Расширяющееся устройство заканчивания скважины для повторного входа в скважину

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины. Обеспечивается увеличение добычи пластовых флюидов и увеличение продуктивного срока службы скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 13 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Во многих случаях, в скважине, в которой необходимо произвести гидроразрыв для того, чтобы она была экономически выгодной, будет наблюдаться спад добычи, что затруднит достижение требуемого объема расчетных предельных извлекаемых запасов (EUR - англ. “estimated ultimate recovery”). Вместо бурения новой скважины может быть экономически целесообразным повторный вход в существующий ствол скважины для доступа к другим участкам или слоям пласта путем бурения одного или более новых боковых стволов скважины, отходящих от существующего ствола скважины. Кроме того, в некоторых случаях может также потребоваться повторная интенсификация существующего ствола скважины.

[0002] Как правило, для создания нового бокового ствола скважины, в потайной обсадной колонне существующего (или основного) ствола скважины в месте, где должен быть пробурен боковой ствол скважины, вырезают выходное отверстие или окно. Скважинное оборудование располагают в этом месте для бурения бокового ствола скважины, который будет отходить от существующего ствола скважины. Затем скважинное оборудование может быть проведено в боковой ствол скважины для заканчивания по необходимости бокового ствола скважины.

[0003] Для повторного доступа к основному стволу скважины для выполнения в нем повторной интенсификации или других требуемых операций в стволе скважины скважинное оборудование, используемое для образования и заканчивания бокового ствола скважины, извлекают на поверхность геологической среды при первом спуске вглубь ствола скважины. При втором спуске вглубь ствола скважины скважинные инструменты и другое оборудование транспортируются в основной ствол скважины для выполнения в нем требуемых скважинных операций.

[0004] Доступ к основному стволу скважины после того, как был пробурен боковой ствол скважины, может представлять собой интенсивные операции спуска и подъема; это означает, что может потребоваться нескольких скважинных спусков и подъемов в скважине. Сокращение количества спусков и подъемов в скважине может сэкономить значительное количество времени и затрат при эксплуатации ствола скважины.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0005] Следующие фигуры включены для иллюстрации определенных аспектов примеров и не должны рассматриваться как исключительные примеры. Раскрытый объект изобретения может подлежать значительным модификациям, изменениям, комбинациям и эквивалентам по форме и функциям, что будет понятно специалистам в данной области техники и лицам, извлекающим пользу из данного раскрытия изобретения.

[0006] На фиг. 1 проиллюстрирована скважинная система, в связи с которой могут использоваться принципы данного раскрытия изобретения.

[0007] На фиг. 2 проиллюстрирована потайная обсадная колонна в соответствии с фиг. 1, отсеченная в требуемом месте или около требуемого места в стволе скважины в соответствии с фиг. 1.

[0008] На фиг. 3А и 3В проиллюстрирована приведенная в качестве примера компоновка для заканчивания срединного участка скважины, расположенная на потайной обсадной колонне.

[0009] На фиг. 3C проиллюстрирована компоновка для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3А и 3B в сжатой конфигурации.

[0010] На фиг. 3D проиллюстрирована компоновка для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3А и 3В в расширенной конфигурации.

[0011] На фиг. 3Е проиллюстрирована другая приведенная в качестве примера компоновка для заканчивания срединного участка скважины.

[0012] На фиг. 4 проиллюстрирован отклоняющий инструмент, установленный в компоновке для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3А и 3В.

[0013] На фиг. 5А проиллюстрирован боковой ствол скважины, проходящий от ствола скважины в соответствии с фиг. 1.

[0014] На фиг. 5B проиллюстрирована компоновка для заканчивания, расширенная в боковой ствол скважины в соответствии с фиг. 5A.

[0015] На фиг. 5С проиллюстрирован первый трубчатый элемент, транспортируемый в боковой ствол скважины в соответствии с фиг. 5A.

[0016] На фиг. 6А проиллюстрирован изолирующий узел, установленный в компоновке для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3А и 3В.

[0017] На фиг. 6В проиллюстрирован второй трубчатый элемент, соединенный с изолирующим узлом в соответствии с фиг. 6А посредством приемного гнезда.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0018] Данное раскрытие изобретения относится в целом к операциям в многозабойном стволе скважины и, в частности, к сокращению количества спусков и подъемов, необходимых для бурения и заканчивания бокового ствола скважины, а также к сохранению доступа с большим внутренним диаметром, который позволяет оператору скважины повторно входить в основной ствол скважины. В скважину, добыча из которой со временем сократилась, можно снова войти для проведения операций по повторной интенсификации. В качестве альтернативного или дополнительного варианта, один или более новых боковых стволов скважины могут быть пробурены из существующего ствола скважины (также называемого главным или основным стволом скважины). Повторная интенсификация существующего ствола скважины и/или бурение нового бокового ствола скважины из существующего ствола скважины являются экономически эффективными мерами для увеличения добычи пластовых флюидов и, следовательно, увеличения продуктивного срока службы скважины.

[0019] Примеры, раскрытые в данном документе, относятся к компоновке для заканчивания срединного участка скважины, которая имеет такие размеры и выполнена иным образом так, чтобы существующее скважинное оборудование и/или скважинное оборудование, которое ранее использовалось для операций в существующем стволе скважины, все еще могло бы использоваться для доступа к существующему стволу скважины без необходимости извлечения компоновки для заканчивания срединного участка скважины на поверхность Земли. В результате не требуется новое скважинное оборудование для обхода компоновки для заканчивания срединного участка скважины для доступа к нижним участкам ствола скважины, что, по существу, представляет собой экономию затрат.

[0020] Для целей обсуждения в данном документе следует отметить, что боковой ствол скважины может быть пробурен в том же пласте, что и существующий ствол скважины, или боковой ствол скважины может быть пробурен в другом слое того же пласта или иным образом в целом через другой подземный пласт. Следует также отметить, что примеры, описанные в данном документе, в равной степени применимы для сохранения доступа к существующему боковому стволу скважины при бурении одного или более «ответвлений», проходящих от существующего бокового ствола скважины. Хотя примеры в данном документе описаны в отношении горизонтальных скважин, они не ограничиваются ими и в равной степени применимы к скважинам, имеющим другие конфигурации направлений, включая вертикальные скважины, наклонные скважины, многозабойные скважины, их комбинации и тому подобное.

[0021] В приведенном ниже описании аналогичные номерные позиции, используемые на любой из фиг. 1-6B, относятся к общим элементам или компонентам, которые могут быть описаны не более одного раза.

[0022] Со ссылкой на фиг. 1 проиллюстрирована приведенная в качестве примера скважинная система 100, в которой могут использоваться принципы данного раскрытия изобретения. Для целей обсуждения в данном документе предполагают, что скважинная система 100 является существующей горизонтальной скважинной системой, добыча из которой со временем снизилась. Как изображено, скважинная система 100 содержит основной ствол 102 скважины, имеющий, по существу, вертикальный участок 104, который проходит, по существу, к горизонтальному участку 106. Основной ствол 102 скважины может быть пробурен через различные подземные пласты, включая пласт 110, который может содержать углеводородсодержащий пласт. После буровых работ основной ствол 102 скважины может быть закончен путем обсаживания всего или части основного ствола 102 скважины обсадной колонной 108, проиллюстрированной в виде первой колонны обсадных труб 108а и второй колонны обсадных труб 108b, которая проходит от первой колонны обсадных труб 108а. Первая колонна обсадных труб 108а может проходить от местоположения на поверхности (то есть там, где расположены буровая установка и соответствующее буровое оборудование) или в качестве альтернативного варианта проходить от промежуточной точки между местоположением на поверхности и пластом 110. Вторая колонна обсадных труб 108b может быть присоединена и иным образом «подвешена» к первой колонне обсадных труб 108а на подвеске 112 потайной обсадной колонны.

