Механизм передачи энергии для соединительного узла для сообщения со снарядом для заканчивания бокового ствола скважины
Изобретение относится к системе и способу управления потоком флюида в/из нескольких интервалов в боковом стволе скважины. Система многоствольной скважины содержит единый соединительный узел управления притоком многоствольной скважины (УПМС), содержащий канал с первым отверстием на верхнем конце канала, а также вторым и третьим отверстиями на нижнем конце канала, первичный проход, образованный каналом и проходящий от первого отверстия до второго отверстия с соединением канала, образованным вдоль канала между первым и вторым отверстиями. Первичный проход содержит верхнюю часть и нижнюю часть. Верхняя часть проходит от первого отверстия до соединения канала, а нижняя часть проходит от соединения канала до второго отверстия. Боковой проход образован каналом и проходит от соединения канала до третьего отверстия. Верхний механизм передачи энергии (МПЭ) установлен вдоль верхней части первичного прохода и вблизи первого отверстия, контрольные линии обеспечивают связь между верхним МПЭ и оборудованием снаряда для нижнего заканчивания скважины. Первичный проход выполнен с возможностью приема первой колонны насосно-компрессорных труб, которая проходит через него. Верхний МПЭ может связываться с МПЭ колонны насосно-компрессорных труб для приема/передачи сигналов управления, данных и/или мощности от/к оборудованию для нижнего заканчивания скважины в боковых стволах скважины. Обеспечивается связь/подача энергии между наземными и эксплуатационными устройствами в боковых скважинах 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 24 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное изобретение относится в основном к заканчиванию стволов скважин в нефтегазовой промышленности и, в частности, к многоствольному соединению, которое позволяет устанавливать сигналы электрической энергии и связи как в боковом стволе скважины, так и в основном стволе скважины с помощью единого многоствольного соединения.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] При добыче углеводородов обычно бурят один или более вторичных стволов скважины (также называемых боковыми или ответвленными стволами скважины) из первичных стволов скважины (также называемых главными или основными стволами скважины). Могут быть пробурены первичные и вторичные стволы скважин, все совместно называемые многоствольными стволами скважины, и один или более первичных и вторичных стволов скважины могут быть обсажены и перфорированы с помощью буровой установки. Вслед за этим после бурения и заканчивания многоствольного ствола скважины в стволе скважины может быть установлено эксплуатационное оборудование, такое как эксплуатационная обсадная колонна, пакеры и сетчатые фильтры, затем может быть удалена буровая установка, и в первичных и вторичных стволах скважины создается возможность для добычи углеводородов.
[0003] Во время установки эксплуатационного оборудования часто желательно включать различные функциональные устройства, такие как постоянные датчики, клапаны управления потоком, цифровая инфраструктура, оптоволоконные варианты решения, интеллектуальные устройства управления притоком (Intelligent Inflow Control - ICD), сейсмические датчики, индукторы и датчики вибрации и тому подобное, которые можно контролировать и которыми можно управлять дистанционно в течение срока службы продуктивного пласта. Такое оборудование часто называется интеллектуальным оборудованием для заканчивания скважин и позволяет оптимизировать добычу путем сбора, передачи и анализа данных о заканчивании скважины, добыче и пласте; причем оно обеспечивает дистанционное избирательное зональное управление и, в конечном итоге, максимально увеличивает эффективность пласта. Как правило, сигналы связи и электрическая энергия между поверхностью и интеллектуальным оборудованием для заканчивания скважин проходят через кабели, идущие с поверхности. Эти кабели могут проходить вдоль внутренней части колонны насосно-компрессорных труб или наружной части колонны насосно-компрессорных труб или могут быть выполнены как одно целое внутри стенок колонны насосно-компрессорных труб. Однако следует понимать, что для поддержания целостности скважины желательно, чтобы кабель не нарушал и не пересекал барьеры давления, образованные различными каналами, обсадными колоннами и компонентами (такими как пакеры, утяжеленные бурильные трубы, подвесные устройства, переводники и тому подобное) внутри скважины. Например, в основном нежелательно, чтобы кабель проходил между внутренней и наружной частями колонны насосно-компрессорных труб, поскольку отверстие или проход, через который должен проходить кабель, может представлять собой нарушение барьера давления, образованного между внутренней и наружной частями труб.
[0004] Кроме того, из-за конструкции скважины может быть затруднительно развернуть кабели управления с поверхности до определенных мест внутри скважины. Наличие соединений между различными каналами, обсадными колоннами и такими компонентами, как пакеры, утяжеленные бурильные трубы, подвесные устройства, переводники и тому подобное, внутри ствола скважины, в частности, при их раздельной установке, может ограничивать возможность прохождения кабелей до определенных участков ствола скважины. Это особенно верно в случае боковых стволов скважин, поскольку оборудование для заканчивания в боковых стволах скважин устанавливают отдельно от установки оборудования для заканчивания в основном стволе скважины. В связи с этим становится затруднительным проложить кабели через место соединения на пересечении двух стволов скважины, таких как основной и боковой стволы скважины, поскольку установка оборудования более чем в одном стволе скважины требует отдельных операций спуска-подъема, так как оборудование не может быть установлено в одно и то же время, если оборудование не достаточно маленькое, чтобы помещаться рядом в основном отверстии при спуске в ствол скважины. Во-вторых, если имеется более одного ствола скважины, оборудование должно быть точно разнесено таким образом, чтобы каждый сегмент оборудования для бокового ствола мог выходить в свой боковой ствол скважины именно в тот момент, когда другое оборудование выходит в соответствующие боковые стволы, при одновременной поддержке соединения с другими местами в стволе скважины.
[0005] Следовательно, будет понятно, что постоянно необходимы улучшения в области управления оборудованием для интеллектуального заканчивания скважины в многоствольной скважине.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0006] Различные варианты реализации данного изобретения можно лучше понять благодаря подробному описанию, приведенному ниже, и прилагаемым графическим материалам для различных вариантов реализации изобретения. В графических материалах одинаковые ссылочные позиции могут обозначать идентичные или функционально схожие элементы. Варианты реализации изобретения подробно описаны ниже со ссылкой на прилагаемые фигуры, при этом:
[0007] на фиг. 1a изображен типичный частичный вид в поперечном разрезе системы заканчивания шельфовых скважин, имеющей единый соединительный узел, установленный на пересечении основного ствола скважины и бокового ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[0008] на фиг. 1b изображен другой типичный частичный вид в поперечном разрезе системы заканчивания шельфовой скважины, имеющей единый гибкий соединительный узел, установленный на пересечении основного ствола скважины и бокового ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[0009] на фиг. 1с изображен другой типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла, установленного в системе заканчивания скважины с механизмами беспроводной передачи энергии, развернутыми для обеспечения передачи энергии и данных через соединение, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00010] на фиг. 2 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе отклонителя, установленного в системе заканчивания шельфовых скважин по фиг. 1b, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00011] на фиг. 3 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла, который может быть установлен в системе заканчивания шельфовых скважин в соответствии с фиг. 1b, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00012] на фиг. 4 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла по фиг. 3, находящегося в зацеплении с отклонителем по фиг. 2, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00013] на фиг. 5 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла по фиг. 3 во время развертывания в системе заканчивания многоствольной скважины до зацепления с отклонителем, проиллюстрированным на фиг. 2, в соответствии с одни или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00014] на фиг. 6 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла по фиг. 3 после развертывания в многоствольной системе заканчивания скважин, находящейся в зацеплении с отклонителем в соответствии с фиг. 2, и снаряд для нижнего заканчивания бокового ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00015] на фиг. 7 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе системы заканчивания шельфовых скважин, содержащей единый соединительный узел, установленный на нескольких пересечениях боковых стволов скважины и основного ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00016] на фиг. 8 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе системы заканчивания шельфовых скважин, содержащей единый соединительный узел, установленный на нижнем пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины, и единый соединительный узел управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленный на верхнем пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00017] на фиг. 9 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленного на пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00018] на фиг. 10 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе пересечения бокового ствола скважины и основного ствола скважины до установки единого соединительного узла управления притоком многоствольной скважины (УПМС) на пересечении в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00019] на фиг. 11 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе пересечения бокового ствола скважины и основного ствола скважины после установки единого соединительного узла УПМС на указанном пересечении в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00020] на фиг. 12 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе пересечения бокового ствола скважины и основного ствола скважины после установки единого соединительного узла УПМС на пересечении и с колонной насосно-компрессорных труб, установленной через единый соединительный узел УПМС в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00021] на фиг. 13 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе системы заканчивания скважины, содержащей единый соединительный узел, установленный на нижнем пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины, и единый соединительный узел управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленный на каждом из двух верхних пересечениях бокового ствола скважины и основного ствола скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения, при этом указанный вид содержит представленные в качестве примера пути потока флюида от боковых к основному стволу скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00022] на фиг. 14 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленного на самом нижнем пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины по фиг. 13, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения, при этом указанный вид содержит представленные в качестве примера пути потока флюида от бокового к основному стволу скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00023] на фиг. 15 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленного на промежуточном пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины по фиг. 13, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения, при этом указанный вид содержит представленные в качестве примера пути потока флюида от бокового к основному стволу скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00024] на фиг. 16 изображен типовой частичный вид в поперечном разрезе соединительного узла, установленного на самом верхнем пересечении бокового ствола скважины и основного ствола скважины по фиг. 13, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения, при этом указанный вид содержит представленные в качестве примера пути потока флюида от бокового к основному стволу скважины, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00025] на фиг. 17-19 изображены типовые частичные виды в поперечном разрезе системы заканчивания шельфовых скважин по фиг. 13 на различных этапах установки соединительных узлов на пересечениях боковых стволов скважины и основного ствола скважины в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00026] на фиг. 20 изображен типовой частичный вид единого соединительного узла УПМС, показанный отдельно для ясности, до того, как боковое ответвление зацепляется с отклонителем на пересечении, с другими компонентами, соединенными с боковым ответвлением единого соединительного узла УПМС, в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00027] на фиг. 21 изображен типовой частичный боковой вид единого соединительного узла УПМС с представленной в качестве примера прокладкой контрольной линии в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения;
[00028] на фиг. 22 изображен типовой вид в поперечном разрезе единого соединительного узла УПМС по фиг. 21 в соответствии с одним или большим количеством представленных в качестве примера вариантов реализации изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[00029] В данном изобретении могут повторяться ссылочные позиции в виде цифр и/или букв в различных примерах или на различных фигурах. Такое повторение предназначено для простоты и ясности изложения и само по себе не диктует отношения между различными вариантами реализации изобретения и/или конфигурациями, которые обсуждались. Кроме того, пространственно относительные термины, такие как под, ниже, нижний, выше, верхний, вверх по стволу скважины, в скважине, вверх по потоку, вниз по потоку и тому подобное, могут использоваться в данном документе для простоты описания, чтобы описать отношение одного элемента или признака к другому(им) элементу(ам) или признаку(ам), как показано, направление вверх направлено к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз направлено к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх - к поверхности ствола скважины, направление вниз - к призабойному участку ствола скважины. Если не указано иное, пространственно относительные термины предназначены для охвата различных ориентаций устройства при использовании или работе в дополнение к ориентации, изображенной на фигурах. Например, если устройство на фигурах перевернуто, элементы, описанные как находящиеся «ниже» или «под» другими элементами или составляющими, будут тогда ориентированы «над» другими элементами или составляющими. Таким образом, приведенный в качестве примера термин «ниже» может охватывать как ориентацию выше, так и ориентацию ниже. Устройство может быть ориентировано иным образом (повернуто на 90 градусов или в других ориентациях), и пространственно относительные описательные термины, используемые в данном документе, также могут интерпретироваться соответствующим образом.
[00030] Кроме того, даже если фигура может изображать горизонтальный ствол скважины или вертикальный ствол скважины, если не указано иное, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что устройство в соответствии с настоящим изобретением одинаково хорошо подходит для использования в стволах скважин, имеющих другие ориентации, включая вертикальные стволы скважин, наклонные стволы скважин, многосторонние стволы скважин или тому подобное. Аналогичным образом, если не указано иное, даже если фигура может изображать шельфовую операцию, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что способ и/или система в соответствии с данным изобретением одинаково хорошо подходят для использования в шельфовых операциях и наоборот. Кроме того, если не указано иное, даже если фигура может изображать скважину с обсаженным стволом, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что способ и/или система в соответствии с настоящим раскрытием одинаково хорошо подходят для использования при операциях в скважине с частично обсаженным и/или необсаженным стволом.
[00031] Используемые в данном документе термины «содержать», «иметь», «включать», и все их грамматические варианты имеют открытое, не ограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы или этапы. Хотя композиции и способы описаны с помощью таких терминов, как «содержащий», «включающий в себя» или «включающий» различные компоненты или этапы, композиции, и способы также могут «состоять, по существу, из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Следует также понимать, что используемые в данном документе термины «первый», «второй» и «третий» назначаются произвольно и предназначены просто для того, чтобы различать два или более объектов и т. д., в зависимости от обстоятельств, и не указывают на какую-либо последовательность. Кроме того, следует понимать, что простое использование слова «первый» не требует наличия какого-либо «второго» элемента, а простое использование слова «второй» не требует наличия какого-либо «первого» или «третьего» элемента и т. д.
[00032] Термины в формуле изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, термины, приведенные в формуле изобретения в единственном числе, определены в данном документе как означающие один или более элементов, которые он вводит. При наличии противоречий в использовании слова или термина в данном описании и одном или большем количестве патентов или других документах, которые могут быть включены в настоящее описание посредством ссылки, следует принимать определения, соответствующие данному описанию.
[00033] В целом, это раскрытие обеспечивает систему и способ, которые могут включать в себя единый соединительный узел управления притоком многоствольной скважины (УПМС), содержащий канал с первым отверстием на верхнем конце канала, а также вторым и третьим отверстиями на нижнем конце канала; первичный проход может быть образован каналом и проходит от первого отверстия до второго отверстия с соединением канала, образованным вдоль канала между первым и вторым отверстиями. Первичный проход может содержать верхнюю часть и нижнюю часть, причем верхняя часть проходит от первого отверстия до соединения канала, а нижняя часть проходит от соединения канала до второго отверстия; боковой проход может быть образован каналом и проходить от соединения канала до третьего отверстия; верхний механизм передачи энергии (МПЭ) может быть установлен вдоль верхней части первичного прохода и вблизи первого отверстия; контрольные линии 100 могут обеспечивать связь между верхним МПЭ 214 и оборудованием снаряда для нижнего заканчивания скважины. Нижний МПЭ может быть установлен вдоль бокового прохода, причем верхний МПЭ сообщается с нижним МПЭ через контрольные линии; и первичный проход может быть выполнен с возможностью приема первой колонны насосно-компрессорных труб, которая проходит через него.
[00034] В соответствии с фиг. 1а и 1b, проиллюстрирован вид в вертикальной проекции в частичном поперечном разрезе системы 10 заканчивания многоствольной скважины, используемой для заканчивания скважин, предназначенных для добычи углеводородов из ствола 12 скважины, проходящей через различные слои земли в нефтегазоносном пласте 14, расположенном ниже поверхности 16 геологической среды. Ствол 12 скважины образован из нескольких стволов, проходящих в пласт 14, и может быть расположен в любой ориентации, такой как нижняя часть 12а основного ствола скважины и боковой ствол 12b скважины, проиллюстрированные на фиг. 1а и 1b.
[00035] Система 10 заканчивания ствола скважины может содержать буровую установку или буровую вышку 20. Буровая установка 20 может содержать подъемное устройство 22, блок перемещения 24 и вертлюг 26 для подъема и спуска обсадной колонны, бурильной трубы, гибкой насосно-компрессорной трубы, эксплуатационной колонны, рабочих колонн или трубы или колонн насосно-компрессорных труб других типов, в основном обозначаемых в данном документе как колонна 30 труб. На фиг. 1а и 1b колонна 30 труб является, по существу, трубчатой, проходящей в осевом направлении через эксплуатационную трубу, поддерживающую снаряд для заканчивания скважины, как описано ниже. Колонна 30 труб может быть одной колонной или совокупностью колонн, как описано ниже.
[00036] Буровая установка 20 может быть расположена вблизи или на некотором расстоянии от устья 32 скважины, как, например, в случае шельфовой компоновки, как проиллюстрировано на фиг. 1a и 1b. Одно или более устройств 34 регулирования давления, таких как противовыбросовые превенторы (ПВП) и другое оборудование, связанное с бурением или добычей из ствола скважины, также могут быть предусмотрены в устье 32 скважины или в другом месте системы 10.
[00037] Для шельфовых операций, как проиллюстрировано на фиг. 1a и 1b, буровая установка 20 может быть установлена на нефтяной или газовой платформе 36, такой как шельфовая платформа, как проиллюстрировано, полупогружные буровые платформы, буровые суда и тому подобное (не проиллюстрировано). Хотя система 10 на фиг. 1a и 1b проиллюстрирована как шельфовая система заканчивания многоствольной скважины, система 10 на фиг. 1a и 1b может быть развернута на суше. В любом случае, для шельфовых систем один или более подводных каналов или разделительных колонн 38 проходят от палубы 40 платформы 36 до подводного устья 32 скважины. Колонна 30 насосно-компрессорных труб проходит вниз от буровой установки 20 через подводный канал 38 и ПВП 34 в ствол 12 скважины.
