Изобретение относится к бурению скважин, а более точно к способам и системам для бурения и заканчивания боковых скважин из головной скважины и соединительным устройствам для соединения двух элементов обсадных труб вместе.
Главная скважина может иметь любой наклон и быть строго вертикальной или строго наклонной.
Способ, заключающийся в боковом бурении из ранее пробуренной главной скважины, не является новым видом в технологии. Такая главная скважина может быть скважиной, т.е. необсаженной, или может быть обсажена колонной обсадных труб. В первом случае скважина должна заглушаться на глубине, с которой должно начинаться боковое бурение. Это может достигаться за счет установки бетонной пробки, которая будет создавать опору, необходимую для наклоннонаправленной бурильной колонны, чтобы начать боковое бурение. Такая колонна бурильных труб обычно оборудована забойным двигателем и отклоняющим инструментом, например, изогнутым переходником. При этом можно осуществлять также вращательное бурение с использованием отклоняющего инструмента обычно называемого "отклонитель", который может крепиться к или устанавливается вместо вышеуказанной пробки. Этот последний способ, являющийся довольно старым, особо трудно осуществлять в необсаженных скважинах, в которых сложно правильно установить отклонитель в скважине. Если главная скважина уже обсажена, то способ, который является аналогичным, включает дополнительную операцию, включающую фрезерование окна в обсадной колонне, через которое должна пройти наклоннонаправляющая бурильная колонна. Такая операция требует фрезерного инструмента, предназначенного для материала обсадной колонне, в которой будут прорезаться окна.
Целью таких процедур, известных под названием операции "по зарезке нового ствола в скважине", в основном является ликвидация нижней части главной скважины, расположенной на более низком уровне, чем пробка или "отклонитель". В этом случае заканчивание новой скважины будет обычным, т.е. обсадная колонна опускается с поверхности или же свешивается в существующей колонне труб с помощью хорошо известных средств, например за счет использования висячего устройства известного обычно как "подвесное устройство для хвостовиков".
В патенте США N 4807704 раскрывается известная система и способ для заканчивания нескольких боковых скважин из главной скважины, однако, оборудование главной и боковых скважин является сложным и ограничивает пространство внутри главной скважины, делая доступ в нижнюю часть главной скважины невозможным. Более того, боковая скважина требует операции фрезерования в колонне обсадных труб главной скважины.
В патенте США N 4852666 упоминается об известном устройстве и способе для бурения боковых скважин относительно горизонтального дренажа. Однако в этом документе не раскрывается способ, позволяющий бурить боковые скважины из главной скважины, которая уже обсажена, а также предусмотрена возможность заканчивания боковой скважины обсадной колонной.
В авторском свидетельстве СССР N 192114 раскрыт способ бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины, обсаженной колонной обсадных труб, содержащей по крайней мере одно боковое отверстие, при котором размещают в колонне обсадных труб направляющие средства на уровне бокового отверстия, вводят боковые бурильные средства через боковое отверстие через направляющие средства для бурения боковой скважины, идущей от главной скважины, устанавливают в боковой скважине боковую колонну обсадных труб и соединяют боковую колонну обсадных труб на периферии колонны обсадных труб главной скважины.
В указанном авторском свидетельстве раскрыта такая система для бурения и заканчивания, по крайней мере, одной боковой скважины относительно главной скважины, обсаженной главной колонной обсадных труб, содержащих по крайней мере одно боковое отверстие, предназначенное для прохождения через него бурильного инструмента, боковую колонну обсадных труб, установленную в боковой скважине, направляющие средства, расположенные в главной колонне обсадных труб рядом с отверстием, и средства для соединения боковой колонны обсадных труб к главной колонне обсадных труб, расположенные по существу на периферии главной колонны обсадных труб. В качестве данного средства использован фигурный фланец, установленный на верхнем конце главной колонны обсадных труб. Герметичность соединения боковой колонны обсадных труб с главной колонной обсадных труб достигается при упоре фигурного фланца в гнездо, выполненное в окне кожуха распределительной головки, являющейся направляющим средством. Однако трудно осуществить соединение фланца с кожухом во время одной операции.
Вышеописанный способ и система для бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины не являются достаточно эффективными.
Технический результат изобретения - повышение эффективности способа и системы для бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины.
Технический результат достигается тем, что в способе бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины, обсаженной колонной обсадных труб, содержащей по крайней мере одно боковое отверстие, при котором размещают в колонне обсадных труб направляющие средства на уровне бокового отверстия, вводят боковые бурильные средства через боковое отверстие через направляющие средства для бурения боковой скважины, идущей от главной скважины, устанавливают в боковой скважине боковую колонну обсадных труб и соединяют боковую колонну обсадных труб на периферии колонны обсадных труб главной скважины, согласно изобретению частично закрывают пространство, образованное между боковой колонной обсадных труб и по крайней мере одним боковым отверстием посредством закрывающих средств.
Технический результат достигается и тем, что в способе бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины, обсаженной колонной обсадных труб, при котором оборудуют главную скважину колонной обсадных труб, имеющих по крайней мере две трубчатые части, имеющие по крайней мере одно боковое отверстие, направляющие средства располагают в колонне обсадных труб на уровне бокового отверстия, колонну бурильных труб собирают и опускают в колонну обсадных труб и бурят боковую скважину через отверстие, при этом буровую головку направляют с помощью направляющих средств, согласно изобретению, направление боковых отверстий ориентируют относительно главной скважины за счет вращения колонны обсадных труб с поверхности, направление боковых отверстий контролируют с помощью измерительного инструмента, при этом отверстия ориентируют относительно друг друга за счет вращения частей вокруг оси главной обсадной колонны и контролируют с помощью измерительного инструмента, опущенного в эту колонну труб, средства располагают в колонне труб с помощью узла маневровых штанг, идущих с поверхности, и крепление направляющих средств контролируют узлом маневровых штанг с поверхности земли.
Таким образом, сущьность изобретения заключается в обсаживании главной скважины колонной обсадных труб, содержащей одно или несколько боковых отверстий, которые были бы подготовлены по крайней мере частично до операции обсаживания, затем в свешивании боковой колонны обсадных труб, вводимой в боковую скважину, пробуренную через одно из отверстий.
Когда колонна обсадных труб состоит из трубчатых частей собранных, когда они вводятся в скважину, то используются трубчатые части, которые специально изготовлены с боковыми отверстиями. При этом достигается обычная операция обсаживания, но при этом размещая в требуемое положение трубчатые части, имеющие боковые отверстия, а также другое бурильное и заканчивающее оборудование.
Таким образом, главная скважина оборудована смешанными обсадными трубами, содержащими в местах, заданных оператором, боковое бурильное и заканчивающее устройства, готовые к использованию.
Когда главная скважина оборудована таким образом, следует заметить, что доступ во внутреннее пространство обсадных труб будет по-прежнему позволять осуществлять операции по техническому обслуживанию, которые специалист в данной области может решить провести в такой скважине. Действительно, внутреннее пространство обсадных труб, выполненных в соответствии с настоящим изобретением, обеспечивает прохождение инструментов. Таким образом, можно иметь доступ во внутреннюю часть обсадных труб, находящуюся ниже зоны бокового бурения, для инструментов, имеющих обычно максимальный наружный диаметры по отношению к внутреннему диаметру главных обсадных труб.
Таким образом, бурение и заканчивание боковых скважин, расположенных по длине главных обсадных труб может осуществляться с помощью инструментов и оборудования одинакового размера, поскольку ничто не загораживает внутреннего прохода главных обсадных труб.
Более того, если представляется целесообразной разработка нефтеносного пласта только из главных обсадных труб, то соответствующие операции по началу добычи могут быть начаты обычно, например, путем размещения насосно-компрессорной установки. Сообщение между нефтеносным слоем и внутренней полостью обсадных труб должно быть предусмотрено. В случае же, если обсадные трубы не цементируются и если они содержат по крайней мере одну перфорированную трубную часть, используются хорошо и известные в данной области перфорирующие на месте средства.
Способ в соответствии с изобретением обладает большой гибкостью при его использовании, поскольку ряд этапов добычи могут планироваться.
