезающееся устройство 324 может выполняться с возможностью среза при заданном перепаде давления, как должно быть ясно специалисту в данной области техники.

[90] После высвобождения срезающимся устройством скользящей муфты 320 от кожуха 310 увеличение перепада давления на пакере 330 должно перемещать КНБК 302, которая скреплена со скользящей муфтой 320, вниз по обсадной колонне. Таким способом скользящая муфта 320 может перемещаться из закрытого положения, показанного на Фиг. 18, в открытое положение, показанное на Фиг. 19. Альтернативно, скользящая муфта 320 может перемещаться в открытое положение с приложением направленной вниз силы к КНБК 302 гибкой насосно-компрессорной трубой 342 или приложением гидравлического давления в соединении с направленной вниз силой от гибкой насосно-компрессорной трубы 342.

[91] После перемещения в открытое положение скользящая муфта 320 может селективно фиксироваться в открытом положении. Например, скользящая муфта 320 может включать в себя расширяющееся устройство 325, такое как стопорное кольцо или фиксирующий кулачок, который расширяется в паз 326 во внутреннем кожухе 310, селективно фиксируя скользящую муфту 320 в открытом положении. В открытом положении текучая среда из внутреннего пространства кожуха 310 может сообщаться с пространством снаружи кожуха 310, обеспечивая гидроразрыв и/или обработку приствольной зоны пласта смежной с окном 312.

[92] Множество снабженных окнами кожухов 310 со скользящими муфтами 320 может устанавливаться в нужное место вдоль длины обсадной колонны на местах, где требуется гидроразрыв пласта. После проведения гидроразрыва пласта с использованием первого кожуха 310 с окнами и скользящей муфты 320, аналогично рассмотренному выше, КНБК может перемещаться ко второму кожуху 310 с окнами, содержащему вторую скользящую муфту 320, где гидроразрыв пласта проводится на втором месте в скважине. Способ может повторяться до завершения требуемого гидроразрыва пласта в скважине.

[93] Использование КНБК 302 в соединении с кожухом 310 с окнами и скользящей муфтой 320 может обеспечивать создание системы для селективной обработки приствольной зоны для интенсификации притока и/или обработки скважинного пласта, недорогой в сравнении с другими системами. Например, конфигурация варианта осуществления может обеспечивать использование отрезков различной длины кожуха и скользящих муфт для установки множества окон 312 вдоль обсадной колонны для требуемого более обширного контакта с пластом. Дополнительно, как подтверждается, вариант осуществления может обеспечивать большой внутренний диаметр потока в сравнении с другими системами гидроразрыва пласта/ обработки.

[94] Способы, описанные в данном документе, включают в себя как способ гидроразрыва пласта через кольцевое пространство, в котором текучая среда гидроразрыва пласта закачивается в скважинное кольцевое пространство, так и способ гидроразрыва пласта с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы. Потенциальной проблемой в некоторых способах гидроразрыва пласта через кольцевое пространствое является то, что часто объем кольцевого пространства ствола скважины больше буферного объема обработки, в особенности когда этапы становятся меньше и располагаются ближе друг к другу. Если дополнительных текучих сред или времени не требуется, может становиться необходимой закачка суспензии для последующей обработки для вытеснения текучих сред проходящей обработки. В результате, дополнительный риск обработки может появляться поскольку возврат в исходное состояние, перемещение КНБК и инициирование следующей трещины выполняются с суспензией, уже находящейся в скважине. В дополнение, в данном способе можно начинать и останавливать закачку суспензии, что может усложнять работу, увеличивать риск и снижать качество обработки.