[0023] Для целей обсуждения в данном документе первая и вторая колонны обсадных труб 108a,b будут совместно называться обсадной колонной 108. Вся обсадная колонна или часть обсадной колонны 108 может быть закреплена в основном стволе 102 скважины с помощью цемента 114, который может закачиваться между обсадной колонной 108 и внутренней стенкой основного ствола 102 скважины. Обсадная колонна 108 и цемент 114 обеспечивают радиальную опору для основного ствола 102 скважины и совместно герметизируют от нежелательного сообщения флюидов между основным стволом 102 скважины и окружающим пластом 110. Например, участки основного ствола 102 скважины могут не быть обсажены обсадной колонной 108 и, таким образом, могут упоминаться как участки «открытого забоя» основного ствола 102 скважины.

[0024] Потайная обсадная колонна 116 может быть расположена внутри основного ствола 102 скважины и проходить от местоположения на поверхности (не показано) до горизонтального участка 106 или, в качестве альтернативного варианта, может проходить от промежуточного местоположения между местоположением на поверхности и пластом 110. В контексте данного документа потайная обсадная колонна 116 может относиться к любому трубчатому элементу или комплекту соединенных друг с другом труб, которые транспортируются в основной ствол 102 скважины для добычи пластовых флюидов из основного ствола 102 скважины и/или для выполнения скважинных операций в основном стволе 102 скважины. Потайная обсадная колонна 116 может, например, включать эксплуатационную трубу, гибкие насосно-компрессорные трубы малого диаметра, колонну для гидроразрыва пласта, длинную обсадную колонну или любую другую трубу или потайную обсадную колонну, которая обеспечивает жидкостный канал для протока пластовых флюидов (нефти, газа, воды и т. д.), которые должны транспортироваться к местоположению на поверхности для сбора.

[0025] Как проиллюстрировано, в горизонтальном участке 106 основного ствола 102 скважины был произведен гидравлический разрыв («гидроразрыв») (например, операции c использованием системы интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации, операции c использованием системы интенсификации добычи с установкой растворяющейся мостовой пробки в зоне перфорации, операции непрерывной интенсификации и тому подобное, а также любая их комбинация) для образования множества трещин 120 гидроразрыва, используемых для извлечения пластовых флюидов из подземного пласта 110. Пакеры 118, расположенные с требуемыми интервалами в горизонтальном участке 106, разделяют пласт 110 на множество эксплуатационных зон и изолируют смежные эксплуатационные зоны друг от друга. Хотя это явно не проиллюстрировано, каждая эксплуатационная зона может содержать скользящую муфту, расположенную внутри потайной обсадной колонны 116 и перемещаемую в осевом направлении между закрытым и открытым положениями, чтобы перекрывать или открывать одно или более отверстий для потока, определенных через потайную обсадную колонну 116. Потайная обсадная колонна 116 обеспечивает канал для добытых флюидов, извлекаемых из пласта 110 для их перемещения на поверхность. В качестве альтернативного варианта, потайная обсадная колонна 116 может обеспечивать канал для перекачки жидкостей для гидроразрыва пласта вглубь ствола скважины для интенсификации подземного пласта 110.

[0026] Хотя проиллюстрировано, что трещины 120 гидроразрыва образованы на горизонтальном участке 106 основного ствола 102 скважины, трещины 120 гидроразрыва могут в качестве альтернативного варианта быть образованы на вертикальном участке 104 и в скважинах, имеющих другие конфигурации направления, включая вертикальные скважины, наклонные скважины, многозабойные скважины, их комбинации и тому подобное. Термины направления, таких как выше, ниже, верхний, нижний, вверх, вниз, левый, правый, выше по стволу скважины, ниже по стволу скважины, и тому подобные, используются в отношении иллюстративных примеров, как они изображены на фигурах, причем направление вверх направлено в сторону верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз направлено в сторону нижней части соответствующей фигуры, направление вверх по стволу скважины направлено в сторону поверхности скважины, а направление вниз по стволу скважины направлено в сторону забоя скважины.

[0027] В какой-то момент срока службы основного ствола 102 скважины может быть желательно пробурить боковой ствол скважины, который проходит от основного ствола 102 скважины. Для этого, как проиллюстрировано на фиг. 2, потайная обсадная колонна 116 может быть отрезана или разрезана в месте или вокруг места, где желательно пробурить боковой ствол скважины. Затем часть потайной обсадной колонны 116 вверх по стволу скважины удаляют из основного ствола 102 скважины и извлекают на поверхность. Хотя на фиг. 2 проиллюстрирована обрезка потайной обсадной колонны 116 на вертикальном участке 104 основного ствола 102 скважины, в качестве альтернативного варианта потайная обсадная колонна 116 может быть обрезана на горизонтальном участке 106 или в любом другом месте в основном стволе 102 скважины, не выходя за рамки объема изобретения.

[0028] Для обрезки потайной обсадной колонны 116 могут быть использованы различные режущие инструменты, включая, но не ограничиваясь ими, внутрискважинные устройства кислотной резки труб, струйные режущие инструменты, резаки радиальной резки, разбуриватели, инструменты с использованием электрической дуги, механические резаки, гидравлические резаки, резаки под давлением, взрывчатые резаки для труб, абразивные резаки и тому подобное. Как правило, потайная обсадная колонна 116 может быть разрезана между смежными соединениями труб; однако в примерах потайная обсадная колонна 116 может быть разрезана в любом требуемом месте вдоль потайной обсадной колонны 116. Режущие инструменты могут быть развернуты в основном стволе 102 скважины с использованием любого требуемого средства транспортировки, включая, но не ограничиваясь этим, насосно-компрессорные трубы, гибкие насосно-компрессорные трубы малого размера, каротажную проволоку, тросовую проволоку, электрическую лини и т.д. Некоторые из режущих инструментов могут включать лезвия или резаки, которые проходят радиально наружу, чтобы разрезать потайную обсадную колонну 116, или могут распылять потайную обсадную колонну 116 с помощью химических веществ (коррозийных или абразивных материалов), которые «разъедают» материал потайной обсадной колонны 116. Некоторые другие режущие инструменты могут подвергать потайную обсадную колонну 116 массированному облучению высокоэнергетическими волнами и/или использовать взрывчатые вещества для резки потайной обсадной колонны 116. После разрезания потайной обсадной колонны 116 обрезанный или открытый конец 117 потайной обсадной колонны 116 может подвергаться механической обработке, полировке и/или формированию для подготовки к приему и установке одного или более скважинных инструментов, таких как уплотнительное устройство или тому подобное.

[0029] На фиг. 3A и 3B проиллюстрированы виды скважинной системы 100, которая содержит компоновку 300 для заканчивания срединного участка скважины, находящуюся в герметичном зацеплении с открытым концом 117 потайной обсадной колонны 116. Более конкретно и как описано ниже, на фиг. 3А проиллюстрирована компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины в сжатой конфигурации, когда компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины отделена от второй колонны обсадных труб 108b, а на фиг. 3B проиллюстрирована компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины в расширенной конфигурации, когда компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины прикреплена или прицеплена крепежами ко второй колонне обсадных труб 108b.