[00038] Источник 42 рабочей или технической жидкости, такой как резервуар или емкость для хранения, может подавать через линии 44 для потока рабочую жидкость (не проиллюстрирована), перекачиваемую к верхнему концу колонны 30 насосно-компрессорных труб, и протекать через колонну 30 труб к оборудованию, расположенному в стволе 12 скважины, такому как подземное оборудование 48. Источник 42 рабочей жидкости может подавать любую жидкость, используемую в скважинных операциях, включая, помимо прочего, буровой раствор, цементный раствор, жидкость для кислотной обработки, жидкую воду, пар или жидкость другого типа. Буровые жидкости, рабочие жидкости, шламы и другая выбуренная порода, возвращающиеся на поверхность 16 из ствола 12 скважины, могут быть направлены по линии 44 для потока в резервуары 50 для хранения и/или системы 52 обработки, такие как вибрационные сита, центрифуги, другие типы сепараторов жидкости/газа и тому подобное.
[00039] Со ссылкой на фиг. 1c и дальнейшей ссылкой на фиг. 1a и 1b, полностью или частично основной ствол 12а скважины может быть обсажен потайной обсадной колонной или обсадной колонной 54, которая проходит от устья скважины 32, причем обсадная колонна 54 может содержать поверхностную, промежуточную и эксплуатационную обсадные колонны. Обсадная колонна 54 может состоять из совокупности колонн труб с нижними колоннами труб, проходящими от верхней колонны труб или иным образом подвешенными на верхней колонне труб с помощью подвесного устройства 184 для потайной обсадной колонны. Для целей данного изобретения это множество колонн будет совместно упоминаться в данном документе как обсадная колонна 54. Кольцевое пространство 56 может быть образовано между стенками комплектов смежных трубчатых компонентов, таких как концентрические обсадные колонны 54; или стенка ствола 12 скважины и обсадная колонна 54. В случае наружной обсадной колонны 54 полностью или частично обсадная колонна 54 может быть закреплена в основном стволе 12а скважины путем осаждения цемента 60 в кольцевом пространстве 56, определенном между обсадной колонной 54 и стенкой основного ствола 12 скважины. В некоторых вариантах реализации изобретения обсадная колонна 54 содержит окно 62, образованное в ней на пересечении 64 основного ствола 12а скважины и бокового ствола 12b скважины. Кольцевое пространство 58 может быть образовано между внешней частью колонны 30 труб и внутренней стенкой обсадной колонны 54.
[00040] Как проиллюстрировано на фиг. 1а, 1b и 1с, подземное оборудование 48 проиллюстрировано как оборудование для заканчивания скважины, а колонна 30 насосно-компрессорных труб, показанная гидравлически соединенной с оборудованием 48 для заканчивания скважин, проиллюстрирована как эксплуатационная колонна 30 насосно-компрессорных труб. Хотя оборудование 48 для заканчивания скважины может быть расположено в стволе 12 скважины в любой ориентации, в целях иллюстрации проиллюстрировано оборудование 48 для заканчивания скважины, расположенное в основном стволе 12а скважины и, по существу, горизонтальной части бокового ствола 12b скважины. Оборудование 48 для заканчивания скважины может содержать снаряд 66 для нижнего заканчивания скважины, имеющий различные инструменты, такие как компоновочный узел 68 для ориентации и выравнивания, один или более пакеров 70 и один или более узлов 72 с противопесочным фильтром. Проиллюстрировано, что снаряд 66а для нижнего заканчивания скважины расположен в основном стволе 12а скважины, в то время как снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины расположен в боковом стволе 12b скважины. Следует понимать, что вышеизложенное имеет просто иллюстративный характер и что снаряд 66 для нижнего заканчивания скважины не ограничен конкретным оборудованием или конкретной конфигурацией.
[00041] В стволе 12 скважины на нижнем конце колонны (колонн) 30 насосно-компрессорных труб расположен снаряд 86 для верхнего заканчивания скважины, который может содержать различное оборудование, такое как пакеры 88, модули 90 управления потоком и функциональные устройства 102, такие как датчики или исполнительные механизмы, компьютеры, (микро-)процессоры, логические устройства, другие клапаны управления потоком, цифровая инфраструктура, оптоволокно, интеллектуальные устройства управления притоком (ICD), сейсмические датчики, индукторы и датчики вибрации и тому подобное. Снаряд 86 для верхнего заканчивания скважины также может содержать механизм передачи энергии (МПЭ) 91, который может быть проводным или беспроводным, такой как сегмент индуктивного соединителя. В случае беспроводного МПЭ (или МБПЭ), хотя в раскрытии рассматривается любой МБПЭ, используемый для беспроводной передачи энергии и/или сигналов связи, в конкретных вариантах реализации изобретения обсуждаемые в данном документе беспроводные МПЭ могут быть катушками индуктивного соединителя или другими электрическими компонентами, и в целях иллюстрации они будут упоминаться в данном документе в основном как сегменты индуктивного соединителя.
[00042] Следует понимать, что в основном МПЭ и, в частности, МБПЭ, могут использоваться для множества целей, включая, но не ограничиваясь этим, передачу энергии, передачу сигналов управления и данных, сбор данных от датчиков, связь с датчиками или другими функциональными устройствами, управление функциональными устройствами по всей длине снаряда для заканчивания бокового ствола скважины, зарядка батарей, долговременных накопительных конденсаторов или других устройств накопления энергии, развернутых в скважине, питание/контроль/регулирование устройств управления притоком («ICD») и т. д. В одном или большем количестве вариантов осуществления МПЭ 91 находится в электрической связи с пакером 88 и/или модулями 90 управления потоком и/или функциональными устройствами 102 или может иным образом содержать функциональные устройства 102. МПЭ 91 может быть выполнен как одно целое в составе пакера 88 или модуля 90 управления потоком или отделен от них. МПЭ 91 может быть сегментом 91 индуктивного соединителя или каким-либо другим МБПЭ. Указанные МПЭ могут быть использованы для обеспечения связи между оборудованием снаряда для заканчивания скважины в боковом (и/или ответвляющемся или ответвленном) стволе скважины и контроллером в удаленном местонахождении (например, на поверхности, в основном стволе скважины и т. д.), тем самым обеспечивая возможность контроллеру управлять оборудованием снаряда для заканчивания скважины во время добычи, закачки, обработки и других, включая боковых, скважинных операциях.
[00043] Используемый в данном документе термин «боковой» ствол скважины относится к стволу скважины, пробуренному через стенку первичного ствола скважины и проходящему через геологический пласт. Это может включать в себя бурение бокового ствола скважины из основного ствола скважины, а также бурение бокового ствола скважины из другого бокового ствола скважины (который иногда называют «ответвляющимся» или «ответвленным» стволом скважины). Используемый в данном документе термин «связь» или любые грамматические вариации относятся к передаче сигналов (таких как мощность, данные, управление и т. д.) от источника к приемнику. Используемый в данном документе термин «основной ствол скважины» относится к стволу скважины, из которого пробурен боковой. Это может включать начальный ствол скважины системы 10 ствола скважины, из которого пробурен боковой ствол скважины, или боковой ствол скважины, из которого пробурен другой боковой ствол скважины (например, ответвляющийся или ответвленный ствол скважины).
[00044] В месте пересечения 64 основного ствола 12а скважины и бокового ствола 12b скважины расположен соединительный узел 92, находящийся в зацеплении с механизмом 93 определения местоположения, закрепленным внутри основного ствола 12а скважины. Механизм 93 определения местоположения служит для поддержки соединительного узла 92 в требуемом вертикальном положении в обсадной колонне 54, а также может поддерживать соединительный узел 92 в предварительно определенной ориентации вращения относительно обсадной колонны 54 и окна 62. Механизм 93 определения местоположения может быть любым устройством, используемым для вертикального (относительно основной оси основного ствола 12а скважины) закрепления оборудования внутри ствола 12а скважины, таким как защелочный механизм. В одном или более вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 представляет собой деформируемое соединение, который в основном содержит деформируемый единый канал 96 (см. фиг. 3). В одном или более вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 может представлять собой жесткий канал 95. В вариантах реализации соединительного узла 92, в которых соединительный узел 92 представляет собой деформируемое соединение, которое содержит деформируемый канал 96, соединительный узел 92 может быть развернут с помощью отклонителя 94 (см. фиг. 2), который может быть расположен для зацепления с механизмом 93 определения местоположения. В некоторых вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 может содержать отклонитель 94. Соединительный узел 92 в основном позволяет осуществлять связь между верхней частью ствола 12 скважины, а также нижней частью ствола 12а скважины и боковым стволом 12b скважины. В этом отношении соединительный узел 92 может быть гидравлически соединен со снарядом 86 для верхнего заканчивания скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 представляет собой единый узел, в котором он установлен как единый собранный компонент или же как единый узел перед установкой на пересечении 64. Такой единый узел, как будет более подробно рассмотрено ниже, обеспечивает связь с индуктивным соединением как с нижней частью основного ствола 12а скважины, так и с боковым стволом 12b скважины без необходимости соединений к каналу без прекращения работы или физических соединений, в то же время сводя к минимуму проблемы герметизации, распространенные в предшествующем уровне техники, как описано ниже.
[00045] Важно, что такой единый узел сводит к минимуму вероятность того, что выбуренная порода в скважинных флюидах будет препятствовать герметизации соединения 64. Обычно в скважинном флюиде содержится 3% или более суспендированных твердых частиц, которые могут оседать в таких областях, как соединение 64, приводя к непригодности уплотнения в данной области. Из-за этого соединения по предшествующему уровню техники, установленные в виде нескольких частей или ступеней, не могут одновременно с готовностью обеспечить надежную защитную оболочку под высоким давлением (например, > 17 МПа (>2500 фунтов на квадратный дюйм)) и беспроводное питание/связь. Выбуренная порода может быть захвачена между компонентами многокомпонентных соединений по предшествующему уровню техники, когда они собираются в скважине, что ставит под угрозу надлежащее сопряжение и уплотнение между компонентами. Другие недостатки могут быть связаны с тем, что многокомпонентные соединения являются некруглыми, а это является общей характеристикой многих соединительных узлов по предшествующему уровню техники. В этом отношении многокомпонентное соединение, для которого требуется внутрискважинный узел (или зацепление) некруглых компонентов, подвержено утечке из-за 1) воздействия окружающей среды и 2) невозможности удаления выбуренной породы из областей уплотнения.
[00046] Типичная скважинная среда, в которой собирается многокомпонентное соединение, загрязнена твердыми частицами выбуренной породы, суспендированными в жидкости. Кроме того, многокомпонентное соединение собирается в месте, в котором существует вероятность образования металлической стружки при фрезеровании окна (отверстия) в боковой части обсадной колонны. Металлическая стружка может выпасть в соединение обсадной колонны основного ствола скважины и бокового ствола скважины. Эта область является большой и некруглой, что делает очень трудным вымывание стружки и бурового шлама из данной области. К тому же, области уплотнения многокомпонентного соединения не являются круглыми (являются некруглыми), что препятствует полной «очистке» областей уплотнения для удаления металлической стружки и бурового шлама для зацепления уплотнений и уплотняющих поверхностей. Кроме того, уплотняющие поверхности могут содержать квадратные выступы, каналы и/или канавки, что может дополнительно препятствовать их очистке от всего бурового шлама. Примечательно, что во многих случаях из-за некруглого характера компонентов, между которыми должно быть установлено уплотнение, традиционные эластомерные уплотнения не могут быть с готовностью использованы, а вместо этого уплотнение должно выполняться с помощью металлических уплотняющих компонентов, таких как лабиринтные уплотнения. Как известно в промышленности, лабиринтные уплотнения обычно не обеспечивают такую же степень уплотнения, как эластомерные уплотнения. Кроме того, будучи изготовленными из металлических чередующихся поверхностей, компоненты уплотнения будет трудно очищать перед из зацеплением друг с другом.
[00047] В отличие от этого, единый соединительный узел 92 (а также единый соединительный узел 200 управления притоком многоствольной скважины (УПМС), см. фиг. 8-15), как описано в данном документе, собирается на поверхности в чистой окружающей среде, так что все герметичные соединения могут быть проверены, очищены перед сборкой и затем испытаны под давлением перед спуском в скважину. Кроме того, единый соединительный узел 92 (и единый соединительный узел 200 УПМС) исключает необходимость в лабиринтных уплотнениях, как в случае соединительных узлов по предшествующему уровню техники. Вдоль каждого из снарядов 66а, 66b для нижнего заканчивания скважины проходит одна или большее количество контрольных линий или кабелей 100, установленных вдоль либо внутренней, либо наружной части снаряда 66 для нижнего заканчивания скважины. Контрольные линии 100 могут проходить через пакеры 70 и могут быть функционально связаны с одним или большим количеством функциональных устройств 102 снаряда 66 для нижнего заканчивания скважины. Функциональные устройства 102 могут содержать датчики или исполнительные механизмы, контроллеры, компьютеры, (микро-)процессоры, логические устройства, другие клапаны управления потоком, цифровую инфраструктуру, оптоволокно, интеллектуальные устройства управления притоком (ICD), сейсмические датчики, МПЭ, МБПЭ, индукторы и датчики вибрации и тому подобное, а также другие сегменты индуктивного соединителя.
[00048] Контрольные линии 100 могут функционировать в качестве среды связи для передачи энергии или данных и т. п. между снарядом 66 для нижнего заканчивания скважины и снарядом 86 для верхнего заканчивания скважины через соединительный узел 92. Данные и другая информация могут передаваться посредством телеметрии, которая может отслеживать и контролировать условия окружающей среды и различные инструменты в снаряде 66 для нижнего заканчивания скважины или другом буровом снаряде. Контрольные линии 100, МПЭ, контрольные линии 104 и соединительный узел 92 могут работать вместе, чтобы передавать данные телеметрии и мощность между снарядами 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины и снарядом 86 для верхнего заканчивания скважины. Аналогичным образом, контрольные линии 100, контрольные линии 104, МПЭ, соединительный узел 92 и единый соединительный узел 200 УПМС могут работать вместе для передачи данных телеметрии и мощности между снарядами 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины (через снаряд 86 для верхнего заканчивания скважины), снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины и наземным оборудованием. Дополнительные снаряды для нижнего заканчивания скважины могут быть добавлены в эту сеть связи по мере необходимости, когда дополнительные боковые стволы скважин (и/или ответвляющийся или ответвленные стволы скважин) бурятся и заканчиваются.
[00049] Вверх по стволу скважины от снаряда 86 для верхнего заканчивания скважины проходит одна или большее количество контрольных линий 104, которые могут проходить к поверхности 16. Контрольные линии 104 могут быть электрическими, гидравлическими, оптическими или другими линиями. Контрольные линии 104 могут работать в качестве среды связи для передаваемой мощности, сигналов, данных и т. п. между контроллером, обычно на поверхности или рядом с ней (не проиллюстрирована), и соответственно снарядами 86, 66 для верхнего и нижнего заканчивания скважины.
[00050] На эксплуатационных трубах 30 установлен МПЭ 106, как будет описано более подробно ниже, с контрольной линией 104, проходящей от МПЭ 106 к поверхности 16. В одном или более вариантах реализации изобретения МПЭ представляет собой МБПЭ и может быть выполнен в виде сегмента 106 индуктивного соединителя. Однако контрольная линия 104 не обязана проходить к поверхности. В качестве альтернативы, или в дополнение к этому, она может проходить к удаленному местонахождению в системе 10 ствола скважины.
[00051] Аналогичным образом, в связи с соединительным узлом 92 развернуты два или более МПЭ 108, по меньшей мере один из которых представляет собой МБПЭ, с одной или более контрольными линиями 100, проходящими от соединительного узла 92. Более конкретно, в одном или более вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 может содержать верхний МПЭ 108a, который предпочтительно выполнен в виде МБПЭ, и для основного ствола 12а скважины и бокового ствола 12b скважины соединительный узел 92 может содержать соответственно МБПЭ 108b, 108c предпочтительно в виде сегментов индуктивного соединителя, при этом сегменты 108b, 108c индуктивного соединителя сообщаются посредством контрольных линий с верхним МПЭ 108a, которые все установлены на соединительном узле 92. В одном или более вариантах реализации изобретения, в случае сегментов 108b, 108c индуктивного соединителя, каждый МБПЭ находится ниже по стволу скважины от места пересечения 64, когда соединительный узел 92 установлен в стволе 12 скважины.