Во-первых, главная скважина может вводиться в эксплуатацию одна обычным образом, используя обычный способ добычи, ввода в эксплуатацию или измерительные процессы, поскольку нет никаких препятствий в колонне обсадных труб. Это может быть сделано, пока не наступило соответствующее или неизбежное время, когда должны вкладываться новые инвестиции с целью поддержания экономически приемлемого уровня добычи. Затем могут буриться одна или несколько боковых скважин за счет использования специального оборудования, установленного в колонне обсадных труб, используя промысловые данные, приобретенные на предыдущих этапах.
Такая схема добычи является одним примером из многочисленных возможных, которые предоставляют настоящее изобретение.
Этот способ возможен, поскольку первоначальные вложения, соответствующие специальной колонне обсадных труб главной скважины не представляют дополнительной стоимости. Тем самым, может быть улучшен дренаж скважины.
Кроме того, в соответствии с изобретением отверстия могут быть герметизированы перед спуском труб в скважину, что позволяет осуществить заканчивание обычной операции цементирования.
Для достижения такой герметизации желательно использовать полосы, в частности, изготовленные из термореактивного композитного материала, который может содержать армирующее волокно, заключенное в матрицу. Деталь, изготовленная из алюминия или любого другого поддающегося сверлению материала, может помещаться на отверстие, в результате чего ее герметизация через полосы может выдерживать высокие давления. Обычная буровая головка, использующаяся для бокового бурения, может бурить через эти полосы и их армирования без необходимости в дополнительной операции. Таким образом, бурение может осуществляться после сверления через полосы, не меняя инструмента.
Таким образом, когда должна буриться по крайней мере одна боковая скважина, то предпочтительный способ в соответствии с настоящим изобретением происходит следующим образом. Этапы, описанные ниже, должны начинаться в месте, в котором колонна обсадных труб, содержащая по крайней мере одно боковое отверстие, установлена в главной скважине. Направляющие средства, содержащие направляющую наклонную плоскость, аналогичную той, что у отклонителя, опускаются в главную обсадную трубу с помощью маневровых штанг, например бурильной колонны или бурильной трубы. Направляющие средства предпочтительно выполняются достаточно гибкими, чтобы обеспечить их размещение в непосредственной близости от любого из боковых отверстий, когда их имеется несколько. Таким образом, оператор может выбирать любое отверстие в обсадной трубе для осуществления бокового бурения и улучшения добычи.
Направляющие средства, закрепленные и ориентированные относительно отверстия, могут использоваться как в качестве отклоняющего инструмента для буровой головки, так и в качестве средств для позиционирования колонны обсадных труб, установленных в боковой скважине.
Для осуществления операции бурения, маневровые штанги вытаскиваются с тем, чтобы опустить боковую колонну обсадных труб. Колонна обсадных труб является обычной, т.е. та, которая используется операторами с отклоняющим инструментом, например отклонителем, а именно обычно содержащая буровую головку, забойный двигатель, удлинитель, обсадные трубы.
Когда боковое бурение будет завершено, то оператор может решать обсаживать ему боковую скважину обсадными трубами или нет, какие из ее частей останутся сплошными, перфорированными или нет. Если заканчивание осуществляется после бурения, как часто это бывает для ограничения опасности закупоривания скважины из-за выноса пласта, то те же направляющие средства предпочтительно используются для направления боковой колонны обсадных труб в боковую скважину. Верхний конец боковой обсадной трубы и отверстие содержат средства для соединения боковой обсадной трубы к главной обсадной трубе на уровне отверстия. Эти соединительные средства могут содержать соединительный переходник, предназначенный для взаимодействия с отверстием. Этот переходник крепится к верхнему концу боковой обсадной трубы.
Изобретение является особенно выгодным тем, что оно не создает большого ограничения во внутреннем пространстве главной колонне обсадных труб за счет соединительных средств между боковой и главной обсадными колоннами, что обеспечивает доступ к другим отверстиям, расположенным дальше от поверхности земли, даже после заканчивания боковой скважины боковыми обсадными трубами.
Кроме того, закрывающие средства, например скользящая задвижка, могут дополнять соединительные средства.
Эта задвижка служит для практического преграждения всего пространства между соединительным переходником боковой колонны обсадных труб и отверстием, так что истечения из боковой скважины поступают в главную колонну обсадных труб через внутреннюю полость боковой колонны обсадных труб, а не через кольцевое пространство между скважиной и обсадной колонной. В действительности, если это не так, то установка колонны труб в боковой скважине будет сомнительной.
Задвижка может служить также для удержания соединительного переходника на обсадной трубе за счет взаимодействия крепежных или соединительных средств, объединенных с переходником, с задвижкой.
Назначением спускаемого инструмента для установки боковых обсадных труб является правильное размещение специального переходника относительно отверстия и закрывание задвижки. Эти две операции могут, конечно, осуществляться различными инструментами.
Кроме того, вышеуказанный технический результат достигается также и тем, что система для бурения и заканчивания по крайней мере одной боковой скважины относительно главной скважины, обсаженной главной колонной обсадных труб, содержащих по крайней мере одно боковое отверстие, предназначенное для прохождения через него бурильного инструмента, боковую колонну обсадных труб, установленную в боковой скважине, направляющие средства, расположенные в главной колонне обсадных труб рядом с отверстием, и средства для соединения боковой колонны обсадных труб к главной колонне обсадных труб, расположенные по существу на периферии главной колонны обсадных труб, согласно изобретению имеет средство для закрытия пространства, образованного боковой колонной обсадных труб и по крайней мере одним боковым отверстием, размещенное на уровне соединительных средств.
Технический результат достигается и в системе для бурения и заканчивания скважины, идущей вбок относительно главной скважины, содержащей колонну обсадных труб в главной скважине, имеющую по крайней мере одну трубчатую часть, снабженную боковым отверстием, согласно изобретению обсадная колонна имеет средство для по крайней мере частичного закрытия бокового отверстия, направляющие средства, предназначенные для направления инструмента изнутри колонны обсадных труб в сторону бокового отверстия и часть, проходящую через боковое отверстие, при этом закрывающие средства содержат уплотняющие средства, предназначенные для изолирования внутренней полости колонны обсадных труб от кольцевой полости между колонной обсадных труб и главной скважиной.
Технический результат достигается также и тем, что соединительное устройство для соединения двух элементов обсадных труб вместе, первый из которых имеет боковое отверстие с размерами, обеспечивающими прохождение второго элемента обсадной трубы, который направляется вбок от первого элемента обсадной трубы после его прохождения через первый элемент обсадной трубы, содержащее соединительные средства для соединения второго элемента обсадной трубы к первому элементу обсадной трубы, расположенные на периферии первого элемента обсадной трубы, согласно изобретению имеет средство для закрывания пространства, образованного между идущим вбок вторым элементом обсадной трубы и боковым отверстием.
На фиг. 1 представлены главная и боковая скважины, оборудованные колоннами обсадных труб; на фиг. 2, A и B - частичное поперечное сечение трубчатой части колонны обсадных труб главной скважины с элементами системы для бурения и заканчивания боковой скважины; на фиг. 3, A, B и C - нижний конец направляющего средства системы для бурения и заканчивания боковой скважины; на фиг. 3, D и E - другой вариант выполнения крепления направляющего средства; на фиг. 4, A и B - верхний конец направляющего средства системы для бурения и заканчивания боковой скважины; на фиг. 5, A, B и C - три вида трубчатой части колонны обсадных труб главной скважины; на фиг. 5, D - герметизирующая задвижка вокруг соединительного переходника; на фиг. 6, A и B - соединительный переходник согласно одному варианту его выполнения; на фиг. 6, C, D и E - соединительный переходник, согласно другому варианту его выполнения; на фиг. 6, Ж - перспективный вид соединительного переходника в сборе со спускаемым инструментом; на фиг. 7, A, B, C - другой вариант выполнения трубчатой части колонны обсадных труб главной скважины; на фиг. 8 - принцип блокирования задвижки в закрытом положении; на фиг. 9 - соединительное устройство между трубчатой частью колонны обсадных труб главной скважины и этой колонной; на фиг. 10, A - спускаемый инструмент для установки колонны обсадных труб боковой скважины; на фиг. 10, B - средство для крепления спускаемого инструмента к соединительному переходнику; на фиг. 11, А, B и C - средство для приведения в действие задвижки; на фиг. 12 - промежуточное соединение соединительного переходника с колонной обсадных труб боковой скважины; на фиг. 13, A, B и C - вариант закрытия бокового отверстия трубчатой части колонны обсадных труб главной скважины; на фиг. 14, A и, B - схему средства для закрытия пространства между соединительным переходником и боковым отверстием трубчатой части; на фиг. 15, A и 15, B - пример применения способа и системы в соответствии с изобретением; на фиг. 16, A, B и, C схематично показывают перемещение в колонне обсадных труб главной скважины направляющих средств и опускание боковой колонны обсадных труб в боковую скважину.