[95] Варианты осуществления настоящего изобретения с закачкой текучих сред обработки через гибкую насосно-компрессорную трубу могут иметь преимущество в том, что объем гибкой насосно-компрессорной трубы обычно меньше объема пачки обработки, и поэтому может не требоваться дополнительного времени и дополнительной текучей среды. В дополнение, поскольку площадь сечения гибкой насосно-компрессорной трубы меньше, чем у кольцевого пространства между стволом скважины и гибкой насосно-компрессорной трубой, скорости текучей среды являются в общем более высокими, и проппант меньше подвержен выпадению из раствора и остается в гибкой насосно-компрессорной трубе. Данное может являться предпочтительным, поскольку остаточный проппант может мешать обработке. Например, если проппант вводится в обработку слишком рано, когда перекачивается пачка текучей среды проппант может блокировать трещину, препятствуя увеличению ширины трещины и обуславливая выпадение проппанта. Закачка текучей среды обработки в гибкую насосно-компрессорную трубу может также давать в результате уменьшение содержания песка в стволе скважины, что может обеспечивать облегчение перемещения и улучшение функционирования КНБК на гибкой насосно-компрессорной трубе.

[96] На Фиг. 20 показано оборудование 400 заканчивания ствола скважины, разработанное для гидроразрыва пласта с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Компоновка 404 обсадной колонны содержит множество звеньев 406A и 406B обсадной колонны и по меньшей мере одну переходную муфту 410, установленную для соединения звеньев обсадной колонны вместе аналогично другим вариантам осуществления, описанным в данном документе. По меньшей мере одна переходная муфта 410 содержит по меньшей мере одно окно 412 гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью муфты и внутренним путем потока обсадной колонны, и компоновку муфт. Например, переходная муфта может являться любой из переходных муфт, содержащих окно гидроразрыва, описанных в данном документе. Если требуется, переходная муфта может включать в себя множество центраторов, таких как показанные на Фиг. 4 и 5, где по меньшей мере одно окно гидроразрыва проходит через центраторы. При использовании переходных муфт, включающих в себя окна гидроразрыва, в каждой из зон многозонной скважины, необходимость перфорирования всех зон перед началом гидроразрыва пласта может уменьшаться или исключаться. В другом варианте осуществления муфты могут являться аналогичными показанным на Фиг. 17-19 переходной муфте 310 с окнами и скользящей муфте 320, описанным выше.

[97] Отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы 442 устанавливается в нужное место в компоновке 404 обсадной колонны. Гибкая насосно-компрессорная труба 442 содержит внутренний путь потока для подачи текучей среды на поверхность или с поверхности. Кольцевое пространство 450 образуется между гибкой насосно-компрессорной трубой 442 и компоновкой 404 обсадной колонны. Компоновка 402 низа бурильной колонны соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой. Компоновка 402 низа бурильной колонны содержит отверстие 444 гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью обеспечивать гидравлическое сообщение между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы 442 и кольцевым пространством 450. Как показано, множество отверстий гидроразрыва пласта можно использовать. Отверстия гидроразрыва могут являться достаточно большими, так что увеличенные расходы можно получать без неприемлемого падения давления, когда текучая среда обработки выходит из КНБК. Подходящие отверстия имеют размеры в диапазоне, например, от около 0,5 до около 0,75 дюймов (13-19 мм) в ширину и от около 2 дюймов до около 4 дюймов (51-102мм) в длину. Размер отверстий может меняться в зависимости, помимо прочего, от числа отверстий.

[98] КНБК 402 также включает в себя пакер 430. Любой подходящий пакер можно использовать. Примеры подходящих пакеров включают в себя используемые в КНБК SURESET^TM, производства Baker Hughes Incorporated, Houston Texas, или КНБК MONGOOSE^TM, производства NCS Energy Service Inc., SPRING, Texas.

[99] В варианте осуществления второй пакер не устанавливается в кольцевое пространство над первым пакером 430, как в варианте, где пакер является разобщающим инструментом, показанном на Фиг. 7. Разобщающие инструменты можно использовать для изоляции на каждой стадии, когда текучие среды обработки перекачиваются по гибкой насосно-компрессорной трубе, и отличающихся стадиях с перфорированием до начала гидроразрыва пласта. Хотя разобщающие инструменты имеют конкретные преимущества, проблемой при использовании разобщающего инструмента является возможное усложнение осуществления циркуляции текучей среды обработки мимо верхнего манжетного уплотнения или пакера разобщающего инструмента для удаления лишнего проппанта. Кроме того, сдвоенные пакеры имеют большие наружные диаметры и могут легко прихватываться при работе в суспензиях. Разобщающий инструмент также требует удовлетворительного цементирования для изоляции на каждой стадии. Поскольку обсадная колонна над разобщающим инструментом не испытывает давления гидроразрыва пласта, появляется риск либо возможного разрушения обсадной колонны, или возможного выхода текучей среды обработки из обсадной колонны на следующей группе перфораций, расположенной над местом текущей обработки.