[0030] На фиг. 3C-3E проиллюстрированы виды сбоку в поперечном сечении приведенных в качестве примера вариантов реализации компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины. Как проиллюстрировано, компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины представляет собой в целом трубчатое удлиненное устройство, имеющее первую концевую часть 302 и вторую концевую часть 304, противоположную первой концевой части 302. Расширяемое устройство 306 может быть расположено на первой концевой части 302 или рядом с ней и может содержать любое устройство, которое при правильном воздействии или механическом взаимодействии переходит из сжатой конфигурации в расширенную конфигурацию. Расширяемое устройство 306 может содержать, например, расширяемый пакер ствола скважины или устройство для изоляции ствола скважины. Однако расширяемое устройство 306 не ограничивается этим и может в иных случаях содержать ремонтную накладку для обсадных труб, расширяемый механизм крепления, расширяемую подвеску для труб, расширяемую потайную обсадную колонну или любую их комбинацию.

[0031] Расширяемое устройство 306 может быть выполнено с возможностью уплотнения напротив внутренней стенки корпуса 108 (фиг. 1, 2, 3А-3В), например, на второй колонне обсадных труб 108b (фиг. 1, 2, 3А-3В). Следует понимать, что, хотя компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины описана как находящаяся в зацеплении со второй колонной обсадных труб 108b, компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины может также находиться в зацеплении с первой колонной обсадных труб 108а, когда в определенном месте вдоль первой колонны обсадных труб 108а должен быть пробурен боковой ствол скважины (фиг. 1, 2, 3А-3В).

[0032] В сжатой конфигурации расширяемое устройство 306 может иметь меньший диаметр, чем вторая колонна обсадных труб 108b. Компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины может транспортироваться вглубь скважины в сжатой конфигурации, проиллюстрированной на фиг. 3А и 3С. Как только компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины будет установлена в отрезанной концевой части 117 потайной обсадной колонны 116, сила радиального расширения (например, механическая, гидравлическая и т.д.) прикладывается для приведения расширяемого устройства 306 в расширенную конфигурацию, проиллюстрированную на фиг. 3B, 3D и 3E, причем расширяемое устройство 306 герметично входит в зацепление с внутренней стенкой второй колонны обсадных труб 108b. После того как расширяемое устройство 306 входит в зацепление с второй колонной обсадных труб 108b или устанавливается во второй колонне обсадных труб, компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины закрепляется (или фиксируется крепежами) внутри второй колонны обсадных труб 108b. В закрепленном положении расширяемое устройство 306 может предотвращать перемещение флюидов (например, гидравлических жидкостей, флюидов в стволе скважины, газов и т.д.) через расширяемое устройство 306 в любом направлении, и сила расширения может противостоять крутильному и/или осевому движению компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины. В качестве дополнительного или альтернативного варианта, одна или более расширяемых клиновых плашек (не проиллюстрированы в явном виде) могут быть расположены на внешней поверхности компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины для захвата второй колонны обсадных труб 108b, чтобы противостоять крутильному и/или осевому движению компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины. Когда высвобождается сила радиального расширения, расширяемое устройство 306 может быть выполнено с возможностью возврата в сжатую конфигурацию, проиллюстрированную на фиг. 3А и 3С. Затем, при необходимости, компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины может быть смещена с потайной обсадной колонны 116. В качестве альтернативного варианта, расширяемое устройство 306 вырезают из компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины, чтобы сместить компоновку 300 для заканчивания срединного участка скважины с потайной обсадной колонны 116.

[0033] Узел 308 хвостовой трубы может быть расположен на или вблизи второй концевой части 304 компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины. Узел 308 хвостовой трубы может содержать удлиненную хвостовую трубу 310 и уплотнительный узел 312, расположенный на нижнем конце хвостовой трубы 310. Уплотнительный узел 312 может представлять собой или содержать один или более уплотнительных элементов 313, расположенных на внутренней поверхности хвостовой трубы 310. При закреплении компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины на потайной обсадной колонне 116 (фиг. 2, 3А и 3В) обрезанная концевая часть 117 потайной обсадной колонны 116 может быть принята в хвостовую трубу 310, и уплотнительные элементы 313 могут быть выполнены с возможностью герметичного зацепления с внешней поверхностью потайной обсадной колонны 116. Уплотнительные элементы 313 обеспечивают уплотнение таким образом, что флюиды (например, гидравлические жидкости, скважинные флюиды, газы и т. д.) не могут перемещаться через уплотнительные элементы 313 в любом направлении. Уплотнительные элементы 313 могут быть изготовлены из различных материалов, включая, но не ограничиваясь этим, эластомерный материал, металл, композит, резину, керамику, любое их производное и любую их комбинацию. В любом примере уплотнительные элементы 313 могут содержать одно или более уплотнительных колец или тому подобное. Однако в любом примере уплотнительные элементы 313 могут включать комплект v-образных колец или уплотнительных колец CHEVRON® или другую подходящую конфигурацию уплотнения (например, уплотнения, которые являются круглыми, v-образными, u-образными, квадратными, овальными, т-образными, прямоугольными с закругленными углами, D-образным профилем и т. д.), как это обычно известно специалистам в данной области техники.

[0034] Компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины может также содержать устройство 316 для ориентации, расположенное на верхнем конце расширяемого устройства 306. Устройство 316 для ориентации может обеспечивать правильную угловую и осевую ориентацию скважинного инструмента, который может быть установлен и иным образом принят в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины. В любом примере устройство 316 для ориентации может определять сужающуюся (или уникально профилированную или сформированную) поверхность для азимутальной ориентации скважинного инструмента во время установки. В качестве альтернативного варианта, устройство 316 для ориентации может содержать защелочное соединение, имеющее уникальную форму профиля, которая выполнена с возможностью избирательного сопряжения с соответствующим профилем защелки скважинного инструмента таким образом, что скважинный инструмент может быть ориентирован в окружном и осевом направлении в устройстве 316 для ориентации. Следует отметить, что хотя на фиг. 3C-3E проиллюстрировано устройство 316 для ориентации, расположенное на верхнем конце расширяемого устройства 306, в качестве альтернативного варианта устройство 316 для ориентации может быть расположено на нижнем конце расширяемого устройства 306 или в любом другом требуемом месте в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины без отхода от объема изобретения.

[0035] Компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины также может содержать приемное гнездо 314. На фиг. 3C и 3D приемное гнездо 314 располагается между расширяемым устройством 306 и узлом 308 хвостовой трубы. Однако на фиг. 3Е приемное гнездо 314 располагается между устройством 316 для ориентации и расширяемым устройством 306. В любом примере приемное гнездо 314 может представлять собой или иным образом содержать приемное гнездо со шлифованной поверхностью (PBR - англ. “polished bore receptacle”) или любое другое требуемое приемное гнездо, имеющее профиль или поверхность, выполненную с возможностью сцепления с одним или более скважинными компонентами, как описано ниже. Таким образом, будет понятно, что размещение различных компонентов компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины может варьироваться в зависимости от конструкции и/или применения, не выходя за рамки объема изобретения.

[0036] Следует отметить, что каждая из составных частей компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины имеет внутренний диаметр, который позволяет существующему скважинному оборудованию и/или скважинному оборудованию, которое ранее использовалось для операций в основном стволе скважины 102 (фиг. 1), все еще иметь возможность доступа к основному стволу 102 скважины без необходимости извлечения компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины на поверхность геологической среды. В некоторых примерах внутренний диаметр каждой составной части компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины может быть таким же, как и внутренний диаметр потайной обсадной колонны 116. В других примерах внутренний диаметр каждой составной части компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины может быть меньше, чем внутренний диаметр потайной обсадной колонны 116. В еще других примерах внутренний диаметр каждой составной части компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины может быть больше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116. В еще других примерах одна или более составных частей компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины могут иметь внутренний диаметр, который меньше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116, тогда как одна или более других составных частей компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины могут иметь внутренний диаметр, который больше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116.