На фиг. 1 показаны главная скважина 1 и боковая скважина 2. Главная скважина 1 обсажена главной колонной 3 обсадных труб, имеющей одно боковое отверстие 4, предназначенное для прохождения через него бурильного инструмента.
Система для бурения и заканчивания боковой скважины 2 относительно главной скважины 1 содержит боковую колонну 5 обсадных труб, установленную в боковой скважине 2, направляющие средства 6 (фиг. 2, A), расположенные в главной колонне 3 обсадных труб рядом с отверстием 4, средства для соединения боковой колонны 5 к главной колонне 3, расположенные по периферии главной колонны 3, и средство 7 для закрытия пространства, образованного боковой колонной 5 и боковым отверстием 4, размещенным на уровне соединительных средств.
Направляющие средства 6 выполнены с возможностью направления бурильного инструмента в боковой колонне 5 обсадных труб.
Средство для соединения колонн 3 и 5 выполнено в виде соединительного переходника 8 между главной колонной 3 и боковой колонной 5 и промежуточного соединения 9 между соединительным переходником 8 и колонной 5.
Соединительный переходник 8 закреплен с помощью останавливающего движение и поддерживающего средства 10, а скользящая задвижка 11 закрывает боковое отверстие 4 вокруг переходника 8.
Конец 12 соединительного переходника 8 не входит внутрь колонны 3, а располагается по существу в той же плоскости, что и отверстие 4.
Задвижка 11 удерживается на колонне 3 с помощью крышки 13. Срезающий штифт 14 (фиг. 2, B) крепит задвижку 11 в верхнем или открытом положении, в котором отверстие 4 имеет размер, обеспечивающий прохождение через него бурильного инструмента и боковой колонны 5 обсадных труб. На фиг. 2B и 2A штифт 14 срезается и задвижка 11 находится в закрытом положении на отверстии 4 вокруг соединительного переходника 8.
Направляющие средства 6 состоят из трех основных частей: нижнего конца 15, подробно показанного на фиг. З А - Е, центральной части, содержащей наклонную плоскость 16 (фиг. 2,A), лицевая поверхность которой обращена к отверстию 4, и верхнего конца 17 (фиг.2,B).
Угол 1, (фиг. 2,A), образованный между наклонной плоскостью 16 и продольной осью предпочтительно равен или колеблется от 1 до 5o, хотя величина этого угла не ограничивает объем изобретения, в частности наклонная плоскость 16 может выполняться с постепенно увеличивающимся углом наклона от 1 до 5o.
Верхний конец 17 имеет предпочтительно цилиндрический внутренний проход 18 (фиг. 2,A), обеспечивающий вход бокового бурильного инструмента и боковой колонны 5 обсадных труб, средства 19 (фиг. 2,В) для свешивания инструмента для маневрирования направляющими средствами 6, ориентирующих средств 20, позволяющих поднимать средства 6 в направлении к поверхности без возможного заклинивания шпонкой 21, выполненной за одно целое с главной колонной 3 возле бокового отверстия 4, и ориентировать соединительный переходник 8 относительно наклонной плоскости 16.
Канал или трубопровод 22 (фиг. 2,A), выполненный в направляющих средствах 6, соединяет внутреннее пространство главной колонны 3 обсадных труб с каждой стороны направляющих средств 6.
Центрирующие части 23 установлены по периферии направляющих средств 6 на уровне двух концов 15 и 17.
Направляющие средства 6 содержат позиционирующие средства, позволяющие переустанавливать направляющие средства 6 в главной колонне 3 обсадных труб после присоединения боковой колонны 5. Позиционирующие средства состоят из непрерывной канавки 24 (фиг. 3,B), идущей вдоль направляющих средств 6, и крепежных средств, включающих другую канавку 25 (фиг. 3,A), идущую вдоль направляющих средств 6, и реверсируемый замок, закрепляющий шпонку 21 главной колонны 3 в этой канавке 25. Реверсируемый замок представляет собой собачку 26 (фиг. 3, B), образованную гибким листом 27, объединенную с заслонкой 28, которая может скользить в корпусе 29 параллельно канавке 25 и располагаясь ниже ее. Возвратная пружина 30 заслонки 28 удерживается в корпусе 29 заглушкой 31. Собачка 26 имеет уклон 32 на стороне, противоположной основанию 33 канавки 25 относительно кромки 34. Благодаря гибкости листа 27 собачка 26 поддерживается выступающей относительно основания 33 канавки 25 через отверстие 35 между корпусом 29 и канавкой 25. Кромка или опорная поверхность 34 собачки 26, установленной таким образом, блокирует шпонку 21 в корпусе, образованном основанием 33 канавки 25 и кромкой 34. Когда оператор прикладывает растягивающее усилие к средствам 6, достаточное для сжатия пружины 30, то кромка 34 упирается в шпонку 21, кромка 36 отверстия 35 взаимодействует с уклоном 32 собачки 26 с тем, чтобы отвести собачку 26 и освободить направляющие средства 6 от шпонки 21. Направляющие средства 6 содержат средства для введения шпонки 21 в одну или другую канавки 24 и 25, управляемые с поверхности земли. Эти средства образованы цилиндрической частью конца 15, наружный диаметр которой меньше, чем внутренний диаметр трубчатой части 49, и которая заканчивается острием, образованным двумя плоскостями 37 и 38, симметричными относительно плоскости, проходящей через продольную ось и секущую вдоль прямой линии, ортогональной относительно продольной оси. Каждая из канавок 24, 25 имеет выход на соответствующую плоскость 38 и 37 острия симметрично относительно продольной оси.
Канавка 24 выполнена по всей длине направляющих средств 6 и когда шпонка 21 направляется в канавке 24, то средства 6 не закрепляются и могут смещаться в сторону дна скважины или в сторону поверхности земли, при этом располагаясь от одной по одну сторону шпонки 21 до другой.
На фиг. 3,D и, E показан другой вариант средств для крепления направляющих средств 6 в главной колонне 3. Средства для введения шпонки 21 остаются аналогичными вышеописанным, как и расположение канавок 25 и 24. Реверсируемый замок для запирания шпонки 21 в основании канавки 25 состоит из штифта 39, установленного в корпусе, например, в отверстии 40, выполненном радиально относительно направляющих средств 6, перпендикулярных к оси канавки 25. Штифт 39 удерживается гайкой 41 и смещается в направлении канавки 25 под действием пакета тарельчатых пружинных шайб 42. Необходимое усилие для сжатия штифта 39 в противоположном направлении может регулироваться числом и типом пружинных тарельчатых шайб 42. Верхняя форма 43 штифта 39 загораживает канавку 25, предотвращая смещение конца 15 относительно шпонки 21 до тех пор, пока растягивающее усилие, действующее на направляющие средства 6, является недостаточным для сжатия шайб 42. Форма 43 предпочтительно идет с уклоном в сторону основания канавки 25 и в сторону выхода канавки 25 на плоскость 38.
В этом варианте трубопровод 22 (фиг. 3,D), имеющий ту же ось, что конец 15, заканчивается до корпуса 40. Трубопровод 22 продлевается вверх до конца направляющих средств 6 с помощью трубопровода 44 и 45, идущих параллельно оси направляющих средств 6 и расположенных с каждой стороны корпуса 40, чтобы не пересекаться с ним.
Показанный на фиг. 3, D и E двухконечный конец не является полностью сплошным, а имеет цилиндрическое отверстие с диаметром 46 и основанием 47. В этом варианте трубопроводы 44 и 45 имеют выход на основание 47.
Верхний конец 17 (фиг.4,A) направляющих средств 6 является предпочтительно трубчатым с наружным диаметром, совместимым с внутренним диаметром главной колонны 3 обсадных труб, и имеет внутренний проход 18 с диаметром, совместимым с диаметром бокового бурильного инструмента. Проход или трубопровод 18 открывается на наклонной плоскости 16.