[00052] Наконец по меньшей мере один МПЭ 110 и предпочтительно МБПЭ, такой как сегмент индуктивного соединителя, развернут в боковом стволе 12b скважины в связи со снарядом 66b для нижнего заканчивания скважины. Следует понимать, что когда два МБПЭ выровнены по оси (как проиллюстрировано на фиг. 4 сегментами 108b и 136 индуктивного соединителя), беспроводное соединение между выровненными сегментами соединителя может обеспечить беспроводную передачу между сегментами питания и/или сигналами отслеживания и управления. Это особенно верно, когда МБПЭ представляют собой сегменты индуктивного соединителя, чтобы облегчить индуктивное соединение между МБПЭ. Хотя в некоторых вариантах реализации изобретения оба выровненных сегмента индуктивного соединителя находятся на противоположных сторонах барьера давления (например, во внутренней части канала под давлением и в наружной части канала под давлением), в других вариантах реализации изобретения оба сегмента индуктивного соединителя могут находиться на одной и той же стороне канала под давлением, просто обеспечивая соединение без соединителя для передачи энергии и/или сигналов.
[00053] В соответствии с фиг. 2, 3 и 4, проиллюстрированы варианты реализации единого соединительного узла 92, имеющего деформируемый канал 96, и он в основном содержит (а) верхнюю секцию для крепления к колонне труб и первое верхнее отверстие; (b) нижнюю секцию, содержащую первичный проход, заканчивающийся в первом нижнем отверстии, для гидравлической связи с отклонителем, и вторичный проход, заканчивающийся во втором нижнем отверстии, для гидравлического соединения со вторичным стволом скважины; а также (c) деформируемую часть. Один или более проходов могут быть образованы вдоль ответвления, посредством чего канал разделен на первичное ответвление и вторичное ответвление, тем самым образуя единое многоствольное соединение, единый характер которого обеспечивает установку соединительного узла 92 в качестве единого блока, который может быть более легко использован для передачи сигналов энергии и/или связи как в нижнюю часть основного ствола 12а скважины, так и в боковой ствол 12b скважины. Деформируемая часть может представлять собой ответвление или соединитель канала, расположенный между верхней секцией и нижней секцией канала.
[00054] Варианты реализации соединительного узла 92, проиллюстрированные на фиг. 2, 3 и 4, могут быть развернуты в связи с отклонителем 94, который может использоваться для расположения соединительного узла 92. С конкретной ссылкой на фиг. 2 и 4, отклонитель 94 расположен вдоль обсадной колонны 54 рядом с местом пересечения 64 между основным стволом 12а скважины и боковым стволом 12b скважины. В частности, отклонитель 94 расположен дистально по отношению к месту пересечения 64, рядом с ним или в непосредственной близости от него, так что, когда оборудование вводится через основной ствол 12а скважины, оборудование может отклоняться в боковой ствол 12b скважины в месте пересечения 64, в результате контакта с отклонителем 94. Отклонитель 94 можно закрепить, установить или поддерживать на месте в основном стволе 12а скважины с помощью любого подходящего обычного оборудования, устройства или метода.
[00055] Отклонитель 94 имеет наружную поверхность 112, верхний конец 114, нижний конец 116 и внутреннюю поверхность 118. Наружная поверхность 112 отклонителя 94 может иметь любую форму или конфигурацию, при условии, что отклонитель 94 может быть введен в основной ствол 12а скважины способом, описанным в данном документе. В одном или более вариантах реализации изобретения наружная поверхность 112 отклонителя 94 предпочтительно является, по существу, трубчатой или цилиндрической, так что отклонитель 94 является в основном круглым в поперечном сечении.
[00056] В предпочтительных вариантах реализации изобретения отклонитель 94 может содержать ориентирующий инструмент 93, расположенный вдоль наружной поверхности 112, для обеспечения уплотнения между наружной поверхностью 112 отклонителя 94 и внутренней поверхностью 122 обсадной колонны 54 основного ствола 12а скважины. Таким образом, скважинным флюидам преграждается проход между отклонителем 94 и обсадной колонной 54. Используемый в данном документе узел уплотнения, такой как ориентирующий инструмент 93, может представлять собой любое обычное уплотнение или уплотняющую конструкцию. Например, уплотнительный узел, такой как ориентирующий инструмент 93, может состоять из одного из или комбинации эластомерных или металлических уплотнений, пакеров, клиновых захватов, потайных обсадных колонн или цементирования. Аналогично, уплотнительный узел, такой как ориентирующий инструмент 93, также может представлять собой уплотняемую поверхность. Ориентирующий инструмент 93 может быть расположен на нижнем конце 116 отклонителя 94, рядом с ним или в непосредственной близости от него.
[00057] Отклонитель 94 дополнительно имеет отклоняющую поверхность 124, расположенную на верхнем конце 114 отклонителя 94, и посадочное место 126 для зацепления с соединительным узлом 92. При расположении в основном стволе 12а скважины, как проиллюстрировано на фиг. 2, отклоняющая поверхность 124 расположена рядом с боковым стволом 12b скважины, так что оборудование, введенное через основной ствол 12а скважины, может отклоняться в боковой ствол 12b скважины до такой степени, что оборудование не может проходить через отклонитель 94, как описано ниже. Отклоняющая поверхность 124 может иметь любую форму и размеры, подходящие для выполнения данной функции, однако в предпочтительных вариантах реализации изобретения отклоняющая поверхность 124 обеспечивает наклонную поверхность, которая наклоняется от верхнего конца 114 отклонителя 94 вниз, к нижнему концу 116 отклонителя 94.
[00058] Посадочное место 126 отклонителя 94 также может иметь любую подходящую конструкцию или конфигурацию, способную входить в зацепление с соединительным узлом 92 для размещения или посадки соединительного узла 92 в основном и боковом стволах 12а, 12b скважины, как описано в данном документе. В предпочтительном варианте реализации изобретения при рассматривании отклонителя 94 с его верхнего конца 114 посадочное место 126 смещено в одну сторону, противоположную отклоняющей поверхности 124.
[00059] Кроме того, в предпочтительном варианте реализации изобретения отклонитель 94 дополнительно содержит отверстие 128 отклонителя, связанное с посадочным местом 126. Отверстие 128 отклонителя связано с посадочным местом 126, которое входит в зацепление с соединительным узлом 92 таким образом, что обеспечивается движение жидкостей в основном стволе 12а скважины через отклонитель 94 и через соединительный узел 92.
[00060] Отверстие 128 отклонителя проходит через отклонитель 94 от верхнего конца 114 до нижнего конца 116. Отверстие 128 отклонителя предпочтительно содержит верхнюю секцию 130, рядом с верхним концом 114 канала 94, сообщающуюся с нижней секцией 132, рядом с нижним концом 116. Предпочтительно, посадочное место 126 связано с верхней секцией 130. Кроме того, в предпочтительном варианте реализации изобретения посадочное место 126 состоит полностью или частично из верхней секции 130 отверстия 128 отклонителя. В частности, верхняя секция 130 имеет необходимую форму или конфигурацию для плотного зацепления с соединительным узлом 92 способом, описанным ниже. Отверстие нижней секции 132 отверстия 128 отклонителя предпочтительно расширяется от верхней секции 130 до нижнего конца 116 отклонителя 94. Другими словами, площадь поперечного сечения нижней секции 132 увеличивается по направлению к нижнему концу 116. Предпочтительно, площадь поперечного сечения увеличивается постепенно, и площадь поперечного сечения нижней секции 132, рядом с нижним концом116, максимально приближена к площади поперечного сечения нижнего конца 116 отклонителя 94.
[00061] Вдоль отверстия 128 расположен уплотнительный узел 134, который может быть любым обычным уплотнительным узлом. Например, уплотнительный узел 134 может состоять из одного из или комбинации уплотнений и уплотняющих поверхностей или поверхностей с фрикционной посадкой. В одном или более вариантах уплотнительный узел 134 расположен вдоль внутренней поверхности 118 в верхней секции 130 отклонителя 94.
[00062] Отклонитель 94 дополнительно содержит МПЭ 136 и, предпочтительно, МБПЭ 136, установленный на нем. В одном или более вариантах реализации изобретения МБПЭ 136 является сегментом индуктивного соединителя, и для целей данного обсуждения, без намерения ограничить МБПЭ 136, будет рассматриваться как сегмент индуктивного соединителя. В то время как сегмент 136 индуктивного соединителя может быть установлен внутри или снаружи вдоль отклонителя 94, в одном или более вариантах реализации изобретения сегмент 136 индуктивного соединителя развертывается внутри вдоль отверстия 128. В одном или более предпочтительных вариантах реализации изобретения сегмент 136 индуктивного соединителя установлен выше по потоку от уплотнений 134 между уплотнениями 134 и верхним концом 114 с одним или большим количеством кабелей 100, проходящих вниз от отклонителя 94 до снаряда 66а для нижнего заканчивания скважины, и проложенных рядом с уплотнениями 134, например через более толстую часть отклонителя 94. Аналогичным образом, в одном или более предпочтительных вариантах реализации изобретения сегмент 136 индуктивного соединителя устанавливают ниже по потоку от уплотнений 134 между уплотнениями 134 и нижним концом 116, так что кабель 100, проходящий вниз от отклонителя 94 к снаряду 66а для нижнего заканчивания скважины, не мешает уплотнению 134. В этом отношении сегмент 136 индуктивного соединителя предпочтительно расположен ниже посадочного места 126.
[00063] В соответствии с фиг. 3 и 4, соединительный узел 92 может состоять из канала 96, имеющего деформируемую часть с наружной поверхностью 140, как описано ниже. В некоторых вариантах реализации изобретения канал 96 имеет в основном трубчатую или цилиндрическую форму, так что канал 96 имеет в основном круглое поперечное сечение и определяет наружный диаметр. В некоторых вариантах реализации изобретения канал 96 может иметь D-образное поперечное сечение, тогда как в других вариантах реализации изобретения канал 96 может иметь другие формы поперечного сечения. Канал 96 содержит верхнюю секцию 142, нижнюю секцию 144 и соединение 146 канала. В одном или более вариантах реализации изобретения соединение 146 канала является деформируемой частью, в то время как в других вариантах реализации изобретения соединение канала является жестким, и одно или оба ответвления канала являются деформируемыми. Верхняя секция 142 состоит из проксимального конца 147, противоположного соединению 146 канала с первым верхним отверстием 145, определенным в верхней секции 142. Таким образом, верхняя секция 142 проходит от соединения 146 в направлении от нижней секции 144 для достижения требуемой длины до проксимального конца 147. Кроме того, верхняя секция 142 может дополнительно содержать приемное гнездо 149 полированного штока (PBR - англ.: polished bore receptacle), проиллюстрированное на фиг. 4, либо выполненное как одно целое, либо прикрепленное к проксимальному концу 147. Соединительный узел 92 может содержать подвесное устройство 184 для потайной обсадной колонны в комбинации с каналом 96 для поддержки канала в стволе 12 скважины.
[00064] В одном или более вариантах реализации изобретения канал 96 представляет собой единое устройство. В этом отношении канал 96 может быть образован как одно целое, так как верхняя секция 142, нижняя секция 144 и соединение 146 канала состоят из единого элемента или конструкции. В качестве альтернативного варианта, канал 96 и каждая из верхней секции 142, нижней секции 144 и соединения 146 канала может быть образована путем взаимного соединения или соединения двух или более частей или участков, которые собираются в единую конструкцию перед развертыванием в стволе 12 скважины.
[00065] Нижняя секция 144 состоит из (i) первичного ответвления 148, имеющего стенку 148’, причем первичное ответвление 148 проходит от соединения 146 канала, и (ii) вторичного или бокового ответвления 150, имеющего стенку 150’, причем боковое ответвление 150 проходит от соединения 146 канала. Первичное ответвление 148 выполнено с возможностью зацепления с посадочным местом 126 (см. фиг. 2) отклонителя 94, тогда как боковое ответвление 150 выполнено с возможностью ввода в боковой ствол 12b скважины. Соединение 146 канала расположено между верхней секцией 142 и нижней секцией 144 канала 96, содержащего соединительный узел 92, посредством чего канал 96 и, в частности, нижняя секция 144, отделена или разделена на первичное и боковое ответвления 148, 150.
[00066] Первичное ответвление 148 имеет дистальный конец 152, противоположный соединению 146 канала, с первым нижним отверстием 151, определенным на дистальном конце 152. Таким образом, первичное ответвление 148 проходит от соединения 146 канала в направлении от верхней секции 142 канала 96, для требуемой длины до дистального конца 152 первичного ответвления 148. В предпочтительном варианте первичное ответвление 148 является трубчатым или полым, так что жидкость может проходить между первым верхним отверстием 145 верхней секции 142 мимо соединения 146 канала к первому нижнему отверстию 151 дистального конца 152. Таким образом, жидкость может проходить через основной ствол 12а скважины, проходя через канал 96 соединительного узла 92 и отклоняющее отверстие 128 отклонителя 94.
[00067] Вторичное или боковое ответвление 150 также имеет дистальный конец 154, противоположный соединению 146 со вторым нижним отверстием 153, определенным на дистальном конце 154. Таким образом, боковое ответвление 150 проходит от соединения 146 канала в направлении от верхней секции 142 канала 96, для требуемой длины до дистального конца 154 бокового ответвления 150. Боковое ответвление 150 является трубчатым или полым для пропускания жидкости между первым верхним отверстием 145 верхней секции 142 мимо соединения 146 канала ко второму нижнему отверстию 153 дистального конца 154. В проиллюстрированном варианте реализации изобретения боковое ответвление 150 является деформируемым. В других вариантах реализации изобретения оба ответвления 148, 150 могут быть деформируемыми. Используемый в данном документе термин «деформируемый» означает любой податливый, подвижный, гибкий или способный деформироваться канал, которым можно легко манипулировать до требуемой формы. Канал может либо сохранять требуемую форму, либо возвращаться к своей первоначальной форме, когда деформирующие силы или условия удаляются из канала. Например, боковое ответвление 150 может быть подвижным или может изгибаться относительно основного ответвления 148 благодаря соединению 142 канала.
[00068] Соединительный узел 92 дополнительно содержит первый, второй и третий сегменты 108а, 108b и 108с индуктивного соединителя. Первый сегмент 108а индуктивного соединителя предпочтительно расположен вдоль верхней секции 142 между проксимальным концом 147 и соединением 146 канала. Второй сегмент 108b индуктивного соединителя может быть расположен вдоль первичного ответвления 148 между соединением 146 канала и дистальным концом 152, тогда как третий необязательный сегмент 108с индуктивного соединителя может быть расположен вдоль бокового ответвления 150 между соединением 146 канала и дистальным концом 154. Третий сегмент индуктивного соединителя может быть необязательным, когда нижнее заканчивание соединяется с соединением 92 до его установки в стволе скважины. В случае второго и третьего сегментов 108b и 108c индуктивного соединителя (когда применяются) сегменты предпочтительно расположены рядом с дистальным концом 152, 154, соответственно, первичного ответвления 148 и бокового ответвления 150. Аналогичным образом, в случае сегментов 108а, 108b и 108с индуктивного соединителя они могут быть расположены либо вдоль внутренней, либо наружной части соединительного узла 92. На фиг. 3 и 4 сегменты 108a, 108b и 108c индуктивного соединителя проиллюстрированы как расположенные вдоль наружной части соединительного узла 92. Как проиллюстрировано, кабель 100 проходит от сегмента 108а индуктивного соединителя вниз до каждого из сегментов 108b и 108с индуктивного соединителя. Поскольку соединительный узел 92 является единым по своей природе, он позволяет легко соединять сегмент 108а индуктивного соединителя с сегментами 108b и 108с индуктивного соединителя, поскольку соединения не должны соединять отдельно установленные компоненты, как это обычно происходит на предшествующем уровне техники с многокомпонентными соединительными узлами, собранными в забое скважины.
[00069] В любом случае первичное ответвление 148 может иметь любую длину, позволяющую первичному ответвлению 148 войти в зацепление с посадочным местом 126 отклонителя 94 и сегментом 108b индуктивного соединителя, расположенным в непосредственной близости от сегмента 136 индуктивного соединителя отклонителя 94 и в основном выровненным с ним. В этом отношении сегменты 136 и 108b индуктивного соединителя могут быть на одной и той же стороне барьера давления и, таким образом, примыкать друг к другу или разделяться барьером давления и, таким образом, просто быть выровненными друг с другом. В любом случае боковое ответвление 150 может иметь любую длину, позволяющую отклонить боковое ответвление 150 в боковой ствол 12b скважины. Кроме того, первичное и боковое ответвления 148, 150 могут иметь любую длину по отношению друг к другу. Однако в предпочтительном варианте реализации изобретения боковое ответвление 150 длиннее, чем первичное ответвление148, так что дистальный конец 154 бокового ответвления 150 проходит за дистальный конец 152 первичного ответвления 148, когда соединение 146 канала, по существу, не деформировано. В отношении выравнивания сегментов соединителя следует понимать, что два сегмента могут требовать осевого выравнивания, выравнивания по окружности или и того и другого. Сегменты соединителя МПЭ могут представлять собой серию установленных друг на друга, удлиненных и/или многовыводных сегментов соединителя, а также содержать компоненты и/или способы, обеспечивающие максимальную передачу энергии от одного сегмента соединителя к спаренному сегменту соединителя. Контроллер может быть использован для «выявления» требуемой части сегментов соединителя, которая наиболее точно совпадает со спаренным сегментом соединителя.