[0037] Таким образом, будет понятно, что составные части компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины могут иметь требуемый внутренний диаметр, поскольку наименьший внутренний диаметр любой из составных частей компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины позволяет применение существующего скважинного оборудования и/или скважинного оборудования, которое ранее использовалось для работы в основном стволе 102 скважины (фиг. 1), чтобы по-прежнему иметь возможность доступа к участку(ам) потайной обсадной колонны 116 (или, в качестве альтернативного варианта, к участку(ам) основного ствола 102 скважины), имеющему(им) наименьший внутренний диаметр без необходимости извлекать компоновку 300 для заканчивания срединного участка скважины на поверхность геологической среды.

[0038] На фиг. 4 проиллюстрирован приведенный в качестве примера отклоняющий инструмент 320, принимаемый и иным образом устанавливаемый в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины. Отклоняющий инструмент 320 может содержать отклоняющее устройство 321, используемое для отклонения режущего инструмента (например, фрезы, бурового долота и т. д.), чтобы бурить боковой ствол скважины, который проходит от основного ствола 102 скважины. В любом примере отклоняющий инструмент 320 может включать комбинированный отклоняющий клин/отклоняющий инструмент, способный выполнять как операции отклоняющего клина, так и отклоняющего инструмента для заканчивания при одном спуске во вторую колонну обсадных труб 108b.

[0039] Отклоняющий инструмент 320 может содержать устройство 322 для определения местоположения, расположенное на его нижнем конце или рядом с ним. Устройство 322 для определения местоположения может использоваться для определения местоположения и зацепления устройства 316 для ориентации (фиг. 3C-3E), чтобы обеспечивать надлежащую осевую и угловую ориентацию отклоняющего инструмента 320, когда он установлен в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины. Например, устройство 322 для определения местоположения может представлять собой или содержать защелку в сборе, содержащую защелочные захваты, которые входят в функциональное зацепление с соответствующим профилем защелки, обеспечиваемым устройством 316 для ориентации.

[0040] На фиг. 5А проиллюстрирован боковой ствол 326 скважины, который пробурен и проходит от основного ствола 102 скважины. Чтобы пробурить боковой ствол 326 скважины, одна или более фрез (не проиллюстрированы) могут быть отклонены от скважинного отклонителя 321 и введены в зацепление со второй колонной обсадных труб 108b для того, чтобы расфрезеровать вырезку окна 327 в обсадной колонне (альтернативно именуемую «окном») во второй колонне обсадных труб 108b. Буровое долото (не проиллюстрировано) может быть впоследствии отклонено через вырезку окна 327 в обсадной колонне для бурения бокового ствола 326 скважины вглубь пласта 110 до требуемой степени и в требуемой ориентации. Тем самым обеспечивается соединение 331 на пересечении бокового ствола 326 скважины и основного ствола 102 скважины.

[0041] Как проиллюстрировано на фиг. 5B, компоновка 328 для заканчивания может быть расширена в боковой ствол 326 скважины для добычи углеводородов из пласта 110, через который проходит боковой ствол 326 скважины. Компоновка 328 для заканчивания содержит потайную обсадную колонну 330 для заканчивания, которая проходит в боковой ствол 326 скважины. Множество пакеров или других устройств изолирования ствола скважины (не проиллюстрированы) могут использоваться для изоляции смежных в осевом направлении эксплуатационных зон в боковом стволе 326 скважины. Более конкретно, устройства изолирования ствола скважины создают уплотнение по направлению к внутренней стенке бокового ствола 326 скважины и тем самым обеспечивают гидравлическую изоляцию между смежными в осевом направлении эксплуатационными зонами. Каждая эксплуатационная зона может дополнительно содержать скользящую муфту (не проиллюстрирована), расположенную внутри потайной обсадной колонны 330 для заканчивания и выполненную с возможностью перемещения в осевом направлении между закрытым и открытым положениями, чтобы перекрывать или открывать одно или более отверстий для потока (не проиллюстрированы), определенных через потайную обсадную колонну 330 для заканчивания. Приемное гнездо 332 (например, приемное гнездо со шлифованной поверхностью (PBR) или подобное приемное гнездо) может быть присоединено к внутренней поверхности потайной обсадной колонны 330 для заканчивания в месте или вблизи соединения 331 между основным стволом 102 скважины и боковым стволом 326 скважины.

[0042] Как проиллюстрировано на фиг. 5C, первый трубчатый элемент 334, такой как колонна ГРП или аналогичная, может транспортироваться в забой скважины и отклоняться в боковой ствол 326 скважины с помощью отклоняющего инструмента 320. Первый трубчатый элемент 334 может быть принят в приемное гнездо 332 и может быть герметично соединен с ним посредством уплотнительных элементов 336, включенных в наружную поверхность первого трубчатого элемента 334. На своем конце вверх по стволу скважины первый трубчатый элемент 334 может быть либо соединен с устьем скважины на поверхности, либо соединен с другим трубчатым элементом (колонной обсадных труб или потайной обсадной колонной), расположенным вверх по стволу скважины в основном стволе 102 скважины. Когда первый трубчатый элемент 334 находится в герметичном зацеплении с потайной обсадной колонной 330 для заканчивания, основной ствол 102 скважины изолирован от любых операций, выполняемых в боковом стволе 326 скважины.

[0043] Затем в пласте 110, окружающем боковой ствол скважины 326, может быть выполнен гидроразрыв (например, операции c использованием системы интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации, операции c использованием системы интенсификации добычи с установкой растворимой мостовой пробки в зоне перфорации, операции непрерывной интенсификации и тому подобное и любая их комбинация) для создания перфораций или трещин 337 гидроразрыва, которые проходят в радиальном направлении наружу от бокового ствола 326 скважины. Трещины 337 гидроразрыва обеспечивают гидравлическое сообщение между пластом 110 и внутренней частью потайной обсадной колонны 330 для заканчивания. Затем углеводороды и другие скважинные флюиды можно добывать из бокового ствола 326 скважины. В зависимости от давления в пласте 110, через который проходит боковой ствол 326 скважины, пробка или барьер 329 (например, механический, гидравлический или тому подобное) может проходить в боковой ствол 326 скважины через первый трубчатый элемент 334 и располагаться в боковом стволе 326 скважины для герметизации или заглушки бокового ствола 326 скважины. Например, если давление относительно низкое, пробка 329 может не потребоваться. В качестве альтернативного варианта, если давление в пласте 110 высокое, пробкe 329 могут использовать для изоляции бокового ствола 326 скважины от основного ствола 102 скважины.

[0044] Когда требуется повторный доступ к основному стволу 102 скважины, первый трубчатый элемент 334 может быть извлечен из бокового ствола 326 скважины и поднят на поверхность. Отклоняющий инструмент 320 также может быть удален из компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины и извлечен на поверхность. Как проиллюстрировано на фиг. 6А, когда компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины прикреплена ко второй колонне обсадных труб 108b, изолирующий узел 338 может быть переведен и иным образом установлен в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины. Изолирующий узел 338 может использоваться для изоляции бокового ствола скважины 326 при выполнении скважинных операций в основном стволе 102 скважины. В любом примере скважинные операции могут включать повторный гидроразрыв пласта или повторную интенсификацию участков основного ствола 102 скважины.