Конец 17 заканчивается скосом 20, образующим средство введения направляющих шпонки 21. Канавка 24 открыта в нижнюю часть скоса 20, как показано на фиг. 4,B. В действительности, когда оператор поднимает средства 6 на поверхность, шпонка 21 создает препятствие относительно скоса 20, все направляющие средства 6 будут приводиться во вращение вдоль уклона скоса 20 до тех пор, пока шпонка 21 не войдет в канавку 24, как описано выше. Поскольку канавка 24 открывается на другой конец направляющих средств 6, то последние могут подниматься на поверхность без того, чтобы быть остановленными шпонкой или шпонками 21.
Прорезь 48 заданной длины выполнена в стенке конца 17 вдоль направления образующей по существу под 90o к образующей канавки 24.
Система бурения и заканчивания боковых скважин из главной скважины имеет описанный далее и показанный на фиг. 10,A спускаемый инструмент для позиционирования боковой колонны 5 обсадных труб, соединенный с боковой колонной через реверсивный крепеж и содержащий средства для ориентирования соединительных средств за счет взаимодействия с направляющими средствами 6 и средства для приведения в действие закрывающие средства и маневровые штанги для опускания инструмента в скважину.
Внутренние пазы 19, выполненные в стенке трубопровода 18, позволяют штангам для маневрирования направляющими средствами 6 свешиваться с помощью спускаемого инструмента, прикрепленного к концу этих штанг. Прорезь 48 может взаимодействовать с пальцем, объединенным со спускаемым инструментом так, что при вращении маневровых штанг с поверхностью земли направляющие средства 6 выполняют это же вращение. При этом могут быть предусмотрены другие средства для крепления направляющих средств 6 во вращении относительно спускаемого инструмента, в частности за счет определенной формы пазов 19. Для спуска и установки направляющих средств 6 предпочтительно используются обычный ловильный инструмент или "освобождающая труболовка", которые закрепляются в отверстии 18 с помощью системы клиньев.
На фиг. 5,A показан вид сверху трубчатой части 49, предназначенной для сборки с наружными трубами для формирования главной колонны 3 обсадных труб. Сборка осуществляется с помощью резьбы 50 и 51. Отверстие 4 фактически состоит из двух окон 52 и 53 соответственно, вырезанных в крышке 13 и трубчатом корпусе элемента 49. Назначение крышки 13 заключается в поддержании и направлении скользящей задвижки 11, показанной на фиг. 5,D.
Ширина бокового отверстия 4 предназначена для обеспечения прохода через него бокового бурильного средства, тогда как длина отверстия 4 зависит от наклона наклонной плоскости 16 (фиг. 2,A). Плоская поверхность 54 (фиг. 5, A), часть периферии окна 52 крышки 13, является местом, на котором размещается соединительный переходник 8 и крепится на месте.
Шпонка 21 приваривается к корпусу трубчатой части 49 предпочтительно на продольной оси отверстия 4. Шпонка 21 выступает наружу из внутренней стенки трубчатой части 49, так что верх плоской части шпонки 21 располагается на расстоянии D от диаметрально противолежащей точки. Величина D является функционально важной для размещения направляющего средства 6, причем эта функция передана шпонке 21, выполненной за одно целое с частью 49. Кроме того, эта величина является важной, чтобы не загораживать проход обслуживающей части.
Задвижка 11 фиксируется в открытом положении срезающимся штифтом 14. В этом положении отверстие 4 имеет максимальные размеры.
На фиг. 5,C представлено поперечное сечение трубчатой части 49, показывающее конфигурацию задвижки 11 на корпусе части 49 и сбоку крышки 13 на этом корпусе путем приваривания двух стержней 55 и 56 по всей длине. Наибольший наружный диаметр части 49 предпочтительно не должен быть больше, чем наружный диаметр фланца муфт труб, образующих главную колонну 3. Таким образом, часть 49 может опускаться в скважину, пробуренную инструментом обычного диаметра, при этом не создавая трения больше того, что создает трубная муфта.
На фиг. 5,D показан вид сверху плиты, образующей задвижку 11. В отверстие 57 входит срезающий штифт 14. Отводы 58 и 59, разделенные расстоянием 60, будут по существу полностью закрывать зазор между отверстием 4 и соединительным переходником 8. U-образная форма и ширина 60 зависят от наружной формы соединительного переходника 8. Следует отметить, что U-образная форма окна в задвижке 11, когда последняя закрыта, взаимодействует с поверхностью 54 периферии окна 52 крышки 13, тем самым образуя прямоугольник по существу одинаковых размеров с частью конца соединительного переходника 8. Действительно, если обратиться к фиг. 6, A - E, на которых схематично показан соединительный переходник 8 квадратной формы в поперечном сечении, то можно заметить, что часть 12 конца соединительного переходника 8 имеет прямоугольную форму, соответствующую отверстию U-образной формы задвижки 11 и ширине периферийной поверхности 54. В случае, если часть 12 соединительного переходника 8 имеет другую форму, то задвижка 11 и периферийная часть 54 отверстия 4 будут выполнены так, что будет оставаться ограниченное пространство или его совсем не будет между соединительным переходником 8 и частью 49 после закрывания задвижки 11 на соединительном переходнике 8.
Целью такого взаимодействия задвижки 11 с соединительным переходником 8 является обеспечение достаточной герметизации, чтобы предотвратить поток жидкости вокруг соединительного переходника 8. Кроме того, дополнительно имеется упругое соединение на соединительном переходнике 8 или на задвижке 11 и поверхности 54 или на обоих, чтобы улучшить действие уплотнения.
Отверстия 61 (фиг. 5,D) выполнены в задвижке 11 и их форма приспособлена для взаимодействия со средством для смещения задвижки, которое является частью спускаемого инструмента. Палец 62 опускаемого инструмента, показанный на фиг. 11, A - C, иллюстрирует это средство. В зависимости от длины смещения задвижки 11 и поступательного перемещения пальца 62 необходимо иметь несколько отверстий 61, расположенных в лучшем случае по длине перемещения пальцев 62. Отверстия 61 должны подходить для прорези 63 в корпусе трубчатой части 49, чтобы задвижка 11 могла приводиться в действие изнутри главной колонны 3 через стенку трубчатой части 49.
На фиг. 7, A, B и C показаны другие варианты выполнения трубчатой части 49 и другая конструкция задвижки 11. По сравнению с фиг. 5,A и B фиг. 7, A и B в основном отличаются формой отверстий 52 и 53, выполненных соответственно в крышке 13 и трубчатой части 49, и совпадением этих отверстий 52 и 53, образующих боковое отверстие 4. Широкая часть 64 отверстия 52 сужается по форме воронки и по существу имеет в месте 65 ширину соединительного переходника 8. Таким образом, крылья 66 соединительного переходника 8 (фиг. 6,C и D) запираются крышкой 13 по существу в зонах 67, ниже которых трубчатая часть 49 открывается отверстием 51.
Башмак 68, приваренный к корпусу трубчатой части 49, имеет форму зубьев, наклон которых позволяет смещать соединительный переходник 8 в направлении его ввода в боковую скважину 2, но блокирует его перемещение, когда часть 69 переходника 8 достигает своего конечного положения.
На фиг. 6,С показано взаимодействие части 68 с частью 69, соединенной с соединительным переходником 8, после того как переходник 8 был установлен относительно отверстия 4.
Один или несколько срезных штифтов 70 закреплены в крышке 13 между отводами 58 и 59 задвижки 11, находящейся в открытом положении. Ряд штифтов 70 может быть установлен вдоль оси U-образной формы задвижки 11. Назначение этих штифтов 70 является следующим: когда средства для закрывания задвижки ломают штифт 14, то последний совершает поступательное перемещение до тех пор, пока основание задвижки не будет блокировано к штифтов 70. Затем закрывающие средства предупреждают поверхность о блокировании поступательного перемещения за счет повышения гидравлического давления, если средства имеют гидравлический привод, или в результате увеличения механического напряжения, например крутящего момента, если они приводятся в действие механически.
Таким образом, оператор знает, что задвижка 11 переместилась на расстояние между начальным положением задвижки 11 и штифтами 70. За счет последовательного размещения ряда штифтов 70 оператор может придти к заключению, находясь на поверхности земли, в каком положении находится задвижка 11.
Конечно, для того, чтобы следить за перемещением задвижки 11 с поверхности, необходимо также соединить задвижку 11 с датчиками, информация от которых может передаваться на поверхность земли с помощью известных в данной области средств.