[100] Пакеры, используемые в варианте осуществления, показанном на Фиг. 20, могут иметь относительно небольшие диаметры в сравнении с разобщающими инструментами с манжетными уплотнениями, и поэтому их прихват менее вероятен. В варианте осуществления наружный диаметр пакеров может быть, например, меньше на около 0,25 дюйм (6 мм) - около 0,75 дюйм (19 мм) внутреннего диаметра обсадной колонны. Дополнительно, поскольку разобщающий инструмент не используется в данном варианте осуществления, в кольцевом пространстве ствола скважины над пакером нагнетается давление в течение всего времени гидроразрыва пласта, что может уменьшать зависимость от цементирования для изоляции зон.

[101] На Фиг. 20, когда КНБК 402 спускается в компоновку 404 обсадной колонны на гибкой насосно-компрессорной трубе 442, пакер 430 может устанавливаться в нужное место вблизи переходной муфты 410 для обеспечения контакта с переходной муфтой 410, когда пакер расширяется для изоляции при этом участка 450 кольцевого пространства над пакером 430 от участка 450 кольцевого пространства под пакером 430. При таком способе после расширения пакера текучая среда, проходящая по гибкой насосно-компрессорной трубе в кольцевое пространство 450 через отверстия 444, может вызывать перепад давления на пакере 430, аналогично описанному выше и показанному на Фиг. 2.

[102] На Фиг. 21 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения аналогичный показанному на Фиг. 20, за исключением того, что КНБК 402 включает в себя абразивный перфоратор 452. Абразивные перфораторы в общем хорошо известны в технике. Компоновка низа бурильной колонны выполнена с возможностью создания изоляции потока текучей среды во внутреннем пути потока КНБК 402 между абразивным перфоратором 452 и отверстием 444 гидроразрыва пласта, что более подробно рассмотрено ниже. Абразивный перфоратор действует как резервный вариант при отказе окон гидроразрыва в переходной муфте. Если скользящая муфта в переходной муфте не открывается, или если пласт смежный со скользящей муфтой является настолько плотным, что трещины от давлениея гидроразрыва не возникают, КНБК может перемещаться на нескольк футов (1 фут = 0,3 м), и обсадная колонна может перфорироваться. Гидроразрыв пласта может затем осуществляться через вновь созданные перфорации в обсадной колонне.

[103] Как также показано на Фиг. 20, настоящее изобретение также предлагает способ заканчивания ствола эксплуатационной углеводородной скважины. Способ содержит спуск гибкой насосно-компрессорной трубы 442 в компоновку 404 обсадной колонны. Переходные муфты 410 компоновки 404 обсадной колонны содержат множество отверстий, таких как первое окно 412 гидроразрыва и клапанное выпускное отверстие 414.

[104] Как рассмотрено выше, компоновка 402 низа бурильной колонны, скрепленная с гибкой насосно-компрессорной трубой 442, включает в себя пакер 430. Во время спуска в скважину гибкой насосно-компрессорной трубы пакер 430 может устанавливаться в нужное место, так что когда пакер 430 приводится в действие, пакер 430 находится в контакте по меньшей мере с одной переходной муфтой 410 для изоляции участка 450 кольцевого пространства над пакером 430 от участка 450 кольцевого пространства под пакером 430. Данное обеспечивает создание с помощью текучей среды, перекачиваемой вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе 442, перепада давления на пакере 430, который может открывать окно 412 гидроразрыва.