[0045] Как проиллюстрировано, изолирующий узел 338 может содержать распорную трубу 340, имеющую устройство 342 изолирования ствола скважины и анкерное устройство 343 в месте или вблизи его верхней концевой части, а также один или более уплотнительных элементов 344 в месте или вблизи его скважинной концевой части. Осевая протяженность распорной трубы 340 такова, что устройство 342 изолирования ствола скважины, если оно установлено, входит в зацепление со второй колонной обсадных труб 108b вверх по стволу скважины от соединения 331. Скважинный конец распорной трубы 340 может быть принят внутрь компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины, так что уплотнительный элемент (элементы) 344 герметично входит в зацепление с приемным гнездом 314 компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины и обеспечивает уплотнение таким образом, что флюиды (например, гидравлические жидкости, скважинные флюиды, газы и т. д.) не могут проникать через уплотнительные элементы 344 в любом направлении. Устройство 342 изолирования ствола скважины и уплотнительные элементы 344 могут быть аналогичными расширяемому устройству 306 (фиг. 3C-3E) и уплотнительным элементам 312 (фиг. 3C-3E) соответственно, как описано выше, и которые, следовательно, не будут далее подробно описаны.

[0046] Изолирующий узел 338 устанавливается в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины путем приема и герметичного зацепления с уплотнительными элементами 344 внутри приемного гнезда 314. Затем может быть приведено в действие устройство 342 изолирования ствола скважины для герметичного зацепления внутренней поверхностью второй колонны обсадных труб 108b. Анкерное устройство 343 также может приводиться в действие, чтобы захватывать внутреннюю поверхность второй колонны обсадных труб 108b, чтобы противостоять скручивающему и/или осевому перемещению изолирующего узла 338. После установки изолирующий узел 338 изолирует боковой ствол 326 скважины от основного ствола скважины. 102, тем самым сводя к минимуму любое воздействие любых операций, выполняемых в основном стволе 102 скважины, на боковой ствол 326 скважины.

[0047] В любом примере второй трубчатый элемент 346 (например, колонна ГРП, эксплуатационная колонна труб или потайная обсадная колонна) может быть присоединен к изолирующему узлу 338 и проходить от него. На своем противоположном в осевом направлении конце второй трубчатый элемент 346 может быть соединен либо с устьем скважины на поверхности, либо с другим трубчатым элементом (колонной обсадных труб или потайной обсадной колонной), расположенным выше по стволу скважины в основном стволе 102 скважины. Однако в любом примере второй трубчатый элемент 346 может быть опущен.

[0048] Хотя на фиг. 6А проиллюстрирована компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3A-3D, компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины в соответствии с фиг. 3E или компоновка 300 для заканчивания срединного участка скважины любой требуемой конфигурации также может использоваться на фиг. 6А, не выходя за рамки объема изобретения. Также следует понимать, что, хотя в приведенных выше примерах описывается изолирующий узел 338, устанавливаемый в основном стволе 102 скважины, изолирующий узел 338 может в качестве альтернативного варианта устанавливаться в боковом стволе 326 скважины (или отдельном «ответвлении», проходящем от бокового ствола 326 скважины) вместо первого трубчатого элемента 334 (фиг. 5С), не выходя за рамки объема изобретения. Например, при установке в боковом стволе 326 скважины уплотнительные элементы 344 изолирующего узла 338 могут входить в зацепление с приемным гнездом 332 в боковом стволе 326 скважины, а устройство 342 изолирования ствола скважины может герметично входить в зацепление с внутренней поверхностью второй колонны обсадных труб 108b выше по стволу скважины от соединения 331. Второй трубчатый элемент 346 может быть соединен с изолирующим узлом 338 и проходить от него.

[0049] На фиг. 6B проиллюстрирован другой пример изолирующего узла 338 в соответствии с фиг. 6А. Как проиллюстрировано, второй трубчатый элемент 346 может быть соединен с изолирующим узлом 338 посредством приемного гнезда 348, включенного в изолирующий узел 338. Например, приемное гнездо 348 может представлять собой или содержать приемное гнездо с полированным отверстием или любое другое приемное гнездо, которое предусматривает поверхность или профиль, выполненный с возможностью приема одного или более уплотнительных элементов 350 второго трубчатого элемента 346 для герметичного зацепления с приемным гнездом 348. С целью ясности изложения на фиг. 6B проиллюстрирован изолирующий узел 338, второй трубчатый элемент 346 и приемное гнездо 348, а также опущены другие компоненты, проиллюстрированные на фиг. 6А.

[0050] Ссылаясь на фиг. 6А и 6В, следует отметить, что распорная труба 340, второй трубчатый элемент 346 и приемное гнездо 348 имеют внутренний диаметр, который позволяет существующему скважинному оборудованию и/или скважинному оборудованию, которое ранее использовалось для операций в основном стволе 102 скважины, по-прежнему иметь возможность доступа к основному стволу 102 скважины без необходимости извлечения компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины на поверхность Земли. В качестве примера, внутренний диаметр распорной трубы 340, второго трубчатого элемента 346 и приемного гнезда 348 может быть таким же, как и внутренний диаметр потайной обсадной колонны 116. В качестве альтернативного варианта, внутренний диаметр каждого из распорной трубы 340, второго трубчатого элемента 346 и приемного гнезда 348 может быть меньше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116 или, в других случаях, может быть больше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116. В одном или более других примерах одно или более из распорной трубы 340, второго трубчатого элемента 346 и приемного гнезда 348 могут иметь внутренний диаметр, меньший, чем внутренний диаметр потайной обсадной колонны 116, в то время как другой(ие) вариант(ы) реализации может(гут) иметь внутренний диаметр, который больше внутреннего диаметра потайной обсадной колонны 116.

[0051] Таким образом, распорная труба 340, второй трубчатый элемент 346 и приемное гнездо 348 могут иметь требуемый внутренний диаметр до тех пор, пока наименьший внутренний диаметр любого из распорной трубы 340, второго трубчатого элемента 346 и приемного гнезда 348 по-прежнему дает возможность существующему скважинному оборудованию и/или скважинному оборудованию, которое ранее использовалось для операций в основном стволе 102 скважины (фиг. 1) иметь доступ к участку(ам) потайной обсадной колонны 116 (или, в качестве альтернативного варианта, основного ствола 102 скважины), имеющему(им) наименьший внутренний диаметр без необходимости извлекать компоновку 300 для заканчивания срединного участка скважины на поверхность геологической среды.

[0052] Следует понимать, что наличие наименьшего внутреннего диаметра вышеупомянутых компонентов каждого из компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины и изолирующего узла 338, которые позволяют существующему скважинному оборудованию и/или скважинному оборудованию все еще иметь возможность доступа к участку(ам) потайной обсадной колонны 116 (или, в качестве альтернативного варианта, основного ствола 102 скважины), имеющему(им) наименьший внутренний диаметр, обеспечивает то, что каждое из компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины и изолирующего узла 338 по отдельности и в комбинации (как проиллюстрировано на фиг. 6А, где изолирующий узел 338 установлен в компоновке 300 для заканчивания срединного участка скважины) позволяет существующему скважинному оборудованию и/или скважинному оборудованию, которое ранее использовалось для операций в потайной обсадной колонне 116 (или основном стволе 102 скважины), по-прежнему иметь возможность доступа к участку(ам) потайной обсадной колонны 116 (или, в качестве альтернативного варианта, основного ствола 102 скважины), имеющему(им) наименьший внутренний диаметр, без необходимости извлечения компоновки 300 для заканчивания срединного участка скважины и/или изолирующего узла 338 на поверхность геологической среды.