На фиг. 7, C представлен вид сверху задвижки 11, содержащей отводы 58 и 59, разделенные промежутком 60. Конец 71 отводов 58 и 59 имеет заостренную вершину для облегчения направления относительно соединительного переходника 8. Задвижка выполнена так, что на ней имеются выступы 72, которые способствуют скольжению при поступательном перемещении задвижки 11. На одном из выступов 72 имеются зубья, предназначенные для запирания задвижки 11 в закрытом положении вокруг соединительного переходника 8. Подробности этого запирания показаны на фиг. 8.
Гибкий лист 73 прикреплен по крайней мере к одному из стержней 55 и 56, использующихся для поперечного направления задвижки 11 и для крепления крышки 13 на трубчатой части 49. Конец 74 листа 73 пригоден для взаимодействия с зубьями 71, когда задвижка 11 готова осуществить свое полное перемещение. Асимметричная форма зубьев запирает задвижку 11 нереверсивно сразу же как только конец 74 листа войдет во взаимодействие с одним из зубьев 71.
На фиг. 7, C отверстия 61, чье назначение аналогично представленным на фиг. 5,D, имеют удлиненную форму и относительно большую поверхность для обеспечения определенного допуска на позиционирование задвижки 11 относительно пальца 63 средств смещения задвижки 11, а также механическое усиление этого пальца 63.
На фиг. 6, A и B, которые уже упоминались выше, показан конец боковой колонны 5 обсадных труб, содержащий соединительный переходник 8 и промежуточное соединение 9 между трубами боковой колонны 5 и соединительным переходником 8. Соединение 9 позволяет ориентировать соединительный переходник 8 вокруг продольной оси колонны 5 относительно бокового отверстия 4 без необходимости вращения всей колонны 5. В действительности, длина и/или наклонное положение этой колонны 5 могут обуславливать большое трение, которое должно преодолеваться за счет взаимодействия средств введения с верхней частью 17 направляющих средств 6.
Таким образом, соединение 9 позволяет переходнику 8 отсоединяться при вращении от колонны 5 и облегчает ориентацию переходника 8 . Более того, гибкость соединения 9 обеспечивает правильный наклон переходника 8 относительно бокового отверстия 4 и закрывающих средств. Такое соединение 9, показанное на фиг. 12, описывается ниже.
Поперечное сечение переходника 8 предпочтительно имеет квадратную наружную форму такого размера, что она по существу вписывается в окружность диаметром, равным внутреннему диаметру трубопровода 18. В действительности вся боковая колонна 5 обсадных труб должна проходить через трубопровод 18 верхней части 17 направляющего устройства 6. Внутренний диаметр трубопровода 18 ограничивает наружный диаметр элементов боковой колонны 5 обсадных труб.
Квадратная труба установлена вдоль ортогональной плоскости с двумя параллельными сторонами, образующими угол с продольной осью переходника 8. Угол i по существу равен углу 1 наклонной плоскости 16 или углу касательной на конце наклонной плоскости 16 относительно продольной оси главной колонны 3 обсадных труб.
Таким образом, на фиг. 6,В представлен вид снизу прямоугольной секции ABCD конца 12 соединительного переходника 8. Как уже отмечалось выше, периферия, состоящая из сторон AB-BC-CD, подходит близко или контактирует со скользящей задвижкой 11, когда последняя закрывается. Сторона DA контактирует с периферийной поверхностью 54 окна крышки 13 (фиг. 5,A). Таким образом, контакты периферии ограничивают зазор между соединительным переходником 8 и боковым отверстием 4. Безусловно, этой формой система не ограничивается, но она была предпочтительно выбрана с тем, чтобы сделать более легким создание и выполнения отверстия 4, задвижки 11 и переходника 8.
Башмак приваривается к переходнику 8 для образования собачки 10 и запирания переходника 8 в отверстие 4. Палец 75 собачки 10 входит в корпус 76 между крышкой 13 и корпусом трубчатой части 49 в конце поступательного перемещения переходника 8 на направляющей (фиг. 5,B). Механическое зацепляющее устройство, например упругий крючок, может быть встроен между двумя взаимодействующими пальцем 75 и корпусом 76. Кроме того, для завершения закрепления соединительного переходника 8 в отверстии 4, задвижка 11 может содержать запирающие средства, взаимодействующие, ближе к концу процесса закрывания, с дополнительными средствами, расположенными на переходнике 8 ближе к периферии BC. Эти средства, которые не показаны, понятны специалисту в данной области техники.
На фиг. 6, C и D показан другой вариант соединительного переходника 8, содержащего направляющие, имеющие части, по существу параллельные части 12. Направляющие состоят из двух рельс 77 и 78, приваренных по существу вдоль каждой стороны BA и CD. Пространство между рельсами 77 и 78 соответствует толщине отводов 58 и 59 задвижки 11. Нижние рельсы 77 короче, чем верхние рельсы 78. Конец рельс 78 на стороне BC содержит часть 79 центрирующего устройства, взаимодействующую с другой частью 80, соединенной с удерживающей частью 81 (фиг. 10,A). На фиг. 6,E соединительный переходник 8 показан в перспективе и собранный с удерживающей частью 81. Центрирующее устройство имеет по существу форму усеченной сферы с V-образной формой на стороне острия переходника 8. Эта V-образная форма используется для направления отводов 58 и 59 задвижки 11. Часть 80 служит для размещения плоскости 82 соединения на уровне бокового отверстия 4 во время установки боковой колонны 5 обсадных труб. Когда задвижка 11 закрыта, то направляющие удерживают соединительный переходник 8 на месте.
На фиг. 6,C показан другой вариант запирающего средства между переходником 8 и корпусом трубчатой частью 49, содержащее башмак 69, профиль которого имеет форму перевернутого зуба относительно башмака 68 корпуса трубчатой части 49 (фиг. 7,B). Профиль башмака 68 показан здесь для облегчения понимания взаимодействия башмаков 68 и 69, обеспечивающих блокирование соединительного переходника 8 в верхнем направлении в сторону поверхности земли. Правильное положение соединительного переходника 8 может быть подтверждено приложением тянущего усилия к бурильной колонне, соединенной с переходником 8, и если есть сопротивление, то оператор определяет, что башмак 69 правильно разместился относительно бокового отверстия 4 и поэтому эти относительные положения различных элементов являются правильными.
На фиг 6,E представлено поперечное сечение соединительного переходника 8 вблизи крыльев 66. Крылья 66 располагают соединительный переходник 8 относительно корпуса трубчатой части 49 за счет того, что они размещаются ниже крышки 13 на уровне зон 67 (фиг. 7,A).
На фиг. 16,A показана главная скважина 1, в которую опускается колонна 3 обсадных труб, по крайней мере часть которой снабжена боковым отверстием 4. Операция заканчивания скважины 1 в основном аналогична обычному способу крепления скважины обсадными трубами. Колонна 3 предпочтительно состоит из трубных элементов, называемых "обсадными трубами" или "подъемными трубами". Эти трубы соединяются друг с другом с помощью резьбы. Часть колонны 3, содержащая отверстие 4, предпочтительно изготавливается из труб одной длины с тем, чтобы получить трубчатую часть 49, показанную на фиг. 5, A, B и C или 7,A и C.
Когда колонна 3 обсадных труб опускается, то оператор вводит в колонну 3 трубчатую часть или части 49 элемент или элементы так, чтобы при завершении операции спуска эти части 49 располагались на уровне места от которого начинается боковое бурение.
В самом общем случае, когда несколько боковых скважин 2 бурятся из главной скважины 1, части 49 должны быть ориентированы относительно друг друга так, чтобы направление боковых отверстий 4 соответствовало ожидаемым дренажным траекториям, необходимых операторам. Нижние соединительные средства 50 (фиг. 5, B и 7,B) для соединения части 49 могут содержать специальные средства для установки ориентации трубчатой части 49 относительно нижней колонны обсадных труб. При этом могут использоваться любые средства, известные в общей механике, например принцип винт-гайка с контргайкой. Это принцип может быть перенесен на данный случай следующим образом: соединение 50 состоит из прямолинейной ниппельной резьбы; труба, которую свинчивает соединение 50, содержит соответствующую внутреннюю замковую резьбу; кольцо, выполняющее функцию контргайки, устанавливается на ниппельную резьбу.