[00070] В одном или более предпочтительных вариантах реализации изобретения, когда боковое ответвление 150 находится, по существу, в недеформированном положении, как проиллюстрировано на фиг. 3, первичное ответвление 148 и боковое ответвление 150, по существу, параллельны друг другу. Однако первичное и боковое ответвления 148, 150 не обязательно должны быть, по существу, параллельными друг другу, и продольные оси первичного и бокового ответвлений 148, 150 не обязательно должны быть, по существу, параллельными продольной оси канала 96, пока канал 96 может быть введен и спущен в основной ствол 12а скважины, когда боковое ответвление 150 находится, по существу, в недеформированном положении.
[00071] Когда соединительный узел 92 соединен с колонной 30 труб и спущен в основной ствол 12а скважины, боковое ответвление 150 выполнено с возможностью отклонения в боковой ствол 12b скважины с помощью отклонителя 94, так что деформируемое соединение 146 канала становится деформированным, а затем первичное ответвление 148 входит в зацепление с посадочным местом 126 отклонителя 94, как проиллюстрировано на фиг. 4. Деформируемое соединение 146 канала разделяет первичное ответвление 148 и боковое ответвление 150 и позволяет размещать соединительный узел 92 в основном и боковом стволах 12а, 12b скважины. Как указано, первичное ответвление 148 выполнено с возможностью зацепления с посадочным местом 126 отклонителя 94. Таким образом, форма и конфигурация первичного ответвления 148 избираются или выбираются так, чтобы быть совместимыми с посадочным местом 126, являющимся верхней секцией 130 отверстия 128 отклонителя в предпочтительном варианте реализации изобретения.
[00072] Кроме того, посадочное место 126 входит в зацепление с первичным ответвлением 148, так что обеспечивается перемещение жидкости в основном стволе 12а скважины через отклонитель 94 и канал 96. Предпочтительно первичное ответвление 148 входит в зацепление с посадочным местом 126, чтобы обеспечить герметичное соединение между отклонителем 94 и основным стволом 12а скважины. Любой обычный уплотнительный узел 134 может использоваться для обеспечения этого герметичного соединения. Например, уплотнительный узел 134 может состоять из одного из или комбинации уплотнений или фрикционной посадки между смежными поверхностями. В предпочтительном варианте реализации изобретения уплотнительный узел 134 расположен между первичным ответвлением 148 и верхней секцией 130 отверстия 128 отклонителя, когда первичное ответвление 148 установлено или входит в зацепление с посадочным местом 126. Уплотнительный узел 134 может быть связан либо с первичным ответвлением 148, либо с верхней секцией 130 отверстия 128 отклонителя. Однако предпочтительно, уплотнительный узел 134 связан с верхней секцией 130 отверстия 128 отклонителя.
[00073] Первичное ответвление 148 может содержать направляющую 158 для направления первичного ответвления 148 в зацепление с посадочным местом 126. Направляющая 158 может быть расположена в любом месте по длине первичного ответвления 148, что позволяет направляющей 158 выполнять свою функцию. Однако предпочтительно, направляющая 158 расположена на месте, рядом или в непосредственной близости от дистального конца 152 первичного ответвления 148. Направляющая 158 может иметь любую форму или конфигурацию, способную направлять первичное ответвление 148. Однако предпочтительно, направляющая 158 имеет закругленный конец 160 для облегчения передачи вниз по стволу 12 скважины, как проиллюстрировано на фиг. 2 и 4.
[00074] Боковое ответвление 150 может содержать расширяющуюся секцию 162, расположенную на месте дистального конца 154 бокового ответвления 150, рядом с ним или в непосредственной близости от него. Расширяющаяся секция 162 содержит поперечное расширение бокового ответвления 150 для увеличения его площади поперечного сечения. Как указано выше, длина бокового ответвления 150 больше, чем длина первичного ответвления 148 в предпочтительном варианте реализации изобретения. Предпочтительно, боковое ответвление 150 начинает свое поперечное расширение, чтобы образовать расширяющуюся секцию 162 на некотором расстоянии от соединения 146 канала, приблизительно равном или большем, чем расстояние от дистального конца 152 первичного ответвления 148 до соединения 146 канала. Таким образом, когда соединение 146 канала не деформировано, расширяющаяся секция 162 расположена за дистальным концом 152 первичного ответвления 148 или дистально от него, как проиллюстрировано на фиг. 3.
[00075] Потайная обсадная колонна 164 для обсаживания бокового ствола 12b скважины может проходить от бокового ответвления 150 канала 96. Потайная обсадная колонна 164 может представлять собой любую обычную потайную обсадную колонну, включая перфорированную потайную обсадную колонну, щелевую потайную обсадную колонну или предварительно заполненную гравием в промежутках потайную обсадную колонну. В одном или более вариантах реализации изобретения потайная обсадная колонна 164 может образовывать часть снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12b скважины, в то время как в других вариантах реализации изобретения потайная обсадная колонна 164 может быть отдельной и в основном гидравлически соединенной с каналом 96. В любом случае потайная обсадная колонна 164 содержит проксимальный конец 166 и дистальный конец 168, при этом проксимальный конец 166 прикреплен к дистальному концу 154 бокового ответвления 150. Дистальный конец 168 проходит в боковой ствол 12b скважины, так что полностью или частично боковой ствол 12b скважины обсажен обсадной колонной 164. Таким образом, соединительный узел 92 может функционировать для подвешивания потайной обсадной колонны 164 в боковом стволе 12b скважины. В качестве альтернативного варианта, как описано ниже, рабочая часть 172 инструмента (см. фиг. 5) может быть прикреплена к дистальному концу 154 бокового ответвления 150 и использована для транспортировки потайной обсадной колонны 164 и/или других компонентов снаряда 66 для нижнего заканчивания скважины (см. фиг. 5) в боковой ствол 12b скважины.
[00076] Верхняя секция 142 пропускает жидкость через себя от деформируемого соединения 146 канала к проксимальному концу 147. В предпочтительном варианте реализации изобретения верхняя секция 142 позволяет перемешивать или смешивать любые жидкости, проходящие от первичного и бокового (или вторичного) ответвлений 148, 150 в верхнюю секцию 142. Однако, в качестве альтернативного варианта, верхняя секция 142 может продолжать отделять жидкости от первичного и бокового ответвлений 148, 150 через верхнюю секцию 142. Таким образом, жидкости не могут перемешиваться или смешиваться. в верхней секции 142.
[00077] Соединительный узел 92 также может содержать один или более уплотнительных узлов 170, связанных с ним. Уплотнительные узлы 170 могут транспортироваться каналом 96 или могут транспортироваться смежным оборудованием, таким как подвесное устройство потайной обсадной колонны (см. подвесное устройство 184b потайной обсадной колонны на фиг. 5), поддерживающее соединительный узел 92. Как проиллюстрировано, уплотнительный узел 170а связан с верхней секцией 142 канала 96 или может образовывать или содержать ее часть, так что уплотнительный узел 170а обеспечивает уплотнение между каналом 96 и обсадной колонной 54 в основном стволе 12а скважины. Уплотнительный узел 170а может быть установлен на канале 96, как проиллюстрировано на фиг. 3 и 4, или на некотором другом смежном оборудовании, как проиллюстрировано на фиг. 5, но в основном предусмотрен для уплотнения верхней секции 142 соединительного узла 92. Предпочтительно, уплотнительный узел 170а расположен между наружной поверхностью 140 верхней секции 142 канала 96 (другим подвесным устройством 84 потайной обсадной колонны, в зависимости от обстоятельств) и внутренней поверхностью 122 обсадной колонны 54. Таким образом, уплотнительный узел 170а препятствует прохождению жидкостей между каналом 96 и обсадной колонной 54.
[00078] Проиллюстрировано, что уплотнительный узел 170b расположен вдоль первичного ответвления 64, предпочтительно рядом с дистальным концом 152, и проиллюстрировано, что уплотнительный узел 170с расположен вдоль бокового ответвления 150, предпочтительно рядом с дистальным концом 154. Уплотнительный узел 170 может состоять из любого обычного уплотнения или уплотняющей конструкции. Например, уплотнительный узел 170 может состоять из одного из или комбинации уплотнений, пакеров, клиновых захватов, потайных обсадных колонн или цементирования.
[00079] В одном или более вариантах реализации изобретения, в которых сегменты индуктивного соединителя, соединенные друг с другом кабелем, расположены так, что последовательные сегменты индуктивного соединителя находятся на одном и том же трубчатом элементе, такие как сегменты 108a, 108b, 108c индуктивного соединителя, проиллюстрированные на канале 96, и находятся в пределах одного и того же барьера давления, и может быть желательно расположить сегменты индуктивного соединителя между комплектами уплотнительных элементов, таких как уплотнительные узлы 170a и 170b. Это предотвращает необходимость того, чтобы кабель, такой как кабель 100, выходил за пределы или проходил через барьер давления. Используемый в данном документе барьер давления может относиться к стенке между внутренней частью и наружной частью трубчатого элемента, такого как колонна или обсадная труба, или может относиться к зоне, определенной последовательными комплектами уплотнительных узлов вдоль трубчатого элемента.
[00080] В одном или более вариантах реализации изобретения, в которых взаимодействующие сегменты индуктивного соединителя, то есть сегменты индуктивного соединителя, расположенные для беспроводной передачи энергии и/или сигналов между ними, расположены рядом друг с другом в пределах одного барьера давления (в отличие от простого выравнивания на противоположных сторонах стенки канала), может потребоваться, чтобы кабель 100, проходящий к одному из сегментов индуктивного соединителя, проходил через барьер давления, такой как уплотнительный узел, для электрического соединения через кабель 100 соответствующих электрических компонентов. Например, на фиг. 4 первичное ответвление 148 соединительного узла 92 введено в отверстие 128 отклонителя 94. Как проиллюстрировано, сегмент 136 индуктивного соединителя, транспортируемый отклонителем 94, является смежным сегменту 108b индуктивного соединителя, транспортируемому соединительным узлом 92. Поскольку сегменты 136, 108b индуктивного соединителя находятся в пределах одного и того же барьера давления, кабель 100, проходящий от одного из сегментов 136, 108b индуктивного соединителя, должен проходить через или вокруг уплотнительного узла, как проиллюстрировано, когда кабель 100, проходящий от сегмента 136 индуктивного соединителя к скважинному функциональному устройству 102, проходит через уплотнительный узел 170b отклонителя 94. В другом варианте реализации изобретения кабель 100 может проходить от внутренней поверхности 118 к наружной поверхности 112 отклонителя 94 и затем проходить вглубь скважины вдоль наружной поверхности 112 отклонителя 94.
[00081] В качестве альтернативного варианта, следует понимать, что сегмент 136 индуктивного соединителя может быть расположен на наружной поверхности 112 отклонителя 94 и просто выровнен с сегментом 108b индуктивного соединителя, расположенным на соединительном узле 92 во внутренней части отклонителя 94. В этом случае не обязательно нужно преодолевать барьер давления, и кабель 100 может проходить вглубь скважины к функциональному устройству 102.
[00082] Как лучше всего проиллюстрировано на фиг. 5, в одном или более вариантах реализации изобретения соединительный узел 92 может содержать рабочую часть 172 инструмента, прикрепленную к дистальному концу 154 бокового ответвления 150. В таком случае сегмент 108с индуктивного соединителя бокового ответвления 150 может транспортироваться на рабочей части 172 инструмента. В более общем смысле на фиг. 5 проиллюстрировано, что снаряд 66а для нижнего заканчивания скважины развернут в нижней части основного ствола 12а скважины, и проиллюстрировано, что снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины развернут в боковом стволе 12b скважины. Хотя снаряды 66 для нижнего заканчивания скважины, как описано в данном документе, не ограничены конкретной конфигурацией, для целей иллюстрации снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины проиллюстрирован как имеющий один или более узлов 72 противопесочных фильтров и один или более пакеров 70, проходящих от потайной обсадной колонны или подвесного устройства 184а, с отверстием 186, проходящим через него. Снаряд для нижнего заканчивания скважины может также содержать на своем проксимальном конце 188 приемное гнездо полированного штока, такое как PBR 149, проиллюстрированное на фиг. 4.
[00083] Кроме того, каждый снаряд 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины может содержать сегмент индуктивного соединителя, связанный с соответствующим снарядом 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины. В частности, по меньшей мере снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины содержит МПЭ 110 со связанными с ним сегментами индуктивного соединителя. В частности, МПЭ 110 развернут вдоль снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины рядом с проксимальным концом 188 для выравнивания с сегментом 108с индуктивного соединителя, как описано ниже.
[00084] На фиг. 5 проиллюстрирован отклонитель 94, который транспортируется в основной ствол 12а скважины с помощью соединительного узла 92 и соединяется с защелочным механизмом 93. Отклонитель 94 функционально связан с колонной 30 труб через соединительный узел 92 и рабочую часть 172 инструмента для облегчения установки отклонителя 94. После установки в скважине 12 соединительный узел 92 может быть выполнен с возможностью обеспечения доступа к нижним участкам 12а основного ствола 12 скважины через первичное ответвление 148 и к боковому стволу 12b скважины через боковое ответвление 150. Рабочая часть 172 инструмента может содержать элемент 176 рабочей части инструмента, который соединен с боковым ответвлением 150 и проходит от него, кожух 178 расположен на дистальном конце элемента 176 рабочей части инструмента и один или более уплотнительных узлов 170c (см. также фиг. 3) расположены внутри кожуха 178. Аналогичным образом, кожух 178 может быть расположен вокруг третьего сегмента 108с индуктивного соединителя (см. также фиг. 3), установленного рядом с уплотнениями 170с. В некоторых вариантах реализации изобретения кожух 178 может быть соединен с отклонителем 94 одним или более срезными штифтами 180 или аналогичным механическим крепежом. В других вариантах реализации изобретения кожух 178 может быть соединен с отклонителем 94 с помощью других типов механических или гидравлических соединительных механизмов.
[00085] Как описано выше, соединительный узел 92 содержит сегменты 108а, 108b и 108с индуктивного соединителя, которые могут быть либо внутри, либо снаружи вдоль канала 96. Кроме того, соединительный узел 92 может содержать PBR 149 на своем проксимальном конце 147, при этом верхний сегмент 108а индуктивного соединителя (не проиллюстрирован на фиг. 5), находящийся на проксимальном конце соединительного узла 92, расположен вдоль PBR 149 соединительного узла 92.
[00086] Отклонитель 94 транспортируется в ствол 12 скважины до тех пор, пока он не войдет в зацепление с защелочным механизмом 93. Как только отклонитель 94 будет надлежащим образом соединен с защелочным механизмом 93, колонна 30 труб может быть отсоединена от отклонителя 94 в месте рабочей части 172 инструмента и, в частности, на кожухе 178. Это может быть достигнуто путем приложения осевой нагрузки на рабочую часть 172 инструмента через колонну 30 труб и срез срезного(ых) штифта(ов) 180, который(е) соединяет(ют) рабочую часть 172 инструмента с отклонителем 94. Сразу после среза срезного(ых) штифта(ов) 180 рабочая часть 172 инструмента может свободно перемещаться относительно отклонителя 94, которым управляет осевое перемещение колонны 30 труб. Более конкретно, когда отклонитель 94 соединен с защелочным механизмом 93, а рабочая часть 172 инструмента отсоединена от отклонителя 94, колонна 30 труб может быть продвинута вглубь скважины в основном стволе 12 скважины, чтобы расположить боковое ответвление 150 и рабочую часть 172 инструмента в боковом стволе 12b скважины. Диаметр отверстия 128 отклонителя может быть меньше диаметра кожуха 178, в результате чего рабочая часть 172 инструмента может не попасть в отверстие 128 отклонителя, но вместо этого кожух 178 вынужден перемещаться вдоль отклоняющей поверхности 124 отклонителя 94 в боковой ствол 12b скважины.
[00087] В одном или более вариантах реализации изобретения любое подвесное устройство 184, развернутое внутри ствола 12 скважины, может также содержать сегмент 156a индуктивного соединителя, который может соединяться с сегментом 156b индуктивного соединителя соединительного узла 92. На фиг. 5 подвесное устройство 184b проиллюстрировано как поддерживающая эксплуатационную обсадную колонну 54. Следует также понимать, что отклонитель 94 не требуется транспортировать в основной ствол 12а скважины с помощью соединительного узла 92. Отклонитель 94 может быть установлен с защелочным механизмом 93 перед транспортировкой узла 92.
[00088] В соответствии с фиг. 6, рабочая часть 172 инструмента и боковое ответвление 150 соединительного узла 92 изображены как расположенные в боковом стволе 12b скважины и находящиеся в зацеплении со снарядом 66b для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12b скважины. Во время развертывания кожух 178 рабочей части 172 инструмента входит в зацепление со снарядом 66b для нижнего заканчивания скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения диаметр кожуха 178 может быть больше диаметра отверстия 186, и, в результате, кожух 178 может не войти в снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины. Затем при зацеплении снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины нагрузка может быть приложена к рабочей части 172 инструмента через колонну 30 труб, что может привести к отсоединению кожуха 178 от дистального конца элемента 176 рабочей части инструмента. В некоторых вариантах реализации изобретения, например, один или более срезных штифтов или других срезаемых устройств (не проиллюстрированы) могут использоваться для соединения кожуха 178 с дистальным концом элемента 176 рабочей части инструмента, и приложенная осевая нагрузка может превышать предел среза срезных штифтов, тем самым освобождая кожух 178 из элемента 176 рабочей части инструмента. Следует понимать, что, хотя кожух 178 описан в данном документе как механизм защиты уплотнительных узлов 170 и сегмента 108с индуктивного соединителя во время развертывания, данное изобретение не ограничивается конфигурациями с кожухом 178 и, таким образом, в других вариантах реализации изобретения кожух 178 может быть удален.