[0053] Варианты реализации изобретения, раскрытые в данном документе, включают:

[0054] А. Способ, включающий обрезку потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженной обсадной колонной, и, таким образом, обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и получение отрезанной концевой части в узле хвостовой трубы компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых соответствует операциям в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяемого устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления с внутренней поверхностью обсадной трубы вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

[0055] Б. Система, которая содержит первый ствол скважины, пробуренный через пласт и по меньшей мере частично обсаженный обсадной колонной, второй ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины, потайную обсадную колонну, расположенную в первом стволе скважины и отрезанную в требуемом месте и таким образом обеспечивающую отрезанную концевую часть, и компоновку для заканчивания срединного участка скважины, содержащую расширяющееся устройство, которое герметично входит в зацепление с внутренней поверхностью обсадной трубы вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части, и узел хвостовой трубы, который находится в зацеплении с внешней поверхностью отрезанной концевой части, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны.

[0056] Каждый из вариантов реализации изобретения A и Б может иметь один или более следующих дополнительных элементов в любой комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что прием отрезанного конца внутри узла хвостовой трубы включает зацепление уплотнительных элементов, расположенных на внутренней поверхности узла хвостовой трубы, с внешней поверхностью отрезанной концевой части.

[0057] Элемент 2: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации, причем способ дополнительно включает транспортирование отклоняющего инструмента в первый ствол скважины, угловую ориентацию отклоняющего инструмента внутри первого ствола скважины с помощью устройства для ориентации, прикрепление отклоняющего инструмента к компоновке для заканчивания срединного участка скважины и бурение второго ствола скважины с помощью отклоняющего инструмента. Элемент 3: отличающийся тем, что потайная обсадная колонна представляет собой первую потайную обсадную колонну, и способ дополнительно включает установку потайной обсадной колонны для заканчивания во втором стволе скважины и соединение второй потайной обсадной колонны с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления одного или более уплотнительных элементов второй потайной обсадной колонны с приемным гнездом потайной обсадной колонны для заканчивания. Элемент 4: отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами, и компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо, причем способ дополнительно включает отсоединение второй потайной обсадной колонны от потайной обсадной колонны для заканчивания и извлечение второй потайной обсадной колонны на поверхность Земли, отсоединение отклоняющего инструмента от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и извлечение отклоняющего инструмента на поверхность Земли, транспортировку изолирующего узла в первый ствол скважины и прием изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру первой потайной обсадной колонны, соединение изолирующего узла с компоновкой для заканчивания срединного участка скважины путем герметичного зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности изолирующего узла, с приемным гнездом, и приведение в действие устройства изолирования ствола скважины в составе изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины. Элемент 5: дополнительно включающий установку потайной обсадной колонны для заканчивания во втором стволе скважины и соединение изолирующего узла с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления одного или более уплотнительных элементов изолирующего узла с приемным гнездом потайной обсадной колонны для заканчивания. Элемент 6: отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами, изолирующий узел представляет собой первый изолирующий узел, и компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо, причем способ дополнительно включает отсоединение первого изолирующего узла от потайной обсадной колонны для заканчивания и извлечение первого изолирующего узла на поверхность Земли, отсоединение отклоняющего инструмента от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и извлечение отклоняющего инструмента на поверхность Земли, транспортировку второго изолирующего узла в первый ствол скважины и прием второго изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны, соединение второго изолирующего узла с компоновкой для заканчивания срединного участка скважины путем герметичного зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности второго изолирующего узла, с приемным гнездом и приведение в действие устройства изолирования ствола скважины второго изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины. Элемент 7: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо, и способ дополнительно включает транспортировку изолирующего узла в первый ствол скважины, прием изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны, герметичное зацепление приемного гнезда с одним или более уплотнительными элементами, расположенными на внешней поверхности изолирующего узла, и приведение в действие устройства изолирования ствола скважины в составе изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной трубы вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины. Элемент 8: отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами, и способ дополнительно включает транспортировку трубчатого элемента в первый ствол скважины и соединение трубчатого элемента с изолирующим узлом путем зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности трубчатого элемента, с приемным гнездом изолирующего узла. Элемент 9: дополнительно содержащий транспортировку одного или более инструментов через компоновку для заканчивания срединного участка скважины в участки первого ствола скважины вниз по стволу скважины от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и выполнение одной или более скважинных операций в участках первого ствола скважины вниз по стволу стволу скважины от компоновки для заканчивания срединного участка скважины. Элемент 10: дополнительно включающий полировку отрезанной концевой части перед приемом отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы.

[0058] Элемент 11: отличающийся тем, что узел хвостовой трубы содержит уплотнительные элементы на своей внутренней поверхности, которые зацепляются с внешней поверхностью отрезанной концевой части. Элемент 12: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации, которое ориентирует в угловом направлении отклоняющий инструмент, установленный в компоновке для заканчивания срединного участка скважины, для бурения второго ствола скважины. Элемент 13: отличающийся тем, что потайная обсадная колонна представляет собой первую потайную обсадную колонну, и система дополнительно содержит потайную обсадную колонну для заканчивания, установленную во втором стволе скважины и содержащую приемное гнездо, и вторую потайную обсадную колонну, соединенную с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления уплотнительных элементов второй потайной обсадной колонны с приемным гнездом. Элемент 14: дополнительно содержащий изолирующий узел, принятый внутри приемного гнезда компоновки для заканчивания срединного участка скважины и имеющий наименьший внутренний диаметр, больший или равный наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны, при этом изолирующий узел содержит: один или более уплотнительных элементов на своей внешней поверхности и находящийся в герметичном зацеплении с приемным гнездом, и устройство изолирования ствола скважины, которое находится в герметичном зацеплении с внутренней поверхностью обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины. Элемент 15: отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами, изолирующий узел содержит приемное гнездо, и система дополнительно содержит трубчатый элемент, имеющий вторые уплотнительные элементы на своей внешней поверхности и находящийся в герметичном зацеплении с приемным гнездом. Элемент 16: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации для угловой ориентации скважинного инструмента, установленного в компоновке для заканчивания срединного участка скважины, при этом расширяющееся устройство размещает устройство для ориентации и приемное гнездо. Элемент 17: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации для угловой ориентации скважинного инструмента, установленного в компоновке для заканчивания срединного участка скважины, при этом приемное гнездо располагается между расширяющимся устройством и устройством для ориентации. Элемент 18: отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины позволяет одному или более скважинным инструментам проходить через него в участки первого ствола скважины вниз по стволу скважины от компоновки для заканчивания срединного участка скважины для выполнения в ней одной или более скважинных операций.

[0059] В качестве не ограничивающего примера приведенные в качестве примера комбинации, применимые к А и Б, включают: Элемент 2 с Элементом 3; Элемент 3 с Элементом 4; Элемент 2 с Элементом 5; Элемент 5 с Элементом 6; Элемент 7 с Элементом 8; Элемент 12 с Элементом 13; Элемент 14 с Элементом 15; Элемент 14 с Элементом 16; а также Элемент 14 с Элементом 17.