Крепление трубчатой части 49 осуществляется на поверхности земли на конце колонны 3, которая уже собрана и вводится в главную скважину 1. Направление бокового отверстия 4 трубчатой части 49 регулируется в процессе монтажа. Это достигается за счет учета ориентации отверстия 4 предыдущей части 49, уже собранного в главную колонну 3 обсадных труб, через установленный в колонне 3 измерительный инструмент, находящийся на уровне этого первого отверстия 4. Измерительный инструмент, например, гироскопического типа, индексируется относительно отверстия 4, например, с помощью шпонки 21. Положение части 49 блокируется путем завинчивания кольца до упора в концевой буртик замковой резьбы под действием затягивающего крутящего момента, который определяется размером резьбы.
На фиг. 9 показаны простые соединительные средства между трубчатой частью 49 главной колонной 3, при этом соединение позволяет регулировать и закреплять во вращении часть 49. Муфта 83 обсадной колонны содержит замковые резьбы 84 и 85 двух различных типов. Резьба 84 соответствует ниппельной резьбе труб, составляющих колонну 3. Соединение с помощью резьбы 84 содержит буртик 86, на котором ниппельный конец колонны 3 блокируется под действием свинчивающего крутящего момента. Отличительным признаком этого соединения, обычно называемого "улучшенным соединением", является то, что оно не допускает никакого вращения труб относительно друг друга в случае приложения скручивающего момента ко всей колонне 3. С другой стороны, соединение имеющее резьбу 85, лишено буртика, например муфта с длинной резьбой в соответствии со стандартами 5СТ Американского нефтяного института. Таким образом, трубчатой части 49 относительно муфты 83 может регулироваться в зависимости от прикладываемого свинчивающегося крутящего момента. После достижения ориентации боковые стопорные винты 87 блокируются снаружи ниппельной резьбы 50 элемента 49.
Спускаемый инструмент 88, показанный на фиг. 10,A, соединен с боковой колонной 5 через реверсивный крепеж 89 и содержит средства 90 для ориентирования соединительных средств за счет взаимодействия с направляющими средствами 6 и средство 91 для приведения в действие задвижки 11, содержащее палец 92, предназначенный для взаимодействия с прорезью 63 корпуса трубчатой части 49 (фиг. 5,B), таким образом, чтобы располагаться выше задвижки 11. Палец 92 предназначен для поступательного перемещения так, чтобы заставить задвижку 11 скользить в корпус и закрыть пространство между боковым отверстием 4 и соединительным переходником 8. Палец 92 может перемещаться радиально и продольно с помощью средств, содержащих винт, приводящийся во вращение за счет вращения с поверхности маневровых штанг 93, или за счет смещения гидравлического домкрата, жидкость к которому подается под давлением с поверхности земли.
Инструмент 88 посредством крепежа 89 крепится в соединительном переходнике 8, который соединен с боковой колонной 5 с помощью шарнирного соединения 94. Инструмент 88 с помощью средства 90 ориентирует и располагает переходник 8 в боковом отверстии 4. Реверсивный крепеж 89 содержит запирающее средство 95, объединенное с концом маневровой трубы 96, и часть 81, удерживающую переходник 8. Удерживающая часть 81 имеет поверхность 82, дополняющую часть 12 соединительного переходника 8. Часть 81, объединенная с трубой 96, крепит переходник 8 во вращении относительно трубы 96, когда часть 12 переходника 8 контактирует с поверхностью 82 удерживающей части 81. Для увеличения сопротивления крутящему моменту, часть трубы 96, установленной внутри соединительного переходника 8, может иметь продольные канавки, в которые входят поперечные штифты, выполненные за одно со стенкой переходника 8.
Центрирующее устройство, состоящее из частей 79 и 80, представленных на фиг. 6,E, не показаны на фигуре 10,A в целях большей ясности.
На фиг. 10,B показано запирающее средство 95. Переходник 8 содержит круглую канавку 97, расположенную в его внутреннем проходе. Цилиндрическая часть 98 выполнена за одно целое с концом трубы 96 посредством резьбы 99. Часть 98 имеет несколько прорезей 100, расположенных по периферии, допускающих радиальное расширение конца 101, снабженной прорезями части 98. Этот конец 101 имеет форму, охватываемую канавкой 97. Заглушка 102 расширяет конец 101, тем самым блокируя трубу 96 в переходнике 8. Заглушка 102 объединена с поршнем 103, установленным в отверстии трубы 96. Уплотнительные средства 104 изолируют внутреннее пространство трубы 96 от кольцевого пространства. Срезающий штифт 105 объединяет поршень 103 с трубой 96. Смонтированная таким образом боковая колонна 5 обсадных труб спускается в скважину с помощью штанг, объединенных с трубами 96. Продольные напряжения воспринимаются за счет взаимодействия канавки 97 и формы конца 101. Разблокировка достигается за счет увеличения давления внутри трубы 96 с помощью внутреннего пространства маневровых штанг и насосной установки на поверхности земли. Когда давление будет прикладывать к поршню 103 усилие, превышающее прочность срезаемого штифта 105, то последний разрушается и освобождает поршень 103, который движется под действием давления вниз на задний ход C. Это поступательное перемещение поршня 103 освобождает заглушку 102 из конца части 98. Благодаря эластичности формы конца 101 последняя отводится сама назад или под действием продольного усилия, действующего на трубу 96, тем самым освобождая трубу 96 от переходника 8 и боковой колонны 5 обсадных труб.
На фиг. 10,A средство 90 для ориентирования содержит кожух 106, объединенный с трубой 96 через срезной штифт 107. Кожух 106 содержит форму 108, дополняющую форму скоса 20 верхнего конца направляющих средств 6 (фиг. 2,B). Для лучшего понимания, контур верхней части 17 направляющих средств 6 показан на фиг. 10,A штрихпунктирной линией. Шпонка 109, выполненная за одно с трубой 96, установлена в прорези 110, выполненной в кожухе 106. При завершении установки боковой колонны 5 обсадных труб в боковой скважине 2, форма 108 кожуха 106 спускаемого инструмента 88 взаимодействует со скосом 20 направляющих средств 6. В результате этого взаимодействия спускаемый инструмент 88 и соединительный переходник 8 направляются в заданном направлении, которое задается ориентацией направляющих средств 6 в главной колонне 3 обсадных труб. В конце операции ориентирования перемещения вниз спускаемого инструмента 88 и боковой колонны 5 обсадных труб блокируется частью 17. Прорезь 110 расположена против прорези 48 верхней части 17 направляющих средств 6. Оператор прикладывает срезающее усилие к штифту 107 через штанги или удлинители. Разрушение штифта 107 освобождает трубу 96 от кожуха 106 и при том же ходе труба 96 движется вниз поступательно. При этом перемещении шпонка 109 входит в прорезь 48. Когда поступательное перемещение завершает смещение, соответствующее длине прорези 48, то переходник 8 правильно устанавливается в отверстии 4. Аналогично в конце этого последнего смещения, средство 91 для приведения в действие задвижки устанавливается в рабочее положение.
На фиг. 11, A и B показан вариант средств 91 для приведения в действие задвижки 11. На фиг. 11,C показано это средство 92 в действии. Две концевые трубы 111 и 112 средства 91 соответственно соединены со средством 90 для ориентирования и с узлом маневровых штанг, который может состоять из удлинителей, тяжелых штанг или штанг. Наружный корпус 113 средства 90 содержит окно 114 удлиненной формы, располагающуюся вдоль образующей корпуса 113, верхнюю направляющую опору 115 и нижнюю направляющую опору 116. Подвижный в продольном направлении узел 117, соосно расположенный с наружным корпусом 113, содержит верхний поршень 118, нижний поршень 119, объединенный с опорой 120 пальца 62, для приведения в действие задвижки 11. Уплотнения 121 и 122 установлены соответственно в направляющих опорах 115 и 116 узла 117 в наружном корпусе 113. Буртики 123 и 124 корпуса 113 ограничивают поступательное перемещение узла 117 за счет взаимодействия их с буртиками 125 и 126, объединенных с опорой 120. Возвратная пружина 127 удерживает узел 117 в верхнем положении относительно корпуса 113 или открытом положении. В этом открытом положении буртики 125 и 123 находятся в контакте, как показано на фиг. 11,A и B. Наружный диаметр верхнего поршня 118 или внутренний диаметр уплотнений 121 по существу больше, чем наружный диаметр нижнего поршня 119, или чем внутренний диаметр уплотнений 122, поэтому узел 117 образует дифференциальный поршень. Давление, преобладающее во внутреннем пространстве труб, прикладывается к различным секциям, при этом наибольшая секция находится на стороне верхнего поршня 118. Палец 62 поворачивается вокруг штифта 128. Листовая рессора 129 (фиг. 11,C) удерживается на корпусе 120 частью 130, несущего штифт 128. Рессора 129, установленная ниже пальца 62, стремится повернуть последний наружу опоры 120. В положение, называемом открытым положением (фиг. 11,A и B), палец 62 удерживается в отведенном положении, параллельном оси средства 91, с помощью части 131 наружного корпуса 113. Штанга 132 установлена внутри нижнего поршня 119. Штанга 132 содержит на нижнем конце буртик 47, предназначенный для взаимодействия с собачкой (не показана), установленной на заданном расстоянии в концевой трубе 111, а на верхнем конце - закупоривающий ниппель 133. Возвратная пружина 134 удерживает стержень 132 на буртике 135 нижнего поршня 119. Закупоривающий ниппель 133 содержит уплотнения 136 и 137, установленные с каждой стороны по крайней мере одного окна 138, выполненного в опоре 120.