[00089] Когда кожух 178 освобожден из элемента 176 рабочей части инструмента, колонна 30 труб может продвигаться дальше, так что кожух 178 скользит вдоль наружной поверхности элемента 176 рабочей части инструмента, в то время как элемент 176 рабочей части инструмента продвигается в снаряд 66b для нижнего заканчивания скважины, когда уплотнения 170 рабочей части инструмента герметично входят в зацепление с внутренней стенкой отверстия 186, и сегмент 108с индуктивного соединителя, транспортируемый на рабочей части 176 инструмента, в основном выровнен с сегментом 110 индуктивного соединителя, транспортируемым на снаряде 66b для нижнего заканчивания скважины. Когда уплотнения 170 рабочей части инструмента уплотнены внутри отверстия 186, гидравлическое сообщение может быть обеспечено через боковой ствол 12b скважины, в том числе через различные компоненты снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины.
[00090] Примечательно, что продвижение колонны 30 труб вглубь скважины в основном стволе 12 скважины также продвигает первичное ответвление 148 до тех пор, пока оно не будет локализовано и принято в отверстии 128 отклонителя. Уплотнительный узел 134 в отверстии 128 отклонителя герметично входит в зацепление с наружной поверхностью первичного ответвления 148, и сегмент 108b индуктивного соединителя, транспортируемый на первичном ответвлении 64 соединительного узла 92, расположен рядом с сегментом 136 индуктивного соединителя отклонителя 94.
[00091] При развертывании, как описано в данном документе, единый соединительный узел 92 позволяет передавать сигналы мощности и/или данных в местоположения как в основном стволе 12а скважины ниже пересечения 64, так и в боковом стволе 12b скважины. Такое расположение является особенно желательным, поскольку оно устраняет необходимость преодолевать множество отдельных компонентов ствола скважины, обычно установленных на пересечении 64 между стволами 12а, 12b скважины. Указанное расположение также позволяет отслеживать и управлять потоком отдельных сегментов в каждой боковой части 17a, 17b, 17c, 18a, 18b и 18c.
[00092] В соответствии с фиг. 7 показан вертикальный вид в частичном поперечном разрезе системы 10 заканчивания многоствольной скважины с двумя боковыми стволами 12b, 12с скважины и двумя пересечениями 64, 74. Следует понимать, что любое количество пересечений боковых стволов скважины может быть приспособлено к системе 10 заканчивания ствола скважины. Оборудование 66a, 66b нижнего заканчивания и нижний соединительный узел 92a могут быть установлены на пересечении 64, как описано выше. После того, как соединительный узел 92а установлен, промежуточный снаряд для заканчивания скважины (или колонна насосно-компрессорных труб) 78 может быть установлен так, чтобы его дистальный конец был соединен с PBR 149 соединительного узла 92а, при этом отклонитель 94b и механизм 93b определения местоположения расположены на его проксимальном конце.
[00093] Отклонитель 94b может быть расположен вдоль обсадной колонны 54 рядом с пересечением 74 между основным стволом 12а скважины и боковым стволом 12с скважины. В частности, отклонитель 94b расположен рядом с пересечением 74 или в непосредственной близости от него, так что, когда оборудование вводится через основной ствол 12а скважины, оборудование может отклоняться в боковой ствол 12с скважины на пересечении 74 в результате контакта с отклонителем 94b. Отклонитель 94 можно закрепить, установить или поддерживать на месте в основном стволе 12а скважины с помощью любого подходящего обычного оборудования, устройства или метода, например, механизма 93b определения местоположения. Снаряд 66c для нижнего заканчивания скважины и соединительный узел 92b могут быть установлены для обеспечения гидравлического сообщения между верхней частью ствола 12 скважины и основным стволом 12а скважины и боковыми стволами 12b, 12с скважины. Этот процесс может продолжаться при установке соединительных узлов в дополнительных пересечениях в стволе 12 скважины, когда система 10 заканчивания многоствольной скважины собрана, и флюиды добываются и/или вводятся в ствол 12 скважины.
[00094] На каждой из фиг. 7 и 8 показаны интервалы 17 а-с, 18 а-с, 19 а-с соответствующих стволов 12а, 12b, 12с скважины. Соединительные узлы 92 на фиг. 7 и 8, а также соединение 200 управления притоком многоствольной скважины (УПМС) на фиг. 8 обеспечивают связь с оборудованием для заканчивания скважины в снарядах 66a, 66b, 66c (или колоннах насосно-компрессорных труб) для нижнего заканчивания скважины через МПЭ 91, 156, 108, 110, как в целом описано выше (а также МПЭ 212, 214, описанные ниже). Связь со снарядами 66a, 66b, 66c для нижнего заканчивания скважины может индивидуально управлять потоком флюида между колонной насосно-компрессорных труб и геологическим пластом в каждом из этих интервалов. Указанная связь также может передавать данные датчика из каждого интервала 17 a-c, 18 a-c, 19 a-c на поверхность (или в другое местоположение) для отслеживания таких вещей, как интервальные давления, состав флюида, расходы потока флюида, техническое состояние оборудования, попадание воды и т. п.
[00095] Используемый в данном документе термин «интервалы» относится к интервалам пласта. Интервалы пласта можно считать слоями внутри данного пласта. Кроме того, интервалы пласта могут быть определены по изменениям характеристик пласта, таким как изменение проницаемости и/или абсолютной высоты, и/или изменение того, что может содержать конкретный интервал пласта (например, нефть, вода, газ и т. д.).
[00096] В соответствии с фиг. 8 показан вертикальный вид в частичном поперечном разрезе представленной в качестве примера системы 10 заканчивания многоствольной скважины в соответствии с фиг. 7 с двумя боковыми стволами 12b, 12с скважины и двумя пересечениями 64, 74. Соединительный узел 92 устанавливается на пересечении 64 аналогично тому, как описано выше. Единый соединительный узел 200 управления притоком многоствольной скважины (УПМС) установлен на пересечении 74, что не только обеспечивает связь со снарядом 66c для нижнего заканчивания скважины, но также обеспечивает возможность колонне насосно-компрессорных труб проходить через соединительный узел УПМС и связываться (или иным образом соединяться) с верхним оборудованием 86 для заканчивания скважины (то есть колонной 78 насосно-компрессорных труб), тем самым обеспечивая связь со снарядами 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины. Колонна 30 насосно-компрессорных труб может проходить через единый соединительный узел 200 УПМС и попадать в PBR над пакером 88. МПЭ 91 может устанавливать связь между колонной 30 насосно-компрессорных труб и снарядом 86 для верхнего заканчивания скважины, а также снарядами 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины. Следует понимать, что это является всего лишь представленной в качестве примера конфигурацией единого соединительного узла 200 УПМС, которая может использоваться для обеспечения возможности прохождения колонны 30 насосно-компрессорных труб через единый соединительный узел УПМС для доступа к нижним колоннам 78, 76 насосно-компрессорных труб и снарядам 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины.
[00097] В соответствии с фиг. 9 показан частичный вид в поперечном разрезе единого соединительного узла 200 управления притоком многоствольной скважины (УПМС), установленного на пересечении 74 бокового ствола 12с скважины и основного ствола 12а скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения канал 206 представляет собой единое устройство. В этом отношении канал 206 может быть образован как одно целое, так как верхняя секция 142, нижняя секция 144 и соединение 146 канала состоят из единого элемента или конструкции. В качестве альтернативного варианта, канал 206 и каждая из верхней секции 142, нижней секции 144 и соединения 146 канала может быть образована путем взаимного соединения или соединения двух или более частей или участков, которые собираются в единую конструкцию перед развертыванием в стволе 12 скважины.
[00098] Варианты осуществления единого соединительного узла 200 УПМС, содержащего деформируемый канал 206, проиллюстрированы и обычно содержат (а) верхнюю секцию 142 для соединения с колонной 30 насосно-компрессорных труб и верхним отверстием 190; (b) нижнюю секцию 144, содержащую первичный проход 232, начинающийся в верхнем отверстии 190 и заканчивающийся в нижнем отверстии 192 для гидравлической связи, и вторичный проход 234, заканчивающийся в другом нижнем отверстии 194 для гидравлической связи со вторичным стволом 12с скважины; и (c) деформируемую часть. Один или большее количество проходов 232, 234 могут быть образованы вдоль ответвления, посредством чего канал 206 разделяется на первичное ответвление 148 и боковое ответвление 150, тем самым образуя единый соединительный узел 200 УПМС, единый характер которого позволяет установку единого соединительного узла 200 УПМС в качестве единого блока, который может быть более легко использован для передачи сигналов мощности и/или связи в оба снаряда 66а, 66с для нижнего заканчивания скважины в соответствующих стволах 12а, 12с скважины. Деформируемая часть может представлять собой ответвление 148, 150 или соединитель 146 канала, расположенный между верхней секцией 142 и нижней секцией 144 канала 206, и/или их комбинацию.
[00099] Потайная обсадная колонна 250 может быть установлена ниже пересечения 74 в основном стволе 12а скважины с подвесным устройством 218а для потайной обсадной колонны и пакером 216а. Если требуется, потайная обсадная колонна 250 может проходить вдоль ствола 12а скважины. Отклонитель 252 может быть установлен вблизи пересечения 74 и проходит в верхний конец потайной обсадной колонны 250 с уплотнениями 240а, обеспечивающими уплотняющее сцепление между потайной обсадной колонной 250 и отклонителем 252. Подвесное устройство 218b для потайной обсадной колонны может использоваться для закрепления отклонителя 252 в положении, близком к пересечению 74. Тем не менее, в обсадной колонне может быть установлено защелочное соединение или могут быть использованы другие фиксирующие/ориентирующие устройства. Верхний конец отклонителя 252 может содержать наклонную поверхность 254, используемую для отклонения оборудования в боковой ствол 12с скважины. Следует понимать, что в стволе 12а скважины между пересечениями 74 и 64 может быть установлено несколько потайных обсадных колонн. Следует также понимать, что не требуется устанавливать потайные обсадные колонны между пересечениями 74 и 64. Например, отклонитель 252 может быть установлен с пакером на его нижнем конце для герметизации кольцевого пространства 58 без установки потайной обсадной колонны 250.
[000100] С установленным отклонителем 252 соединительный узел 200 УПМС может быть установлен на пересечении 74. Соединительный узел 200 УПМС может содержать единый деформируемый канал 206 с первичным ответвлением 148 и боковым ответвлением 150. Подобно соединительному узлу 92, описанному выше, боковое ответвление 150 может отклоняться в боковой ствол 12с скважины, что может вызвать деформацию бокового ответвления 150 и отделение от первичного ответвления 148. Боковое ответвление может содержать снаряд 66c для нижнего заканчивания скважины, который может быть расположен в стволе 12с скважины, когда соединительный узел 200 УПМС устанавливается на пересечении 74. Однако снаряд 66c для нижнего заканчивания скважины также может быть установлен в стволе 12с скважины до установки соединительного узла 200 УПМС, при этом соединительный узел 200 УПМС несет рабочую часть 172 инструмента (см. фиг. 13) на нижнем конце бокового ответвления 150, где рабочая часть инструмента может зацепить снаряд 66c для нижнего заканчивания скважины для соединения снаряда 66c для нижнего заканчивания скважины с соединительным узлом 200 УПМС. Первичное ответвление 148 может зацепляться с PBR в отклонителе 252 и обеспечивать уплотняющее зацепление посредством уплотнений 240b. Верхняя часть соединительного узла 200 УПМС может содержать верхний конец 244 (также называемый концом 147) и верхний МПЭ 214. Соединительный узел 200 УПМС может быть закреплен в стволе 12а скважины с помощью подвесного устройства 218c для потайной обсадной колонны и пакера 216b, а также с помощью любых других подходящих средств для закрепления колонн насосно-компрессорных труб в стволе скважины, таких как обжатие, цементирование и т. д.
[000101] Как видно на фиг. 9, колонна 30 насосно-компрессорных труб установлена в стволе 12а скважины и проходит через первичное ответвление 148 соединительного узла 200 УПМС. Пакеры 210 a-c могут использоваться для закрепления колонны 30 насосно-компрессорных труб в соединительном узле 200 УПМС и потайной обсадной колонне 250, а также для уплотнения кольцевого пространства, образованного между соединительным узлом 200 УПМС и потайной обсадной колонной 250. Можно использовать большее или меньшее количество уплотнений (например, пакеров 210), если одно уплотнение (например, пакер 210а) расположено ниже окна 202, а одно уплотнение (например, пакер 210b) расположено над окном 202, так что поток 230 флюида между основным стволом 12а скважины и боковым стволом 12с скважины может быть управляемым. Поток 230 флюида может представлять собой флюиды, полученные из нескольких интервалов ствола скважины (например, интервалы 19 а-с ствола 12с скважины), которые могут смешиваться для образования потока 230 флюида. Однако не требуется, чтобы флюиды из нескольких интервалов смешивались для образования потока 230 флюида. Система 10 заканчивания многоствольной скважины может управлять и отслеживать различные интервалы, так что флюид из одного интервала может образовывать поток 230 флюида. Потоком 230 флюида между колонной 30 насосно-компрессорных труб и боковым стволом 12с скважины можно дополнительно управлять с помощью устройства 90 управления потоком, которое может избирательно разрешать, предотвращать и частично предотвращать выход потока 230 флюида из колонны 30 насосно-компрессорных труб или вход в нее.
[000102] МПЭ 220, 214 могут обеспечивать связь между колонной 30 насосно-компрессорных труб и соединительным узлом 200 УПМС, тогда как соединительный узел 200 также обеспечивает связь с оборудованием в снаряде 66c для нижнего заканчивания скважины посредством МПЭ 212, 110 (см. фиг. 10-12). Индуктивные соединители могут использоваться для облегчения связи между колонной 30 насосно-компрессорных труб и соединительным узлом 200 УПМС, такие как, например, гидравлические, оптические и электромагнитные соединители. МПЭ 220 может быть соединен в колонне 30 насосно-компрессорных труб. Когда колонна 30 насосно-компрессорных труб установлена в стволе 12А скважины и проходит через соединительный узел 200 УПМС, МПЭ 220 может совмещаться с МПЭ 214, где сегменты индуктивного соединителя в МПЭ 220 (такие как сегменты 225 электромагнитного соединителя и сегменты 226 гидравлического соединителя) совмещаются с сегментами индуктивного соединителя в соединительном узле 200 УПМС (например, сегменты 224 электромагнитного соединителя и сегменты 227 гидравлического соединителя соответственно). Когда эти сегменты соединителя достаточно выровнены, связь может быть обеспечена через МПЭ 220, 214 посредством индуктивной связи соответствующих сегментов (224, 225, 226, 227). Что касается сегментов 226, 227 гидравлического соединителя, пары соседних уплотнений 222 могут образовывать кольцевое пространство 228 между МПЭ 220 и соединительным узлом 200 УПМС и между соседними сегментами 226 и 227 гидравлического соединителя. Это позволяет сегментам 226 и 227 гидравлического соединителя находиться в гидравлической связи друг с другом, в то же время предотвращая гидравлическую связь с другими кольцевыми пространствами 228. Сегменты 226 гидравлического соединителя могут содержать регулирующие клапаны, которые выборочно включают и отключают гидравлическую связь между МПЭ 220, 214 и контрольными линиями 100 соединительного узла 200 УПМС.
[000103] Что касается сегментов 224, 225 электромагнитного соединителя, когда они в целом выровнены в соединительном узле 200 УПМС, каждая соответствующая пара сегментов 224, 225 электромагнитного соединителя может связываться друг с другом посредством электромагнитных сигналов. Сегменты 225 электромагнитного соединителя могут быть соединены с контрольными линиями 100 для передачи данных телеметрии (например, сигналов управления и данных) в/из оборудования снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины и контрольных линий 104 колонны 30 насосно-компрессорных труб. Эти и другие сегменты индуктивного соединения связи могут обеспечивать связь между контрольными линиями 104 и контрольными линиями 100 для облегчения индивидуальной связи с функциональными устройствами 102 в снаряде 66с для нижнего заканчивания скважины, тем самым индивидуально управляя потоком флюида между колонной 30 насосно-компрессорных труб и интервалами 19 а-с ствола скважины и отслеживая расход флюида, температуру, давление, pH, а также другие параметры ствола скважины.