[0060] Следовательно, раскрытые системы и способы хорошо приспособлены для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также целей и преимуществ, которые им присущи. Конкретные примеры, раскрытые выше, являются всего лишь иллюстративными, поскольку принципы данного раскрытия изобретения могут быть изменены и реализованы различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, извлекающих пользу из приведенных в данном документе принципов. Кроме того, никакие ограничения не распространяются на детали конструкции или разработки, проиллюстрированные в данном документе, кроме тех, что описаны ниже в формуле изобретения. Следовательно, очевидно, что конкретные иллюстративные примеры, раскрытые выше, могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все такие вариации рассматриваются в рамках объема данного изобретения. Системы и способы, раскрытые в качестве иллюстрации в данном документе, могут подходящим образом применяться на практике в отсутствие любого элемента, который конкретно не раскрыт в данном документе, и/или любого необязательного элемента, раскрытого в данном документе. Хотя композиции и способы описаны с помощью таких терминов, как «заключающие в себе», «содержащие» или «включающие» различные компоненты или этапы, композиции и способы также могут «состоять, по существу, из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, раскрытые выше, могут отличаться на некоторую величину. Всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно раскрывается любое число и любой включенный диапазон, попадающий в этот диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в таком виде, как «от около а до около b» или, эквивалентно, «от около а до b» или, эквивалентно, «от около a-b»), раскрытый в данном документе, следует понимать как содержащий каждое число и диапазон, включенный в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины, изложенные в формуле изобретения, имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, термины, используемые в формуле изобретения в единственном числе, определены в данном документе как означающие один или более чем один из элементов, которые они представляют. Если есть какое-либо противоречие в использовании слова или термина в этом описании и одном или более патентных или других документах, которые могут быть включены в данный документ посредством ссылки, то должны быть приняты определения, которые согласуются с данным описанием.

[0061] В контексте данного документа фраза «по меньшей мере один из», предшествующая серии элементов, с терминами «и» либо «или» для отделения любого из элементов, определяет список в целом, а не каждую составляющую списка (т. е. каждый элемент). Фраза «по меньшей мере один из» допускает значение, которое включает по меньшей мере один из любого из элементов и/или по меньшей мере одну из любой комбинации элементов, и/или по меньшей мере один из каждого из элементов. Например, каждая из фраз «по меньшей мере один из A, Б и В» или «по меньшей мере один из A, Б или В» относится только к A, только к Б или только к В; любой комбинации A, Б и В; и/или по меньшей мере одному из каждого из А, Б и В.

1. Способ, включающий:

обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части;

транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части в узле хвостовой трубы компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и тем самым позволяет инструментам, имеющим размеры, подходящие для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины;

приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и

бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы включает зацепление уплотнительных элементов, расположенных на внутренней поверхности узла хвостовой трубы, с внешней поверхностью отрезанной концевой части.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации и способ дополнительно включает:

транспортировку отклоняющего инструмента в первый ствол скважины;

ориентацию в угловом направлении отклоняющего инструмента в первом стволе скважины с помощью устройства для ориентации;

закрепление отклоняющего инструмента в компоновке для заканчивания срединного участка скважины и бурение второго ствола скважины с помощью отклоняющего инструмента.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что потайная обсадная колонна представляет собой первую потайную обсадную колонну и способ дополнительно включает:

установку потайной обсадной колонны для заканчивания во втором стволе скважины и соединение второй потайной обсадной колонны с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления одного или более уплотнительных элементов второй потайной обсадной колонны с приемным гнездом потайной обсадной колонны для заканчивания.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами и компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо, причем способ дополнительно включает:

отсоединение второй потайной обсадной колонны от потайной обсадной колонны для заканчивания и извлечение второй потайной обсадной колонны на поверхность геологической среды;

отсоединение отклоняющего инструмента от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и извлечение отклоняющего инструмента на поверхность геологической среды;

транспортировку изолирующего узла в первый ствол скважины и прием изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру первой потайной обсадной колонны;

соединение изолирующего узла с компоновкой для заканчивания срединного участка скважины путем герметичного зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности изолирующего узла, с приемным гнездом; и

приведение в действие устройства изолирования ствола скважины в составе изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной трубы вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины.

6. Способ по п. 3, дополнительно включающий:

установку потайной обсадной колонны для заканчивания во втором стволе скважины и

соединение изолирующего узла с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления одного или более уплотнительных элементов изолирующего узла с приемным гнездом потайной обсадной колонны для заканчивания.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами, изолирующий узел представляет собой первый изолирующий узел и компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо, причем способ дополнительно включает:

отсоединение первого изолирующего узла от потайной обсадной колонны для заканчивания и извлечение первого изолирующего узла на поверхность геологической среды;

отсоединение отклоняющего инструмента от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и извлечение отклоняющего инструмента на поверхность геологической среды;

транспортировку второго изолирующего узла в первый ствол скважины и прием второго изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны;

соединение второго изолирующего узла с компоновкой для заканчивания срединного участка скважины путем герметичного зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности второго изолирующего узла, с приемным гнездом и

приведение в действие устройства изолирования ствола скважины в составе второго изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины.

8. Способ по любому из предшествующим пунктов, отличающийся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит приемное гнездо и способ дополнительно включает:

транспортировку изолирующего узла в первый ствол скважины;

прием изолирующего узла внутри приемного гнезда, при этом наименьший внутренний диаметр изолирующего узла больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны;

герметичное зацепление приемного гнезда с одним или более уплотнительными элементами, расположенными на внешней поверхности изолирующего узла, при этом один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами;

приведение в действие устройства изолирования ствола скважины в составе изолирующего узла для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины;

транспортировку трубчатого элемента в первый ствол скважины и соединение трубчатого элемента с изолирующим узлом путем зацепления вторых уплотнительных элементов, расположенных на внешней поверхности трубчатого элемента, с приемным гнездом изолирующего узла.

9. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий:

транспортировку одного или более инструментов через компоновку для заканчивания срединного участка скважины в участки первого ствола скважины вниз по стволу скважины от компоновки для заканчивания срединного участка скважины;

выполнение одной или более скважинных операций в участках первого ствола скважины вниз по стволу скважины от компоновки для заканчивания срединного участка скважины и полировку отрезанной концевой части перед приемом отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы.

10. Система, содержащая:

первый ствол скважины, пробуренный через пласт и по меньшей мере частично обсаженный обсадной колонной;

второй ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины;

потайную обсадную колонну, расположенную в первом стволе скважины и отрезанную в требуемом месте и таким образом обеспечивающую отрезанную концевую часть; и

компоновку для заканчивания срединного участка скважины, содержащую расширяющееся устройство, которое находится в герметичном зацеплении с внутренней поверхностью обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части, и узел хвостовой трубы, который находится в зацеплении с внешней поверхностью отрезанной концевой части, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны.

11. Система по п. 10, отличающаяся тем, что узел хвостовой трубы содержит уплотнительные элементы на своей внутренней поверхности, которые находятся в зацеплении с внешней поверхностью отрезанной концевой части.

12. Система по п. 10 или 11, отличающаяся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации, которое ориентирует в угловом направлении отклоняющий инструмент, установленный в компоновке для заканчивания срединного участка скважины, для бурения второго ствола скважины; и необязательно, при этом потайная обсадная колонна представляет собой первую потайную обсадную колонну и система дополнительно содержит:

потайную обсадную колонну для заканчивания, установленную во втором стволе скважины и содержащую приемное гнездо; и

вторую потайную обсадную колонну, соединенную с потайной обсадной колонной для заканчивания путем зацепления уплотнительных элементов второй потайной обсадной колонны с приемным гнездом.

13. Система по любому из пп. 10-12, дополнительно содержащая изолирующий узел, принятый в приемном гнезде компоновки для заканчивания срединного участка скважины и имеющий наименьший внутренний диаметр, больший или равный наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны, при этом изолирующий узел содержит:

один или более уплотнительных элементов на своей внешней поверхности, находящихся в герметичном зацеплении с приемным гнездом; и

устройство изолирования ствола скважины, которое находится в герметичном зацеплении с внутренней поверхностью обсадной колонны вверх по стволу скважины от пересечения первого и второго стволов скважины.