Ниже приводится описание средства 91 для приведения в действие задвижки 11. Когда боковая колонна 5 обсадных труб и ее соединительный переходник 8 правильно установлены и ориентированы с помощью спускаемого инструмента 88, то шпонка 109 упирается в основание прорези 48 верхней части направляющих средств 6. Окно 114 располагается напротив окна 63 корпуса трубчатой части 49 (фиг. 5, A и B). Давление повышается во внутреннем пространстве штанг и трубы 96 с помощью насосной установки, установленной на поверхности земли. Внутреннее пространство преграждается поршнем 103 запирающего средства 95. Рассматривая различные секции узла 117, последний подвергается воздействию направленного вниз усилия, пропорционального давлению и различным секциям. Например, наружные диаметры верхнего и нижнего поршней составляют соответственно 9,8298 и 8,8773 см, давление - 13,789 кПа и осевое усилие - порядка 19,126 Н. Усилие сжимает пружину 127, при этом опуская узел 117. Когда штифт 128 находится в основном снаружи корпуса 131, то палец 62 радиально удлиняется под действием рессоры 129 (фиг. 11,C). Таким образом, палец 62 проходит через окно 114, 121, окно 63 и конец его взаимодействует с одним из отверстий 61 задвижки 11. Осевое усилие смещает задвижку 11, которая переносится узлом 117 до тех пор, пока собачка 126 не подойдет к собачке 124. В это же время собачка 47 штанги 132 взаимодействует с собачкой (не показана), которая смещает в конце перемещения узла 117 закупоривающий ниппель 133. При этом перемещении окно 138 освобождается и соединяет внутреннее пространство труб 96 с кольцевой полостью скважины, приводя тем самым к падению давления внутри этих труб 96. Таким образом, оператор информируется о конце перемещения. Он может решить понизить внутреннее давление так, чтобы вернуть узел 117 в его открытое положение под действием возвратной пружины 127. В верхнем направлении форма пальца 62 и отверстия 61 является такой, что этот палец 62 автоматически освобождается из этого отверстия 61. Оператор повторяет операцию, чтобы задвижка 11 продвигалась вперед на последовательные ходы, пока она полностью не закроется. Для такого перемещения последовательными ходами необходимо иметь несколько отверстий 61. После увеличения давления в трубах, когда оператор убедится, что падения давления нет, обусловленного концом сигнала хода, подаваемого ниппелем 133 и штангой 132, он может сделать заключение, что задвижка 11 полностью закрылась. Это может быть подтверждено рядом закрывающих циклов, которые уже были осуществлены.
Для освобождения спускаемого инструмента 88 из боковой колонны 5 обсадных труб, которая теперь собрана с помощью переходника 8 с главной колонной 3 обсадных труб, будет достаточно повысить внутреннее давление на столько, чтобы сломать срезной штифт 105 и поршень 103 освобождает заглушку 102 конца 101, освобождая последний из канавки 97 (фиг. 10,B). Для безопасной работы может быть выполнено аварийное соединение между запирающим средством 93 и трубой 96. Это аварийное соединение предназначено для освобождения трубы 96 от случайно заклинившего средства 95, за счет механического воздействия, например крутящего момента, веса, натяжения или взрыва в качестве операции развинчивания.
На фиг. 12 представлен предпочтительный вариант промежуточного соединения 9 между обсадными трубами боковой колонны 5 и соединительным переходником 8. Оно содержит две трубчатые части 139 и 140, соединенные друг с другом шаровым шарниром 141. Часть 139 имеет определенную длину (приблизительно 1 м) и поперечное сечение такое, чтобы обладать относительной гибкостью. Часть 139 может быть предпочтительно выполнена в форме сильфона или гофрированной трубы, обладающей хорошей гибкостью даже при короткой длине. Один конец 142 имеет по существу сферическую форму, другой конец 143 объединен с соединительным переходником 8. Конец 142 удерживается в трубчатой части 144, объединенной с одним концом части 140, внутренняя форма которого взаимодействует с концом 142 сферической формы для образования шарового шарнира 141. Другой конец части 140 соединен с трубами боковой колонны 5.
Таким образом, образуется гибкое шарнирное соединение, допускающее осевое вращение и несоосность в продольном направлении соединительного переходника 8 относительно боковой колонны 5 обсадных труб. Более того, часть 140 имеет в своей внутренней стенке круглую канавку 97 (фиг. 10,B), пригодную для взаимодействия с запирающим средством 95, прикрепленным к концу трубы 96, установленной во внутреннем пространстве различных трубчатых частей.
На фиг. 13, A, B и C показан пример закрывания бокового отверстия 4 трубчатой части 49 во время операции обсадки главной скважины 1 обсадными трубами и перед бурением боковых скважин 2 из отверстия 4. Полосы 145 намотаны вокруг трубчатой части 49 по всей длине крышки 13, учитывая при этом, что покрытие концов крышки 13 осуществляет в соответствии с деталями, приведенными на фиг. 13,C. Более того, для повышения прочности бандажа, полости 146, 153 (фиг. 13,A) заполняются перед обмоткой наполнителем. В другом варианте, плита 147, изготовленная из поддающегося сверлению материала, может герметизировать отверстие 52 (фиг. 7,В) прежде, чем оно будет покрыто лентами. Ленты или полосы могут изготавливаться из армированного волокном композитного материала.
На фиг. 14,A и B показан вариант закрывающего средства для закрытия пространства между соединительным переходником 8 и периферией отверстия 4. Принцип здесь заключается в оборудование трубчатой части 49 закрывающими средствами, состоящими из нескольких задвижек 148 и 149. Одна задвижка 149 скользит параллельно продольной оси элемента 49, а две задвижки 148 вращаются вокруг этой же оси. На данных фигурах показан только рабочий принцип, поскольку воплощение этих средств понятно для специалиста в данной области в свете настоящего изобретения.
Позиция 150 представляет секцию соединительного переходника 8 по существу в плоскости отверстия 52. На фиг. 14,B отверстие имеет максимальные размеры. Задвижки 148 удалены друг от друга на расстояние, соответствующее ширине бокового отверстия 4. Продольно перемещающаяся задвижка 149 содержит V-образной формы конец 151, наклон которого соответствует форме 152 боковых задвижек. Задвижки 148 и 149 удерживаются в корпусе, состоящем из корпуса трубчатой части 49 и крышки 13. После установления боковой колонны 5 обсадных труб и ее соединительного переходника 8 в боковой скважине 2, задвижка 149 перемещения вправо на фиг. 14,B. После этого, система клиньев между концом 151 и формой 152 затягивает боковые задвижки 148 вокруг соединительного переходника 8 во время вращения вокруг оси трубчатой части 49. На фиг. 14, A показаны задвижки 148 и 149, герметизирующие пространство между переходником 8 и отверстием 4 после их перемещения. Безусловно, могут использоваться другие механические системы для перемещения закрывающих элементов в заданном направлении из первого поступательного смещения.
На фиг. 15,A и B приведен пример применения способа и системы в соответствии с изобретением.
На фиг. 15,A плавная скважина 1 бурится с поверхности земли до нефтеносного пласта 153. Скважина 1 проходит в нефтеносном пласте 153 через горизонтальную часть 154.