[000104] МПЭ 220, 214 позволяют устанавливать соединительный узел 200 УПМС в стволе 12а скважины на одном или большем количестве пересечений (например, пересечение 74) перед установкой колонны 30 насосно-компрессорных труб, которая проходит через один или большее количество соединительных узлов 200 УПМС и обеспечивает индивидуальное управление интервалами ствола скважины (например, интервалы 19 а-с) в боковом стволе 12с скважины. Поскольку используются несколько соединений, выравнивание сегментов соединителей МПЭ 220 и 214 становится более сложным. Чтобы уменьшить эту проблему, можно использовать патрубки для компенсации расширения (возможно, с интеллектуальными контрольными линиями), чтобы обеспечить возможность для изменений в основном и боковом стволах скважин. Также, как указывалось ранее, сегменты соединителя МПЭ могут быть «установлены друг на друга» последовательно и/или могут быть удлиненными, многовыводными соединительными сегментами, чтобы обеспечить лучшие варианты выравнивания. Другие компоненты/методы (непроходные буртики, храповые защелки и т. д.) могут использоваться для дальнейшего обеспечения достаточного выравнивания сегментов соединителя для максимальной передачи мощности/энергии от одного сегмента соединителя к другому сегменту соединителя, а также для обеспечения возможности узлам гидравлической передачи для надлежащего уплотнения для передачи флюида под давлением через МПЭ.
[000105] Соединительный узел 200 УПМС, показанный на фиг. 10 и 11 функционирует аналогично соединительному узлу 92, показанному на фиг. 5 и 6 и описанному выше. В общем, на фиг. 5 и 6 показана установка соединительного узла 92 на пересечении 64 в стволе 12а скважины. На фиг. 10 и 11 показана установка соединительного узла 200 УПМС на пересечении 74. Когда соединительный узел 200 УПМС спускается через ствол 12а скважины к пересечению 74, боковое ответвление 150 отклоняется в боковой ствол 12с скважины наклонной поверхностью 254 отклонителя 252. Отклонитель 252 показан, возможно, опущенным к пересечению на соединительном узле 200 УПМС, как аналогично объяснено согласно фиг. 5 и 6. Однако предпочтительно, чтобы отклонитель 252 был установлен перед транспортировкой соединительного узла 200 УПМС в стволе 12а скважины. Потайная обсадная колонна 250 может быть установлена в стволе 12а скважины и закреплена с помощью подвесного устройства 218а для потайной обсадной колонны. Отклонитель 252 может быть вставлен в PBR на верхнем конце потайной обсадной колонны 250 и герметично входить в зацепление с PBR. Отклонитель 252 может быть закреплен в стволе 12а скважины с помощью подвесного устройства 218b для потайной обсадной колонны (или других фиксирующих/ориентирующих устройств). Также следует понимать, что снаряд 66c для нижнего заканчивания скважины может быть прикреплен к боковому ответвлению 150 и опущен с помощью соединительного узла 200 УПМС. Подвесное устройство 218с для потайной обсадной колонны может использоваться для закрепления соединительного узла 200 УПМС на пересечении 74. Единый канал 206 может содержать боковое ответвление 150 и первичное ответвление 148. Боковое ответвление 150 отклоняется в боковой ствол 12с скважины через окно 202.
[000106] Ссылаясь на фиг. 12 по меньшей мере одно различие между установкой соединительного узла 92 и установкой соединительного узла 200 УПМС состоит в том, что колонна 30 насосно-компрессорных труб может проходить через соединительный узел 200 УПМС, тогда как соединительный узел 92 не позволяет колонне 30 насосно-компрессорных труб проходить через него. Рабочая колонна 30, используемая для передачи соединительного узла 200 УПМС к пересечению 74, была удалена, и колонна 30 насосно-компрессорных труб была установлена через соединительный узел 200 УПМС. Пакеры 210a, 210c могут использоваться для закрепления колонны 30 насосно-компрессорных труб в соединительном узле 200 УПМС, а устройство 90 управления потоком может использоваться для управления потоком 230 флюида (см. фиг. 9) между колонной 30 насосно-компрессорных труб и снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины. МПЭ 220 (с сегментами 156a индуктивного соединителя, в этом примере) показан выровненным с сегментами 156b индуктивного соединителя (также может называться МПЭ 214). Это может обеспечить индуктивное соединение для связи с оборудованием снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины через контрольные линии 100. Как указано на фиг. 8 и более подробно на фиг. 12, колонна 30 насосно-компрессорных труб может проходить через первичный проход 232 соединительного узла 200 УПМС и уплотняющее соединение с нижним соединительным узлом 92 на пересечении 64 или другим соединительным узлом 200 УПМС на другом пересечении. Это может обеспечить связь между оборудованием в снарядах 86, 66 a-c для верхнего и нижнего заканчивания скважины для индивидуального управления потоком флюида между интервалами 17 a-c, 18 a-c, 19 a-c ствола скважины и колонной 30 насосно-компрессорных труб. Телескопические соединения могут быть установлены в колонне 30 насосно-компрессорных труб, чтобы обеспечить дополнительную гибкость при выравнивании сегментов соединителя в МПЭ.
[000107] Ссылаясь на фиг. 13-16 показан частичный вид в поперечном разрезе другой системы 10 многоствольной скважины, причем на фиг. 13 представлен общий вид, а на фиг. 14-16 представлены подробные виды отдельных частей фиг. 13. На фиг. 13 показано оборудование для заканчивания скважины, установленное в системе 10 ствола скважины для поддержки операций заканчивания, таких как операции обработки, нагнетания и добычи. На фиг. 14 показан подробный частичный вид в поперечном разрезе оборудования для заканчивания скважины, установленного на пересечении 64 бокового ствола 12b скважины и основного ствола 12а скважины. На фиг. 15 показан подробный частичный вид в поперечном разрезе оборудования для заканчивания скважины, установленного на пересечении 74 бокового ствола 12с скважины и основного ствола 12а скважины. На фиг. 16 показан подробный частичный вид в поперечном разрезе оборудования для заканчивания скважины, установленного на пересечении 84 бокового ствола 12d скважины и основного ствола 12а скважины.
[000108] Соединительный узел 92а может быть установлен на пересечении 64 с его основным ответвлением 148а, проходящим в отклонитель 94а в основном стволе 12а скважины, а его боковое ответвление 150а проходит в боковой ствол 12b скважины. Единый соединительный узел 200a УПМС может быть установлен на пересечении 74, которое находится вверх по стволу скважины от пересечения 64. Его основное ответвление 148b может быть проходящим в отклонитель 94b в основном стволе 12а скважины, а его боковое ответвление 150b проходящим в боковой ствол 12с скважины. Другой единый соединительный узел 200b УПМС может быть установлен на пересечении 84, которое находится вверх по стволу скважины от пересечений 64, 74. Его основное ответвление 148c может быть проходящим в отклонитель 94c в основном стволе 12а скважины, а его боковое ответвление 150c проходящим в боковой ствол 12d скважины. После сборки оборудования для заканчивания скважины в системе 10 ствола скважины, как показано на фиг. 13, колонна 30 насосно-компрессорных труб может проходить из удаленного местонахождения (такого как поверхность) через единый соединительный узел 200b УПМС через единый соединительный узел 200а УПМС с дистальным концом 31 колонны 30 насосно-компрессорных труб, спускающимся в первичное ответвление 148а соединительного узла 92а.
[000109] В последующем обсуждении будет описан поток флюида в системе 10 ствола скважины, поскольку он может относиться к операции добычи. Однако, следует понимать, что оборудование для заканчивания скважины на фиг. 13 также может использоваться для поддержки других операций заканчивания, таких как операции обработки и закачивания. Для поддержки этих других операций потоки флюида могут быть перенаправлены для течения флюида с поверхности (или удаленного местонахождения в стволе 12а скважины) в нижние части основного ствола 12а скважины и в один или большее количество боковых стволов 12b, 12с, 12d скважины. Потоком флюидов в любом направлении в системе 10 ствола скважины можно управлять с помощью устройств 90 a-f управления потоком (а также дополнительными устройствами управления потоком), которыми можно управлять с помощью устройства обработки посредством связи с оборудованием для заканчивания скважины в скважинах 12a, 12b, 12c, 12d через контрольные линии 100, 104 и МПЭ по мере необходимости, тем самым управляя потоком флюидов от/к любому одному или большему количеству интервалов 17 a-c, 18 a-c, 19 a-c (а также другим интервалам, когда закончены дополнительные боковые стволы скважины).
[000110] В операции добычи флюид 300 может течь (стрелки 310a) из оборудования снаряда 66a для нижнего заканчивания скважины в стволе 12а скважины в дистальный конец 31 колонны 30 насосно-компрессорных труб, становясь потоком 310b флюида в проходе 242. Флюид 300 может протекать через устройство 90b управления потоком в виде потока 310c флюида в кольцевое пространство снаружи колонны 30 насосно-компрессорных труб, а затем обратно в проход 242 в виде потока 310d флюида через устройство 90c управления потоком. Устройство 90c управления потоком (а также другие устройства управления потоком) можно использовать для управления количеством флюида 300, которое поступает в проход 242 из оборудования снаряда 66a для нижнего заканчивания, и может по меньшей мере вносить вклад в поток 350 a-e флюида, который может перемещаться через колонну 30 насосно-компрессорных труб на поверхность. Также должно быть понятно, что функциональные устройства 102 в снаряде 66а для нижнего заканчивания скважины могут управлять потоком флюида с отдельных интервалов 17 а-с.
[000111] Флюид 302 может протекать (стрелки 312a) через проход 238 из оборудования снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины в стволе 12b скважины в кольцевое пространство снаружи колонны 30 насосно-компрессорных труб, становясь потоком 312b и 312c флюида. Флюид 302 может течь (стрелки 312d) в радиальном направлении наружу через устройство 90а управления потоком в другое кольцевое пространство, становясь потоком 312е флюида. Затем флюид 302 может течь (стрелки 312f) через устройство 90g управления потоком в еще одно кольцевое пространство, а затем через устройство 90d управления потоком (стрелки 312g) в проход 242. Следовательно, любое из устройств 90а, 90g и 90d управления потоком может быть использовано для управления тем, какое количество (если таковое имеется) флюида 302, которому обеспечивается возможность попасть в проход 242 из оборудования 66b для нижнего заканчивания в боковой ствол 12b скважины, и который может по меньшей мере вносить вклад в поток 350 b-е флюида, может пройти через колонну 30 насосно-компрессорных труб к поверхности.
[000112] Флюид 304 может протекать (стрелки 314a) через проход 234а из оборудования снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины в стволе 12с скважины в кольцевое пространство снаружи колонны 30 насосно-компрессорных труб, становясь потоком 314b флюида. Затем флюид 304 может течь из кольцевого пространства в виде потока 314с флюида в проход 242. Следовательно, устройство 90е управления потоком может быть использовано для управления тем, какое количество (если таковое имеется) флюида 304, которому обеспечивается возможность попасть в проход 242 из оборудования 66с для нижнего заканчивания в боковой ствол 12с скважины, и который может по меньшей мере вносить вклад в поток 350 d-е флюида, может пройти через колонну 30 насосно-компрессорных труб к поверхности.
[000113] Флюид 306 может протекать (стрелки 316a) через проход 234b из оборудования снаряда 66d для нижнего заканчивания скважины в стволе 12d скважины в кольцевое пространство снаружи колонны 30 насосно-компрессорных труб. Затем флюид 306 может течь из кольцевого пространства в виде потока 316b флюида через устройство 90f управления потоком в проход 242 и по меньшей мере вносить вклад в поток 350е флюида, который может проходить через колонну 30 насосно-компрессорных труб к поверхности. Следовательно, устройство 90f управления потоком может использоваться для управления тем, какому количеству флюида 306, которому обеспечивается возможность попасть в проход 242 из оборудования 66d для нижнего заканчивания в боковой ствол 12d скважины.
[000114] Следовательно, как показано на фиг. 13, флюидом, добываемым из (или закачиваемым в) стволы 12а, 12b, 12с, 12d скважины, можно управлять с помощью устройств 90 а-g управления потоком в этом примере конфигурации оборудования заканчивания скважины в системе 10 ствола скважины. Устройствами 90 a-g управления потоком (как и другие, если необходимо) можно управлять посредством сигналов мощности, управления и данных, передаваемых на устройства 90 a-g управления через контрольные линии и МПЭ. Соединительный узел 92а и единые соединительные узлы 200а, 200b УПМС в этом примере могут обеспечивать пути для передачи сигналов связи между оборудованием для заканчивания скважины, включая устройства 90 a-g управления потоком, таким образом позволяя управлять потоком флюида между наземным оборудованием и каждым стволом 12а, 12b, 12с, 12d скважины, а также индивидуальное управление потоком флюида из отдельных интервалов пласта вдоль стволов 12а, 12b, 12с, 12d скважины. Также должно быть ясно, как упоминалось ранее, что эти устройства 90 a-g управления потоком (а также меньшее или большее количество устройств управления потоком) могут использоваться для управления закачкой флюидов в отдельные интервалы в основном стволе скважины и в боковых стволах скважины, когда система ствола скважины используется в операциях закачивания или обработки.
[000115] На фиг. 14 показан более подробный частичный вид в поперечном разрезе пересечения 64 в соответствии с фиг. 13. Отклонитель 94а с устройством 93а ориентации может быть установлен вблизи окна 62а в обсадной колонне 54. Соединительный узел 92а может быть установлен на пересечении 64, где первичное ответвление 148а герметично входит в зацепление с полированным приемным отверстием (PBR) в отклонителе 94а, а боковое ответвление 150а герметично соединяется со снарядом 66b для нижнего заканчивания скважины (не показан). Дистальный конец другого отклонителя 94b может проходить в отверстие 145а и герметично входить в зацепление с PBR в верхней части соединительного узла 92а. Колонна 30 насосно-компрессорных труб может быть установлена через отклонитель 94b, при этом ее дистальный конец 31 герметично входит в зацепление с PBR в первичном ответвлении 148a соединительного узла 92a.
[000116] Контрольные линии 104a могут проходить вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб для соединения наземного оборудования (не показано) с сегментами 156 a-c соединителя вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб. Следует понимать, что любое количество сегментов соединителя можно использовать вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб. На фиг. 14, контрольные линии 104a соединяются с сегментами 156a соединителя, которые могут быть совмещены в осевом направлении с сегментами 108a соединителя, расположенными снаружи соединительного узла 92a. Следует понимать, что положения сегментов соединителя на фиг. 13-16 являются просто примерами расположения для этих предметов. Они могут находиться во многих других положениях, если выравнивание сегментов соединителя в МПЭ обеспечивает передачу энергии между сегментами соединителя (такими как 156a и 108a). МПЭ предпочтительно состоит из сегментов источника и приемника соединителя, причем любой сегмент соединителя в МПЭ может быть источником или приемником, а также переключаться между источником и приемником во время операций.
[000117] Контрольные линии 100a могут быть соединены между сегментами 108a соединителя и оборудованием снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12b скважины. Следовательно, связь через сегменты 156a и 108a соединителя может использоваться для управления оборудованием снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины. Контрольные линии 100d могут быть подключены между сегментами 108а и 108b соединителя, чтобы обеспечить связь между этими сегментами соединителя. Сегменты 108b соединителя могут быть совмещены с сегментами 136 соединителя, чтобы обеспечить передачу энергии между сегментами 108b и 136 соединителя. Сегменты 136 соединителя могут быть подключены к оборудованию снаряда 66а для нижнего заканчивания скважины в основном стволе 12а скважины через контрольные линии 104b, что позволяет управлять оборудованием снаряда 66а для нижнего заканчивания скважины. Каналы связи, обеспечиваемые контрольными линиями и сегментами соединителя, позволяют управлять оборудованием снаряда для нижнего заканчивания в стволах 12а, 12b скважины, а также другими функциональными устройствами (такими как устройства 90 а-g управления потоком) для управления потоком флюида между стволами 12а, 12b скважины и проходом 242 колонны 30 насосно-компрессорных труб. Пожалуйста, обратитесь к вышеуказанному описанию стрелок 310 a-d и 312 a-e потока флюида.
[000118] На фиг. 15 показан более подробный частичный вид в поперечном разрезе пересечения 74 в соответствии с фиг. 13. Отклонитель 94b с устройством 93b ориентации может быть установлен вблизи окна 62b в обсадной колонне 54. Единый соединительный узел 200а УПМС может быть установлен на пересечении 74, где первичное ответвление 148b герметично входит в зацепление с PBR в отклонителе 94b, а боковое ответвление 150b герметично соединяется со снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины (не показан). Дистальный конец другого отклонителя 94с может проходить в отверстие 145b и герметично входить в зацепление с PBR в верхней части единого соединительного узла 200а УПМС. Колонна 30 насосно-компрессорных труб может быть установлена через отклонитель 94c, через первичный проход 232a единого соединительного узла 200а УПМС и через отклонитель 94b для спуска дистального конца 31 в соединительный узел 92a.