[105] Если необходимо, муфты могут иметь такое конструктивное исполнение, что механическая сила может использоваться в комбинации с давлением текучей среды для открытия и/или закрытия окон 412 гидроразрыва. Для примера, гибкая насосно-компрессорная труба может использоваться для приложения давления к муфте, аналогично описанному выше и показанному на Фиг. 18 и 19.

[106] После открытия окон 412 гидроразрыва скважинный пласт может подвергаться гидроразрыву с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через окна 412 гидроразрыва. Данный способ может повторяться много раз для выполнения многозонного гидроразрыва пласта.

[107] В варианте осуществления, где компоновка 402 низа бурильной колонны содержит абразивный перфоратор 452, способ может дополнительно содеражать изоляцию прохода текучей среды между абразивным режущим перфоратором и отверстием гидроразрыва пласта. Данное может выполняться с помощью любой подходящей методики. Например, компоновка 402 низа бурильной колонны может включать в себя профиль для установки, такой как гнездо шара (не показано), сужающий диаметр внутреннего пути потока между абразивным режущим перфоратором 452 и отверстиями 444. Шар, дротик или другое устройство (не показано) для блокирования пути потока гибкой насосно-компрессорной трубы может подаваться насосом вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, так что устройство встает в гнездо шара между абразивным режущим перфоратором и отверстием гидроразрыва пласта, при этом изолируя абразивный перфоратор 452 от отверстий 444. Такие системы профиля для установки и шара или дротика в общем хорошо известны в технике.

[108] Блокирование пути потока гибкой насосно-компрессорной трубы обеспечивает перекачку абразивной суспензии вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе с выходом из абразивного режущего перфоратора. По завершении работы абразивного режущего перфоратора поток в гибкой насосно-компрессорной трубе и КНБК 402 может реверсироваться для подъема шара на поверхность и восстановления затем подачи текучей среды из гибкой насосно-компрессорной трубы через отверстие 444. Вместо системы профиля для установки и шара или дротика, различные другие механизмы можно использовать для изоляции абразивного режущего перфоратора 452 от калиброванного отверстия 444, известные специалисту в данной области техники, использующему преимущества данного изобретения.

[109] Хотя различные варианты осуществления показаны и описаны, изобретение ими не ограничено и, как понятно, включает в себя все модификации и вариации, известные специалисту в данной области техники.

1. Оборудование заканчивания ствола скважины, содержащее:
компоновку обсадной колонны, содержащую множество звеньев обсадной колонны и по меньшей мере одну переходную муфту, установленную для соединения звеньев обсадной колонны, при этом по меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока;
отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы, установленный в компоновке обсадной колонны, причем гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока, при этом между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны образовано кольцевое пространство;
компоновку низа бурильной колонны, соединенную с гибкой насосно-компрессорной трубой, причем компоновка низа бурильной колонны содержит:
отверстие гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством, и
пакер, установленный в нужное место для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой, когда пакер расширяется, при этом пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может вытекать из отверстия гидроразрыва пласта, создавая на пакере перепад давления для открытия окна гидроразрыва.

2. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит абразивный перфоратор, причем компоновка низа бурильной колонны выполнена с возможностью обеспечения изоляции потока текучей среды между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыва пласта в гибкой насосно-компрессорной трубе.

3. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором компоновка низа бурильной колонны выполнена без абразивного перфоратора.

4. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором пакер не является сдвоенным пакером.

5. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором второй пакер установлен вне кольцевого пространства над первым пакером.

6. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором переходная муфта дополнительно содержит:
по меньшей мере одно клапанное отверстие в муфте, пересекающее окно гидроразрыва;
по меньшей мере одно выпускное отверстие, установленное в нужное место для создания гидравлического сообщения между клапанным отверстием и внутренним путем потока; и
по меньшей мере один клапан, установленный в клапанном отверстии для открытия и закрытия окна гидроразрыва, причем клапан выполнен с возможностью открытия, когда перепад давления создается между окном гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием.