Главная скважина 1 создается в соответствии с хорошо известной технологией. Часть 154 обсаживается обсадными трубами в соответствии со способом настоящего изобретения. Эти обсадные трубы перфорированные или нет, содержат по крайней мере одну часть, снабженную по крайней мере одним боковым отверстием, через которое бурятся боковые скважины 2. Боковые скважины 2 могут быть горизонтальными в нефтеносном пласте 153, идти вверх или вниз. Схема боковых скважин 2 зависит от нефтеносного пласта 153. Соответствующая ориентация боковых отверстий в соответствии с настоящим изобретением обеспечивает получение боковых скважин в желаемых направлениях.
На фиг. 15, B главная скважина 1 является по существу вертикальной, идущей вниз до нефтеносного пласта 153 и полностью пересекает его. Боковые скважины 2 проходят горизонтально в нефтеносном пласте 153. Трубчатая часть 49 колонны 3 обсадных труб главной скважины 1 содержит по крайней мере одно боковое отверстие 4, через которое бурится боковая скважина 2. Для достижения по существу лучистого дренирования месторождения, несколько отверстий 4, расположенных рядом с частью 49, обеспечивают бурение нескольких боковых скважин 2. Отверстия 4 предпочтительно располагаются на различных уровнях, например, в целях механической прочности главной колонны 3 обсадных труб или для упрощения установки различных средств, использующихся в соответствии со способом и системой изобретения. При этом возможно также, чтобы часть 49 не располагалась в нефтеносном пласте 153. Кроме того, главная скважина 1 может содержать несколько частей 49, обеспечивающих дренирование месторождения на уровнях, различной глубины.
Предлогаемое изобретение применимо для дренирования нескольких нефтеносных пластов, которые пересекает главная скважина 1. Обсадная колонна 3 главной скважины 1 в этом случае содержит несколько трубчатых частей 49.
Способ бурения и заканчивания боковых скважин 2 из главной скважины 1 осуществляется следующим образом.
Когда вся колонна 3 будет опущена в главную скважину 1, она поворачивается вокруг своей оси, чтобы ориентировать все боковые отверстия 4 относительно нефтеносного пласта. Вращательное движение передается с поверхности или непосредственно на верхнюю часть колонны 3 обсадных труб, если последняя доходит до поверхности, или на маневровые штанги, если колонна 3 является колонной "короткого" типа, т.е. если она останавливается на уровне башмака ранее зацементированной колонны.
Главная колонна 3 обсадных труб и ее отверстия 4 правильно располагаются за счет регулирования ориентации с помощью обычного измерительного устройства, предназначенного для главной скважины рассматриваемого типа.
Операция бокового бурения начнется после того, как будут установлены направляющие средства 6, показанные на фиг. 16,A.
Средства 6 собираются на поверхности на спускаемом инструменте 155, например, с помощью средств 19, содержащих пазы (фиг. 4,A) и прорезь 48, или с помощью освобождающей труболовки, включающей выравнивающий переходник 156, захваты 157 и направляющий переходник 158. Крепление может достигаться с помощью любых других подходящих средств. Средства 6 опускаются в колонну 3 обсадных труб с помощью маневровых штанг 159. Под последним следует понимать все элементы, которые могут составлять колонну обсадных труб, например, обсадные трубы, подъемные трубы, спиральные трубы, насосные трубы, насосные штанги, бурильные трубы. Глубина, достигаемая средствами 6, контролируется за счет увеличения длины штанг 159. Когда конец 160, имеющий форму острия упрется в шпонку 21, то он направляет средство 6 в положение закрепления, в котором шпонка 21 входит в канавку 25 (фиг. 3В), или в положение смещения, когда шпонка 21 входит в канавку 24 (фиг. 3,C).
Как уже отмечалось, когда ориентация конца 160 происходит в нежелательном направлении, оператор поднимает направляющие средства 6 выше шпонки 21, как показано на фиг.16,A, затем совершает полуоборот штанги 159 и в том же направлении поворачивает средства 6, и в том же движении средства 6 представляют другую направляющую плоскость 37 или 38 (фиг. 3,A) на шпонке 21. Затем оператор может решать закреплять или не закреплять средства 6 на шпонке 21, установленной на рассматриваемом расстоянии.
В случае осуществления закрепления на уровне отверстия 4, предусмотренного для бокового бурения, спускаемый инструмент 155 отсоединяется с помощью управляющего действия с поверхности земли. Имеются хорошо известные системы, которые могут рассоединяться, например, путем вращения, механической вибрации или гидравлического управления. Затем может осуществляться операция бурения, как схематично показано на фиг. 16,B.
В другом случае, штанги 159 должны удлиняться, чтобы достичь другого отверстия 4, расположенного глубже в направлении дна или забоя скважины.
При этом можно опускать также вместе направляющие средства 6 и боковую колонну 5 обсадных труб в главную скважину 1. Затем боковая колонна 5 крепится к направляющим средствам 6 с помощью реверсируемого средства, например типа срезающего штифта. В случае, когда средства 6 устанавливаются относительно шпонки 21, то колонная 5 освобождается от направляющих средств 6 путем срезания штифта, что позволяет осуществлять боковое бурение без какой-либо дополнительной операции.
На фиг. 16, В показана буровая головка 161 в процессе бурения боковой скважины 2. Угол отклонения I1 между главной скважиной 1 и началом боковой скважины 2 по существу равен углу I2, образованному касательной к поверхности наклонной плоскости 16 на ее нижнем конце. Поверхность наклонной плоскости 16 может быть плоской, как показано на фиг. 2,А, но предпочтительно она изогнутая с целью уменьшения длины отверстия. Кривизна наклонной плоскости 16 может иметь изменяющийся угол, увеличивающийся в направлении отверстия 4. Конечно, допускаемая кривизна наклонной плоскости 16 ограничивается жесткостью главной колонны 3 и боковой колонны 5.
Ввод боковой колонны 5 обсадных труб в боковую скважину 2 осуществляется как показано на фиг. 16,C. На этой фигуре показано оборудование, опускаемое до того, как соединительный переходник 8 будет точно установлен на уровне отверстия 4. Колонна 5 обсадных труб короткого типа заканчивается соединительным переходником 8. Последний соединен с трубами колонны 5 с помощью соединения 9. Колонная 5 показана в момент ее ввода в боковую скважину 2, однако соединение 9 и соединительный переходник 8 по-прежнему находятся во внутреннем пространстве главной колонны 3 обсадных труб (фиг. 16,C). Вся колонна 5 опускается с помощью маневровых штанг 162, идущих к поверхности. Спускаемый инструмент 88 привинчивается к нижнему концу штанг 159. Колонна 5 висит на спускаемом инструменте 88 с помощью реверсивного крепежа 97.
Этот спускаемый инструмент 88 предпочтительно предназначен для достижения по крайней мере следующих функций:
удерживание груза, представляемого весом колонны 5 обсадных труб;
противодействие действующему на колонную 5 усилию, направленному вниз, которое, в основном, обусловлено удлинителями или большим весом обсадных труб, привинченных выше инструмента 88;
контролирование их крепления на боковой колонне 5 труб с поверхности земли;
ориентирование соединительного переходника 8 ближе к направляющей, так, чтобы обеспечить его расположение относительно отверстия 4, при этом ориентирующие средства взаимодействуют с верхней частью направляющих средств 6;
поступательное перемещение соединительного переходника 8 на наклонной поверхности 16, сохраняя при этом требуемую ориентацию;
приведение в действие задвижки 11 в закрывающем направлении вокруг соединительного переходника 8, как только последний будет соединен с боковой колонной 5 обсадных труб.
Использование: система бокового бурения относительно главной скважины, которая обсажена колонной обсадных труб. Сущность изобретения: по крайней мере часть колонны обсадных труб снабжена боковым отверстием, предназначенным для бурения боковой скважины; направляющее устройство устанавливается в части колонны обсадных труб перед боковым отверстием и управляется с поверхности земли; боковая колонна обсадных труб устанавливается в боковой скважине и образует переходник для соединения с главной колонной. Кроме того, изобретение касается способа бурения и заканчивания бокового дренажа из обсаженной главной скважины, 5 с. и 45 з. п. ф-лы, 16 ил.
Приоритет по пунктам:
12.06.92 по пп.1 22, 24 37, 39 50;
08.01.93 по пп.23 и 38.
| US, патент, 4852666, кл | |||
| Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
| SU, авторское свидетельство, 192114, кл | |||
| Выбрасывающий ячеистый аппарат для рядовых сеялок | 1922 |
|
SU21A1 |