[000119] Контрольные линии 104a могут проходить вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб для соединения наземного оборудования (не показано) с сегментами 156 a-c соединителя вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб. На фиг. 15, контрольные линии 104a соединяются с сегментами 156b соединителя, которые могут быть совмещены в осевом направлении с сегментами 108 d соединителя, расположенными снаружи единого соединительного узла 200a УПМС. Контрольные линии 100b могут быть соединены между сегментами 108d соединителя и оборудованием снаряда 66c для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12c скважины. Следовательно, связь через сегменты 156b и 108d соединителя может использоваться для управления оборудованием снаряда 66c для нижнего заканчивания скважины. Каналы связи, обеспечиваемые контрольными линиями и сегментами соединителя, позволяют управлять оборудованием снаряда для нижнего заканчивания в стволах 12а, 12b, 12c скважины, а также другими функциональными устройствами (такими как устройства 90 а-g управления потоком) для управления потоком флюида между отдельными интервалами в каждом из стволов 12а, 12b, 12с скважины и проходом 242 колонны 30 насосно-компрессорных труб. Пожалуйста, обратитесь к вышеуказанному описанию стрелок 314a и 350с потока флюида.
[000120] На фиг. 16 показан более подробный частичный вид в поперечном разрезе пересечения 84 в соответствии с фиг. 13. Отклонитель 94с с устройством 93с ориентации может быть установлен вблизи окна 62с в обсадной колонне 54. Единый соединительный узел 200b УПМС может быть установлен на пересечении 84, где первичное ответвление 148с герметично входит в зацепление с PBR в отклонителе 94с, а боковое ответвление 150с герметично соединяется со снарядом 66d для нижнего заканчивания скважины (не показан). Конец 147c единого соединительного узла 200b УПМС может быть расширен и иным образом выполнен с возможностью облегчения ввода колонны 30 насосно-компрессорных труб в первичный проход 232b. Колонна 30 насосно-компрессорных труб может быть установлена через отверстие 145с, через первичный проход 232b единого соединительного узла 200b УПМС и через отклонитель 94с и может дополнительно проходить через единый соединительный узел 200а УПМС для спуска дистального конца 31 в проксимальный конец соединительного узла 92a.
[000121] Контрольные линии 104a могут проходить вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб для соединения наземного оборудования (не показано) с сегментами 156 a-c соединителя вдоль колонны 30 насосно-компрессорных труб. На фиг. 16, контрольные линии 104a соединяются с сегментами 156с соединителя, которые могут быть совмещены в осевом направлении с сегментами 108е соединителя, расположенными снаружи единого соединительного узла 200b УПМС. Контрольные линии 100с могут быть соединены между сегментами 108е соединителя и оборудованием снаряда 66d для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12d скважины. Следовательно, связь через сегменты 156с и 108е соединителя может использоваться для управления оборудованием снаряда 66d для нижнего заканчивания скважины. Каналы связи, обеспечиваемые контрольными линиями и сегментами соединителя, позволяют управлять оборудованием снаряда для нижнего заканчивания в стволах 12а, 12b, 12c, 12d скважины, а также другими функциональными устройствами (такими как устройства 90 а-g управления потоком) для управления потоком флюида между отдельными интервалами в каждом из стволов 12а, 12b, 12с, 12d скважины и проходом 242 колонны 30 насосно-компрессорных труб. Пожалуйста, обратитесь к вышеуказанному описанию стрелок 316 a-b и 350 d-e потока флюида.
[000122] На фиг. 17-19 показаны частичные виды в поперечном разрезе системы 10 ствола скважины на различных этапах сборки оборудования для заканчивания скважины в системе 10 многоствольной скважины. Земной пласт 14, окружающий стволы скважины, не показан для более удобного просмотра оборудования ствола скважины.
[000123] На фиг. 17 показана обсадная колонна 54, которая была закреплена в основном стволе 12а скважины. Первый боковой ствол 12b скважины пробурен через стенку обсадной колонны 54, чтобы образовать окно 62а. После того, как боковая скважина 12b пробурена, отклонитель 94а может быть закреплен в стволе 12а скважины с помощью устройства 93а ориентации. Соединительный узел 92а затем может быть установлен в стволе 12а скважины на пересечении 64, при этом первичное ответвление 148а проходит в отклонитель 94а и герметично соединено с PBR в отклонителе 94а посредством уплотнений 171а. Боковое ответвление 150а может проходить в боковой ствол 12b скважины. Даже если это не показано, боковое ответвление 150a может быть соединено с оборудованием снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12b скважины, включая соединение контрольных линий 100а с оборудованием снаряда 66b для нижнего заканчивания скважины. Одна или большее количество потайных обсадных колонн (не показаны) могут затем быть установлены в стволе 12а скважины, при этом дистальный конец самой нижней потайной обсадной колонны герметично соединен через уплотнения 171b с PBR, проходящим в забое скважины от конца 147a. Однако на фиг. 17 показан отклонитель 94b, установленный в стволе 12а скважины и проходящий в уплотнительное соединение с PBR через уплотнения 171b. В этом примере оставшиеся два боковых ствола 12c, 12d скважины еще не пробурены.
[000124] На фиг. 18 показан единый соединительный узел 200а УПМС, установленный в стволе 12а скважины на пересечении 74 после того, как боковой ствол 12с скважины пробурен через окно 62b. Первичное ответвление 148b может герметично соединяться с PBR отклонителя 94b через уплотнения 171c. Боковое ответвление 150b может проходить в боковой ствол 12с скважины. Даже если это не показано, боковое ответвление 150b может быть соединено с оборудованием снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12с скважины, включая соединение контрольных линий 100b с оборудованием снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины. Одна или большее количество потайных обсадных колонн (не показаны) могут затем быть установлены в стволе 12а скважины, при этом дистальный конец самой нижней потайной обсадной колонны герметично соединен через уплотнения 171d с PBR, проходящим от конца 147b. Однако на фиг. 18 показан отклонитель 94с, установленный в стволе 12а скважины и проходящий в уплотнительное соединение с PBR через уплотнения 171d.
[000125] На фиг. 19 показан единый соединительный узел 200b УПМС, установленный в стволе 12а скважины на пересечении 84 после того, как боковой ствол 12d скважины пробурен через окно 62с. Первичное ответвление 148с может герметично соединяться с PBR отклонителя 94с через уплотнения 171е. Боковое ответвление 150с может проходить в боковой ствол 12d скважины. Даже если это не показано, боковое ответвление 150с может быть соединено с оборудованием снаряда 66d для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12d скважины с помощью контрольных линий 100b, соединенных с оборудованием снаряда 66d для нижнего заканчивания скважины. В стволе 12а скважины установлена колонна 30 насосно-компрессорных труб (такая как эксплуатационная колонна, колонна для обработки, нагнетательная колонна и т. д.), которая проходит через единый соединительный узел 200b УПМС и через единый соединительный узел 200а УПМС с дистальным концом 31, зацепленным с соединительным узлом 92а. Этот пример иллюстрирует по меньшей мере одну конфигурацию единых соединительных узлов УПМС, которые могут поддерживать операции заканчивания в системах многоствольных скважин, подобных системе 10.
[000126] Ссылаясь на фиг. 20 показан другой пример единых каналов 96, 206 соединительного узла 92 и соединительного узла 200 УПМС соответственно. Каждый из единых каналов 96, 206 может содержать первичное ответвление 148, боковое ответвление 150 и контрольные линии 100, 101. Контрольные линии 100 показаны проложенными вдоль бокового ответвления 150 для связи со снарядом 66b, 66c, 66d для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе 12b, 12c, 12d скважины соответственно. Однако они могут быть проложены снаружи или внутри бокового ответвления 150, а также частично или полностью в стенке бокового ответвления 150. Для соединительного узла 92 контрольные линии 101 могут быть проложены вдоль первичного ответвления 148, чтобы обеспечить связь с оборудованием снаряда для заканчивания скважины, расположенным ниже первичного ответвления 148. Тем не менее, контрольные линии 101 могут не быть необходимыми с соединительным узлом 200 УПМС, так как колонна 30 насосно-компрессорных труб может нести контрольные линии для связи с самыми нижними снарядами 66a, 66b для нижнего заканчивания скважины.
[000127] Боковое ответвление 150 может быть расположено в несколько круглой выемке в первичном ответвлении 148, чтобы проходить в ствол 12а скважины. Когда нижний конец бокового ответвления 150 входит в зацепление с отклонителем, то боковое ответвление 150 может быть затем направлено в сторону от первичного ответвления 148 и в боковой ствол 12b, 12с, 12d скважины. Рабочая часть 172 инструмента может быть установлена на нижнем конце бокового ответвления 150 для зацепления компоновочного узла 68 для выравнивания в снаряде 66 для нижнего заканчивания скважины в боковом стволе скважины. Рабочая часть 176 инструмента может быть использована для содействия правильному сцеплению компоновочного узла 68 для выравнивания, когда боковое ответвление 150 проходит в боковой ствол скважины. В некоторых конфигурациях может использоваться телескопическое соединение 98 между боковым ответвлением 150 и рабочей частью 172 инструмента, чтобы обеспечить возможность для изменений в расстояниях введения между первичным ответвлением 148 и боковым ответвлением 150.
[000128] Ссылаясь на фиг. 21, контрольные линии 100 могут быть проложены через каналы 138 на внешней поверхности корпуса единого канала 96, 206. Контрольные линии 100 могут быть проложены от сегментов 156, 108 индуктивного соединителя через каналы 138 и вдоль бокового ответвления 150 к снаряду для нижнего заканчивания скважины (например, снаряду 66с). Контрольные линии 100 могут быть индивидуально проложенными линиями и/или линейными сборками, которые содержат две или большее количество контрольных линий 100.
[000129] Ссылаясь на фиг. 22 показан вид в поперечном разрезе вдоль 22-22, причем контрольные линии 100 расположены внутри каналов 138, четыре канала 100 сгруппированы вместе в сборку из 4 каналов, а боковое ответвление 150 расположено в несколько круглом углублении первичного ответвления 148. Чтобы эта конфигурация была совместимой с единым каналом 206 соединительного узла 200 УПМС, первичное ответвление 148 должно быть достаточно большим, чтобы вместить несколько круглое (или полукруглое) углубление и поддерживать внутренний диаметр, который обеспечивает возможность колонне насосно-компрессорных труб проходить через первичное ответвление 148, когда она установлена.
[000130] Таким образом, обеспечивается система 10 многоствольной скважины с соединительным узлом управления притоком многоствольной скважины (УПМС). Варианты осуществления системы обычно могут содержать единый соединительный узел 200 УПМС, содержащий канал 206 с первым отверстием 190 на верхнем конце 244 канала 206, а также второе и третье отверстия 192, 194 на нижнем конце 246, 248 канала 206; первичный проход 232, образованный каналом 206 и проходящий от первого отверстия 190 до второго отверстия 192 с соединением 146 канала, образованным вдоль канала 206 между первым и вторым отверстиями 190, 192, причем первичный проход 232 содержит верхнюю часть и нижнюю часть, при этом верхняя часть проходит от первого отверстия 190 до соединения 146 канала, а нижняя часть проходит от соединения 146 канала до второго отверстия 192; боковой проход 234, образованный каналом 206 и проходящий от соединения 146 канала до третьего отверстия 194; верхний механизм передачи энергии (МПЭ) 214, установленный вдоль верхней части первичного прохода 232 и вблизи первого отверстия 190; контрольные линии 100, которые обеспечивают связь между верхним МПЭ 214 и оборудованием (48, 102, 99 a-g и т. п.) снаряда 66c, 66d для нижнего заканчивания скважины; и при этом первичный проход 232 выполнен с возможностью приема первой колонны 30 насосно-компрессорных труб, которая проходит через него.
[000131] В любом из вышеизложенных вариантов система может содержать любые из следующих элементов, по отдельности или в комбинации друг с другом.
[000132] Нижний механизм передачи энергии (МПЭ) 212, установленный вдоль бокового прохода 234 между третьим отверстием 194 и верхним МПЭ 214, причем верхний МПЭ 214 находится в сообщении с нижним МПЭ 212 посредством контрольных линий 100. Один или большее количество из верхнего и нижнего МПЭ 214, 212 могут быть сегментом 156, 108 индуктивного соединителя. Один или большее количество из верхнего и нижнего МПЭ 214, 212 являются беспроводными МПЭ (МБПЭ) и МБПЭ питается от источника энергии, выбранного из группы, состоящей из электричества, электромагнетизма, магнетизма, звука, движения, вибрации, пьезоэлектрических кристаллов, движения проводника/катушки, ультразвука, некогерентного света, когерентного света, температуры, излучения, распространения электромагнитных волн и давления флюида. МПЭ 220 первой колонны насосно-компрессорных труб может быть расположен вдоль первой колонны 30 насосно-компрессорных труб, и при этом МПЭ 220 первой колонны насосно-компрессорных труб может быть смежным с верхним МПЭ 214 единого соединительного узла 200 УПМС, когда первая колонна 30 насосно-компрессорных труб установлена через первичный проход 232 единого соединительного узла 200 УПМС.
[000133] Первая колонна 30 насосно-компрессорных труб может представлять собой колонну 30 насосно-компрессорных труб, и колонна 30 насосно-компрессорных труб проходит через первичный проход 232 единого соединительного узла 200 УПМС и соединяется с нижней колонной 78 насосно-компрессорных труб, которая может быть дальше к забою скважины от единого соединительного узла 200 УПМС. Нижняя часть первичного прохода 232 может содержать первичное ответвление 148 единого соединительного узла 200 УПМС, а боковой проход 234 может содержать боковое ответвление 150 единого соединительного узла 200 УПМС, и при этом одно или большее количество из первичного и бокового ответвлений 148, 150 могут быть деформируемыми. Боковые стволы обычно бурят под углом от около 2 градусов до около 5 градусов. Следовательно, деформируемое ответвление может быть выполнено с возможностью деформации под подходящим углом, чтобы проходить в боковой ствол (или ответвляющийся, или ответвленный) скважины, при этом подходящий угол составляет от примерно 2 градусов до примерно 5 градусов. Подходящий угол также может составлять от 0 градусов до 10 градусов.
[000134] Вторая колонна 66c насосно-компрессорных труб может содержать концевую часть с МПЭ 110 второй колонны насосно-компрессорных труб, расположенным на концевой части, где вторая колонна 66c насосно-компрессорных труб может соединяться с боковым ответвлением 150 единого соединительного узла 200 УПМС таким образом, что МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб является смежным с нижним МПЭ 212 единого соединительного узла 200 УПМС. Вторая колонна 66с насосно-компрессорных труб может представлять собой снаряд 66с для нижнего заканчивания скважины, а МПЭ 110 второй колонны насосно-компрессорных труб может представлять собой МБПЭ. Снаряд 66с для нижнего заканчивания скважины содержит функциональное устройство 102, при этом функциональное устройство 102 находится в сообщении с МПЭ 110 второй колонны насосно-компрессорных труб посредством контрольных линий 100, и при этом функциональное устройство 102 выбрано из группы, состоящей из датчиков, клапанов регулирования потока, контроллеров, МБПЭ, МПЭ, контактных электрических разъемов, исполнительных механизмов, устройства накопления электроэнергии, памяти компьютера и логических устройств.
[000135] Функциональное устройство 102 может содержать первый и второй клапаны 102 регулирования потока, при этом первый клапан 102 регулирования потока может регулировать поток флюида между первым интервалом 19 а-с ствола скважины и проходом 236 в снаряде 66с для нижнего заканчивания скважины, а второй клапан 102 регулирования потока может регулировать поток флюида между вторым интервалом 19 а-с ствола скважины и проходом 236 в снаряде 66с для нижнего заканчивания скважины. Сигналы из удаленного местонахождения могут передаваться через верхний МПЭ 214 единого соединительного узла 200 УПМС, через нижний МПЭ 212 единого соединительного узла 200 УПМС, через МПЭ 110 второй колонны насосно-компрессорных труб, и на первый и второй клапаны 102 регулирования потока, и при этом сигналы могут обеспечивать индивидуальное регулирование потока флюида посредством первого и второго клапанов 102 регулирования потока между соответствующими первым и вторым интервалами 19 а-с ствола скважины и проходом 236 снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины.
[000136] Снаряд 66с для нижнего заканчивания скважины с проходом 236 находится в гидравлической связи с боковым проходом 234 единого соединительного узла 200 УПМС. Устройство 90 управления потоком может быть соединено в первой колонне 30 насосно-компрессорных труб, при этом устройство 90 управления потоком расположено в первичном проходе 232 единого соединительного узла 200 УПМС, когда первая колонна 30 насосно-компрессорных труб установлена через первичный проход 232. Устройство 90 управления потоком может управлять потоком флюида между боковым проходом 234 и проходом 242 в первой колонне 30 насосно-компрессорных труб.
[000137] Предложен способ управления потоком флюида в/из нескольких интервалов 19 a-c в боковом стволе 12c скважины, который может включать в себя операции по установке единого соединительного узла 200 управления притоком многоствольной скважины (УПМС) в основном стволе 12a скважины на пересечении 74 первого бокового ствола 12с скважины.