7. Оборудование заканчивания по п. 6, в котором по меньшей мере один клапан является скользящей муфтой, перемещающейся в клапанном отверстии.

8. Оборудование заканчивания по п. 7, в котором клапан является продольным штоком.

9. Оборудование заканчивания по п. 6, дополнительно содержащее множество центраторов, выступающих из трубчатого корпуса.

10. Оборудование заканчивания по п. 9, в котором по меньшей мере одно окно гидроразрыва проходит через центраторы.

11. Оборудование заканчивания по п. 1, в котором переходная муфта дополнительно содержит скользящую муфту, соединенную с возможностью скольжения с внутренней поверхностью трубчатого корпуса, причем скользящая муфта регулируется между первым положением и вторым положением, скользящая муфта выполнена с возможностью предотвращения гидравлического сообщения через окно гидроразрыва в первом положении и обеспечения гидравлического сообщения через окно гидроразрыва во втором положении.

12. Оборудование заканчивания по п. 11, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит фиксатор, выполненный с возможностью скрепления компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой.

13. Способ заканчивания ствола углеводородной эксплуатационной скважины, в котором:
спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в компоновку обсадной колонны ствола скважины, причем компоновка обсадной колонны содержит множество звеньев обсадной колонны и одну или несколько переходных муфт, установленных для соединения вместе звеньев обсадной колонны, при этом первая переходная муфта из одной или нескольких переходных муфт содержит первое окно гидроразрыва;
перекачивают текучую среду по гибкой насосно-компрессорной трубе для применения перепада давления для открытия первого окна гидроразрыва компоновки обсадной колонны;
выполняют гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через первое окно гидроразрыва, при этом
гибкая насосно-компрессорная труба содержит компоновку низа бурильной колонны, содержащую пакер и отверстие гидроразрыва пласта, причем в способе дополнительно устанавливают пакер для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой и приводят его в действие для изоляции участка кольцевого пространства над пакером от участка кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может создавать на пакере перепад давления, который может открывать окно гидроразрыва.

14. Способ по п. 13, в котором первая переходная муфта содержит множество отверстий, по меньшей мере одно из множества отверстий на первой переходной муфте является первым окном гидроразрыва, причем окно гидроразрыва выполнено с возможностью открытия и закрытия с использованием перепада давления между двумя отверстиями на первой переходной муфте.

15. Способ по п. 13, в котором второй пакер устанавливают вне кольцевого пространства над первым пакером.

16. Способ по п. 13, в котором компоновка низа бурильной колонны дополнительно содержит абразивный перфоратор, при этом дополнительно изолируют проход текучей среды между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыв пласта.

17. Способ по п. 16, в котором изоляция прохода текучей среды содержит подачу насосом шара по гибкой насосно-компрессорной трубе, причем шар встает между абразивным перфоратором и отверстием гидроразрыв пласта.

18. Способ по п. 13, в котором дополнительно перекачивают текучую среду по гибкой насосно-компрессорной трубе для применения перепада давления для открытия второго окна гидроразрыва.

19. Способ по п. 18, в котором дополнительно осуществляют гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через второе окно гидроразрыва.

20. Способ по п. 13, в котором механическая сила используется в комбинации с давлением для открытия первого окна гидроразрыва.

21. Способ заканчивания ствола углеводородной эксплуатационной скважины, в котором:
спускают гибкую насосно-компрессорную трубу в компоновку обсадной колонны ствола скважины, причем компоновка обсадной колонны содержит множество звеньев обсадной колонны и одну или несколько переходных муфт, установленных для соединения вместе звеньев обсадной колонны, при этом первая переходная муфта из одной или нескольких переходных муфт содержит первое окно гидроразрыва;
перекачивают текучую среду по гибкой насосно-компрессорной трубе для применения перепада давления для открытия первого окна гидроразрыва компоновки обсадной колонны;
выполняют гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва пласта через первое окно гидроразрыва, при этом механическая сила используется в комбинации с давлением для открытия первого окна гидроразрыва.