14. Система по п. 13, отличающаяся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины дополнительно содержит устройство для ориентации для ориентации в угловом направлении скважинного инструмента, установленного в компоновке для заканчивания срединного участка скважины, при этом расширяющееся устройство располагается между устройством для ориентации и приемным гнездом и/или при этом приемное гнездо располагается между расширяющимся устройством и устройством для ориентации, при этом один или более уплотнительных элементов являются первыми уплотнительными элементами и изолирующий узел содержит приемное гнездо, а также система дополнительно содержит:

трубчатый элемент, имеющий вторые уплотнительные элементы на своей внешней поверхности и находящийся в герметичном зацеплении с приемным гнездом.

15. Система по любому из пп. 10-14, отличающаяся тем, что компоновка для заканчивания срединного участка скважины позволяет одному или более скважинным инструментам проходить через нее в участки первого ствола скважины из компоновки для заканчивания срединного участка скважины для выполнения в них одной или более скважинных операций.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и строительству и может быть использовано для бурения вертикальных и наклонных скважин при добыче полезных ископаемых открытым способом и других буровзрывных работ.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для перфорации стенок обсаженных и необсаженных скважин и вскрытия продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве наклонно направленной скважины с зенитным углом более 25° на участках ствола с кавернообразованием и поглощением пород, расположенных ниже верейского горизонта.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при бурении, освоении, ремонте и эксплуатации скважины, разбуривании элементов технологического оборудования в скважине, в частности, оснасток горизонтальной и наклонной скважины.

Изобретение относится к средствам ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины. Предложенное устройство для ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины содержит забойную телеметрическую систему − ЗТС − с беспроводным электромагнитным каналом связи, спущенную в скважину на колонне труб, включающую в себя модуль управления в виде датчиков, передающий модуль, а также приёмное устройство и персональный компьютер, расположенные на устье скважины.

Изобретение относится к технике бурения залитых низкотемпературной жидкостью скважин сплошным забоем в мощных ледовых массивах Арктики и Антарктики и может быть использовано для бурения плавлением с одновременным или последовательным расширением скважин во льду.

Изобретение относится к области бурения и может быть использовано при проводке и строительстве нефтяных и газовых скважин, морских скважин и скважин с большой горизонтальной протяженностью.

Группа изобретений относится к области бурения. Система бурения с несколькими текучими средами, выполненная с возможностью соединения с концом бурильной колонны, выполненной с возможностью обеспечения раздельного и независимого потока первой текучей среды и второй текучей среды, содержит молоток, расположенный таким образом, что при удержании бурильной колонной первая текучая среда, протекающая через бурильную колонну, может приводить в действие молоток, мотор, расположенный таким образом, что при удержании бурильной колонной вторая текучая среда, протекающая через бурильную колонну, может протекать через мотор и приводить его в действие.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти как на ранней стадии разработки, так и на выработанных месторождениях за счет повышения эффективности теплового воздействия на пласт с одновременным снижением материальных затрат и экономией энергоресурсов, расширение технологических методов теплового воздействия на продуктивный пласт.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к проведению измерений при бурении добывающих скважин. Устройство содержит основание, имеющее ось вращения и выполненное с возможностью присоединения в осевом направлении между буровой трубой и бурильной коронкой.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ бурения бокового ствола нефтяной скважины включает сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня цилиндрической формы, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения путем установки легкоразбуриваемой вставки из мягкого металла цилиндрической формы длиной более длины интервала вырезания, в верхней части которой выполнен канал для закачки в интервал расширения твердеющего герметизирующего состава и центрального канала, сверху закрытого легкоразрушаемой мембраной, закачивание в интервал расширения герметезирующего состава, разбуривание после его полимеризации легкоразбуриваемой вставки фрезой, нижний конец которой снабжен направляющей цилиндрической формы с диаметральным размером, позволяющим перемещаться внутри центрального канала а верхняя часть снабжена центраторами, установка клина-отклонителя, разбуривание бокового ствола через затвердевший герметичный состав, бурение бокового ствола из основного, открывание основного ствола разбуриванием клина-отклонителя и временного цементного моста, причем сплошное вырезание интервала эксплуатационной колонны и цементного камня выполняют цилиндрической формы по всей длине, легкоразбуриваемую вставку устанавливают на временный цементный мост, разбуривание легкоразбуриваемой вставки проводят фрезой, длина направляющей которой цилиндрической формы имеет длину меньше толщины цементного моста, а диаметр центрального канала выше мембраны больше, чем диаметр центрального канала ниже мембраны, клин-отклонитель устанавливают на поверхность цементного моста.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Группа изобретений относится к области многоствольного заканчивания скважин. Система скважины содержит основной ствол скважины, обсаженный обсадной трубой, образующий выход обсадной трубы; боковой ствол скважины, проходящий от выхода обсадной трубы; узел окна повторного входа, установленный в основном стволе скважины и содержащий узел окна заканчивания, имеющий окно, выровненное с выходом обсадной трубы, и предусматривающий верхнюю муфту, башмак направляющего инструмента с косым срезом, и верхнее и нижнее щелевые отверстия, выполненные на противоположных по оси концах окна; изолирующую втулку, установленную в узле окна заканчивания и содержащую шпонку, удерживающую втулку от проворачивания, втулочную муфту и устройство зацепления, и узел отклонителя, содержащий отклонитель, выполненный с возможностью сопряжения с втулочной муфтой, и наладочный инструмент, функционально связанный с отклонителем и выполненный с возможностью взаимодействия с башмаком направляющего инструмента с косым срезом для ориентации под углом передней поверхности отклонителя относительно окна.

Изобретение относится к области бурения и может быть использовано при проводке и строительстве нефтяных и газовых скважин, морских скважин и скважин с большой горизонтальной протяженностью.

Изобретение относится к области бурения и может быть использовано при проводке и строительстве нефтяных и газовых скважин, морских скважин и скважин с большой горизонтальной протяженностью.

Изобретение относится к области нефтедобычи. Технический результат – обеспечение плавных изменений капилярно-пористой структуры пласта и текучести углеводородного сырья, использование одной скважины, облегчение доставки оборудования к месту прогрева, в части разработки эффективных способов освоения залежей горючих сланцев, с высоким выходом жидких углеводородов.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит одинарную колонну труб, забойный двигатель с промывочным каналом в выходном валу, наддолотный переводник, долото, переводник забойного двигателя, два пакера - верхний и нижний, взаимодействующих с полостью повышенного давления, межпакерный порт для закачки технологической жидкости, каротажный прибор, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ включает обрезание потайной обсадной колонны, расположенной в первом стволе скважины, по меньшей мере частично обсаженном обсадной колонной, и таким образом обеспечение отрезанной концевой части, транспортировку компоновки для заканчивания срединного участка скважины в первый ствол скважины и прием отрезанной концевой части внутри узла хвостовой трубы в составе компоновки для заканчивания срединного участка скважины, при этом наименьший внутренний диаметр компоновки для заканчивания срединного участка скважины больше или равен наименьшему внутреннему диаметру потайной обсадной колонны и, таким образом, позволяет инструментам, размер которых подходит для операций в потайной обсадной колонне, проходить через компоновку для заканчивания срединного участка скважины, приведение в действие расширяющегося устройства компоновки для заканчивания срединного участка скважины для герметичного зацепления внутренней поверхности обсадной колонны вверх по стволу скважины от отрезанной концевой части и бурение второго ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины. Обеспечивается увеличение добычи пластовых флюидов и увеличение продуктивного срока службы скважины. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 13 ил.

Наверх