[000138] Единый соединительный узел 200 УПМС может содержать канал 206 с первым отверстием 190 на верхнем конце 244 канала 206, а также второе и третье отверстия 192, 194 на нижнем конце 246, 248 канала 206; первичный проход 232, образованный каналом 206 и проходящий от первого отверстия 190 до второго отверстия 192 с соединением 146 канала, образованным вдоль канала 206 между первым и вторым отверстиями 190, 192, причем первичный проход 232 содержит верхнюю часть и нижнюю часть, при этом верхняя часть проходит от первого отверстия 190 до соединения 146 канала, а нижняя часть проходит от соединения 146 канала до второго отверстия 192, причем нижняя часть содержит первичное ответвление 148; боковой проход 234, образованный каналом 206 и проходящий от соединения 146 канала до третьего отверстия 194, причем боковой проход 234 содержит боковое ответвление 150; верхний механизм передачи энергии (МПЭ) 214, установленный вдоль верхней части первичного прохода 232 и вблизи первого отверстия 190; и контрольные линии 100, которые обеспечивают связь между верхним МПЭ 214 и оборудованием (48, 102, 99 a-g и т. п.) снаряда 66c, 66d для нижнего заканчивания скважины.
[000139] Операции также могут включать в себя соединение бокового ответвления 150 со снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины; установку первой колонны 30 насосно-компрессорных труб в основной ствол 12а скважины; и прохождение первой колонны 30 насосно-компрессорных труб через первичный проход 232 единого соединительного узла 200 УПМС или несколько первичных проходов 232 нескольких единых соединительных узлов 200 УПМС.
[000140] В случае любого из вышеупомянутых вариантов реализации изобретения способ может включать в себя любой из нижеследующих элементов, отдельно или в комбинации друг с другом.
[000141] Операции могут также включать в себя соединение бокового ответвления 150 со снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины перед установкой единого соединительного узла 200 УПМС, при этом установка единого соединительного узла 200 УПМС дополнительно включает в себя установку снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины в боковой ствол 12c скважины при установке единого соединительного узла 200 УПМС. В этой конфигурации нижний МПЭ 212 может не потребоваться, поскольку соединения контрольной линии могут быть выполнены на поверхности во время сборки снаряда 66с для нижнего заканчивания скважины с боковым ответвлением 150 единого соединительного узла 200 УПМС. Однако нижний МПЭ 212 можно использовать, когда он установлен вдоль бокового прохода 234 между третьим отверстием 194 и верхним МПЭ 214, причем верхний МПЭ 214 находится в сообщении с нижним МПЭ 212 посредством контрольных линий 100.
[000142] Операции могут также включать в себя соединение бокового ответвления 150 со снарядом 66с для нижнего заканчивания скважины, в то время как единый соединительный узел 200 УПМС устанавливается на пересечении 74.
[000143] Операции могут также включать в себя выравнивание МПЭ 220 первой колонны насосно-компрессорных труб с верхним МПЭ 214 в едином соединительном узле 200 УПМС и управление несколькими функциональными устройствами 102 в снаряде 66с для нижнего заканчивания скважины с помощью сигналов управления и данных, передаваемых между МПЭ 220 первой колонны насосно-компрессорных труб и верхним МПЭ 214. Функциональные устройства 102 могут быть выбраны из группы, состоящей из датчиков, клапанов регулирования потока, контроллеров, МБПЭ, МПЭ, контактных электрических разъемов, исполнительных механизмов, устройств накопления электроэнергии, памяти компьютера и логических устройств. Боковой ствол скважины пересекает несколько интервалов 19 а-с пласта в земном пласте 14, и управление может включать в себя управление потоком флюида между каждым из интервалов пласта и проходом в снаряде 66с для нижнего заканчивания скважины.
[000144] Операции могут также включать в себя установку второй колонны 78 насосно-компрессорных труб в основном стволе 12а скважины ниже единого соединительного узла 200 УПМС до установки единого соединительного узла 200 УПМС, причем прохождение первой колонны 30 насосно-компрессорных труб дополнительно включает в себя присоединение дистального конца первой колонны 30 насосно-компрессорных труб к проксимальному концу второй колонны 78 насосно-компрессорных труб, где другой МПЭ, аналогичный МПЭ 220, может использоваться для обеспечения связи между первой колонной 30 насосно-компрессорных труб и второй колонной 78 насосно-компрессорных труб.
[000145] Предложен способ управления потоком флюида в/из нескольких интервалов (по меньшей мере 19 a-c) в боковых стволах 12c, 12d скважины, который может включать в себя операции по установке первого и второго единых соединительных узлов 200b, 200a УПМС в основной ствол 12а скважины. Первый единый соединительный узел 200а УПМС может быть установлен на первом пересечении 74 первого бокового ствола 12c скважины до установки второго соединительного узла 200b УПМС на втором пересечении 84 второго бокового ствола 12d скважины. Каждый из первого и второго единых соединительных узлов 200b, 200a УПМС может содержать: канал 206 с первым отверстием 190 на верхнем конце 244 канала 206, а также второе и третье отверстия 192, 194 на нижнем конце 246, 248 канала 206; первичный проход 232, образованный каналом 206 и проходящий от первого отверстия 190 до второго отверстия 192 с соединением 146 канала, образованным вдоль канала 206 между первым и вторым отверстиями 190, 192, причем первичный проход 232 может содержать верхнюю часть и нижнюю часть, при этом верхняя часть проходит от первого отверстия 190 до соединения 146 канала, а нижняя часть проходит от соединения 146 канала до второго отверстия 192, причем нижняя часть содержит первичное ответвление 148; боковой проход 234, образованный каналом 206 и проходящий от соединения 146 канала до третьего отверстия 194, где боковой проход 234 может содержать боковое ответвление 150; верхний механизм передачи энергии (МПЭ) 214, установленный вдоль верхней части первичного прохода 232 и вблизи первого отверстия 190; и контрольные линии 100, которые могут обеспечивать связь между верхним МПЭ и оборудованием первого снаряда для нижнего заканчивания скважины.
[000146] Способ может дополнительно включать в себя операции соединения бокового ответвления первого единого соединительного узла УПМС с первым снарядом для нижнего заканчивания скважины, соединения бокового ответвления второго единого соединительного узла УПМС со вторым снарядом для нижнего заканчивания скважины, установку первой колонны насосно-компрессорных труб в основной ствол скважины, и прохождение первой колонны насосно-компрессорных труб через первичный проход первого и второго единых соединительных узлов УПМС.
[000147] Кроме того, иллюстративные способы, описанные в данном документе, могут быть реализованы системой, содержащей обрабатывающую схему, которая может содержать машиночитаемый носитель, предназначенный для долговременного хранения информации, содержащий инструкции, которые при выполнении по меньшей мере одним процессором обрабатывающей схемы заставляют процессор выполнять любой из способов, описанных в данном документе.
[000148] Хотя были показаны и описаны различные варианты реализации изобретения, изобретение не ограничено такими вариантами реализации изобретения, и будет понятно, что оно содержит все модификации и вариации, которые будут очевидны для специалиста в данной области техники. Следовательно, необходимо понимать, что изобретение не предназначено для ограничения конкретными раскрытыми формами; скорее, цель состоит в том, чтобы охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие сущности и объему изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
1. Система многоствольной скважины, содержащая:
единый соединительный узел управления притоком многоствольной скважины (УПМС), содержащий канал с первым отверстием на верхнем конце канала, а также вторым и третьим отверстиями на нижнем конце канала;
первичный проход, образованный каналом и проходящий от первого отверстия до второго отверстия с соединением канала, образованным вдоль канала между первым и вторым отверстиями,
при этом первичный проход содержит верхнюю часть и нижнюю часть, причем верхняя часть проходит от первого отверстия до соединения канала, а нижняя часть проходит от соединения канала до второго отверстия; боковой проход, образованный каналом и проходящий от соединения канала до третьего отверстия;
верхний механизм передачи энергии (МПЭ), установленный вдоль верхней части первичного прохода и вблизи первого отверстия;
контрольные линии, обеспечивающие связь между верхним МПЭ и оборудованием снаряда для нижнего заканчивания скважины; и
при этом первичный проход выполнен с возможностью приема первой колонны насосно-компрессорных труб, которая проходит через него.
2. Система по п. 1, дополнительно содержащая нижний механизм передачи энергии (МПЭ), установленный вдоль бокового прохода между третьим отверстием и верхним МПЭ, причем верхний МПЭ находится в сообщении с нижним МПЭ посредством контрольных линий, и необязательно при этом по меньшей мере один из верхнего и нижнего МПЭ является беспроводным МПЭ (МБПЭ) и МБПЭ питается от источника энергии, выбранного из группы, состоящей из электричества, электромагнетизма, магнетизма, звука, движения, вибрации, пьезоэлектрических кристаллов, движения проводника/катушки, ультразвука, некогерентного света, когерентного света, температуры, излучения, распространения электромагнитных волн и давления флюида.
3. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что МПЭ первой колонны насосно-компрессорных труб расположен вдоль первой колонны насосно-компрессорных труб, и
при этом МПЭ первой колонны насосно-компрессорных труб является смежным с верхним МПЭ единого соединительного узла УПМС, когда первая колонна насосно-компрессорных труб установлена через первичный проход единого соединительного узла УПМС,
и необязательно при этом первая колонна насосно-компрессорных труб проходит через первичный проход единого соединительного узла УПМС и соединяется с нижней колонной насосно-компрессорных труб, которая находится дальше к забою скважины от единого соединительного узла УПМС.
4. Система по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что нижняя часть первичного прохода содержит первичное ответвление единого соединительного узла УПМС, а боковой проход содержит боковое ответвление единого соединительного узла УПМС, и
при этом по меньшей мере одно из первичного и бокового ответвлений является деформируемым.
5. Система по п. 4, дополнительно содержащая вторую колонну насосно-компрессорных труб, содержащую концевую часть с МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб, расположенным на концевой части,
при этом вторая колонна насосно-компрессорных труб соединяется с боковым ответвлением единого соединительного узла УПМС таким образом, что МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб является смежным с нижним МПЭ единого соединительного узла УПМС.
6. Система по п. 5, отличающаяся тем, что вторая колонна насосно-компрессорных труб представляет собой снаряд для нижнего заканчивания скважины, а МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб представляет собой МБПЭ,
и необязательно при этом снаряд для нижнего заканчивания скважины содержит функциональное устройство,
при этом функциональное устройство находится в сообщении с МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб посредством контрольных линий, и
при этом функциональное устройство выбрано из группы, состоящей из электрических, оптических, гидравлических и флюидных версий датчика, клапана регулирования потока, контроллера, МБПЭ, МПЭ, соединителя, исполнительного механизма, устройства накопления электроэнергии, памяти компьютера и логического устройства.
7. Система по п. 6, отличающаяся тем, что функциональное устройство содержит первый и второй клапаны регулирования потока,
при этом первый клапан регулирования потока регулирует поток флюида между первым интервалом ствола скважины и проходом в снаряде для нижнего заканчивания скважины, а
второй клапан регулирования потока регулирует поток флюида между вторым интервалом ствола скважины и проходом в снаряде для нижнего заканчивания скважины.
8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что сигналы связи из удаленного местонахождения передаются через верхний МПЭ единого соединительного узла УПМС, через нижний МПЭ единого соединительного узла УПМС, через МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб и на первый и второй клапаны регулирования потока, и
при этом сигналы связи обеспечивают посредством первого и второго клапанов регулирования потока индивидуальное регулирование потока флюида между соответствующими первым и вторым интервалами ствола скважины и проходом снаряда для нижнего заканчивания скважины,
и/или сигналы связи от датчика в снаряде для нижнего заканчивания скважины передаются через МПЭ второй колонны насосно-компрессорных труб, через нижний МПЭ единого соединительного узла УПМС, через верхний МПЭ единого соединительного узла УПМС и в удаленное местонахождение, и
при этом сигналы связи обеспечивают индикацию условий и/или конфигураций в снаряде для нижнего заканчивания скважины, а первым и вторым клапанами регулирования потока управляют в ответ на сигналы связи, принимаемые в удаленном местонахождении.
9. Система по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащая снаряд для нижнего заканчивания скважины с проходом, который находится в гидравлической связи с боковым проходом единого соединительного узла УПМС, и необязательно дополнительно содержащая устройство управления потоком, соединенное в первой колонне насосно-компрессорных труб,
при этом устройство управления потоком расположено в первичном проходе единого соединительного узла УПМС, когда первая колонна насосно-компрессорных труб установлена через первичный проход, и при этом устройство управления потоком управляет потоком флюида между боковым проходом и проходом в первой колонне насосно-компрессорных труб.
10. Способ управления потоком флюида в/из нескольких интервалов в боковом стволе скважины, включающий в себя:
установку единого соединительного узла управления притоком многоствольной скважины (УПМС) в основном стволе скважины на пересечении первого бокового ствола скважины, причем единый соединительный узел УПМС содержит:
канал с первым отверстием на верхнем конце канала, а также вторым и третьим отверстиями на нижнем конце канала;
первичный проход, образованный каналом и проходящий от первого отверстия до второго отверстия с соединением канала, образованным вдоль канала между первым и вторым отверстиями,
при этом первичный проход содержит верхнюю часть и нижнюю часть, причем верхняя часть проходит от первого отверстия до соединения канала, а нижняя часть проходит от соединения канала до второго отверстия, причем нижняя часть содержит первичное ответвление;
боковой проход, образованный каналом и проходящий от соединения канала до третьего отверстия, причем боковой проход содержит боковое ответвление;
верхний механизм передачи энергии (МПЭ), установленный вдоль верхней части первичного прохода и вблизи первого отверстия; и
контрольные линии, обеспечивающие связь между верхним МПЭ и оборудованием снаряда для нижнего заканчивания скважины;
соединение бокового ответвления со снарядом для нижнего заканчивания скважины;
установку первой колонны насосно-компрессорных труб в основном стволе скважины; и
прохождение первой колонны насосно-компрессорных труб через первичный проход единого соединительного узла УПМС.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что соединение дополнительно включает в себя соединение бокового ответвления со снарядом для нижнего заканчивания скважины перед установкой единого соединительного узла УПМС, при этом установка единого соединительного узла УПМС дополнительно включает в себя установку снаряда для нижнего заканчивания скважины в боковой ствол скважины при установке единого соединительного узла УПМС,
и/или соединение бокового ответвления со снарядом для нижнего заканчивания скважины, в то время как единый соединительный узел УПМС устанавливается на пересечении.
12. Способ по п. 10 или 11, отличающийся тем, что установка первой колонны насосно-компрессорных труб дополнительно включает в себя выравнивание МПЭ первой колонны насосно-компрессорных труб с верхним МПЭ в едином соединительном узле УПМС, и необязательно дополнительно включающий в себя управление и/или отслеживание нескольких функциональных устройств в снаряде для нижнего заканчивания скважины с помощью сигналов связи, передаваемых между МПЭ первой колонны насосно-компрессорных труб и верхним МПЭ.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что функциональные устройства выбраны из группы, состоящей из электрических, оптических, гидравлических и флюидных версий датчика, клапана регулирования потока, контроллера, МБПЭ, МПЭ, соединителя, исполнительного механизма, устройства накопления электроэнергии, памяти компьютера и логического устройства; и/или боковой ствол скважины пересекает несколько интервалов пласта в земном пласте, и при этом управление дополнительно включает в себя управление потоком флюида между каждым из интервалов пласта и проходом в снаряде для нижнего заканчивания скважины.
14. Способ по любому из пп. 10-13, дополнительно включающий в себя установку второй колонны насосно-компрессорных труб в основном стволе скважины ниже единого соединительного узла УПМС до установки единого соединительного узла УПМС, при этом прохождение первой колонны насосно-компрессорных труб дополнительно включает в себя присоединение дистального конца первой колонны насосно-компрессорных труб к проксимальному концу второй колонны насосно-компрессорных труб.
15. Способ управления потоком флюида в/из нескольких интервалов в нескольких боковых стволах скважины, включающий в себя:
установку первого и второго единых соединительных узлов управления притоком многоствольной скважины (УПМС) в основном стволе скважины, при этом первый единый соединительный узел УПМС установлен на первом пересечении первого бокового ствола скважины до установки второго соединительного узла УПМС на втором пересечении второго бокового ствола скважины и при этом каждый из первого и второго единых соединительных узлов (УПМС) содержит:
канал с первым отверстием на верхнем конце канала, а также вторым и третьим отверстиями на нижнем конце канала;
первичный проход, образованный каналом и проходящий от первого отверстия до второго отверстия с соединением канала, образованным вдоль канала между первым и вторым отверстиями,
при этом первичный проход содержит верхнюю часть и нижнюю часть, причем верхняя часть проходит от первого отверстия до соединения канала, а нижняя часть проходит от соединения канала до второго отверстия, причем нижняя часть содержит первичное ответвление;
боковой проход, образованный каналом и проходящий от соединения канала до третьего отверстия, причем боковой проход содержит боковое ответвление;
верхний механизм передачи энергии (МПЭ), установленный вдоль верхней части первичного прохода и вблизи первого отверстия; и
контрольные линии, обеспечивающие связь между верхним МПЭ и оборудованием первого снаряда для нижнего заканчивания скважины;
соединение бокового ответвления первого единого узла УПМС с первым снарядом для нижнего заканчивания скважины;
соединение бокового ответвления второго единого узла УПМС со вторым снарядом для нижнего заканчивания скважины;
установку первой колонны насосно-компрессорных труб в основном стволе скважины; и
прохождение первой колонны насосно-компрессорных труб через первичные проходы первого и второго единых соединительных узлов УПМС.
