УСТРОЙСТВО И СПОСОБ ДЛЯ ЗАЩИТЫ ОТ ОБЛОМОЧНОГО МАТЕРИАЛА Российский патент 2016 года по МПК E21B7/08 E21B33/10 

Предпосылки создания изобретения

[0001] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым применительно к подземной скважине, и, в частности, к системам и способам защиты основного ствола скважины ниже клиньев (уипстоков) и отклонителей инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.

[0002] Углеводороды могут добываться при помощи относительно сложных скважин, пробуренных в подземной формации. Некоторые скважины могут быть многоствольными и/или иметь боковые стволы. Многоствольные скважины имеют один или несколько боковых стволов, отходящих от исходного (основного) ствола. Боковой ствол скважины представляет собой ствол, отклоняющийся в сторону от первого базового направления и проходящий во втором базовом направлении, при этом он может содержать основной ствол, проходящий в первом базовом направлении, и вторичный ствол, отклоняющийся от основного во втором базовом направлении. Многоствольная скважина может иметь одно или несколько окон или отверстий в обсадной колонне для формирования соответствующих боковых стволов. Боковой ствол скважины также может иметь окно или отверстие в обсадной колонне, предназначенное для отклонения этого ствола во втором базовом направлении.

[0003] Окно в обсадной колонне для формирования многоствольной скважины или боковых стволов скважины может быть выполнено путем размещения соединительного звена обсадной трубы и клина в требуемом месте основного ствола скважины. Клин используют для отклонения одной или более фрез вбок (или в ином направлении) относительно обсадной колонны. Отклоненная фреза (фрезы) прорезает часть соединительного звена обсадной трубы, в результате чего в ней формируется окно. Далее, через окно в обсадной колонне могут быть проведены буровые долота для бурения бокового или вторичного ствола скважины.

[0004] При выполнении буровых работ желательно обеспечить защиту нижних частей основного ствола скважины от скапливающегося обломочного материала, образующегося при бурении. Такого рода обломки могут привести к засорению основного ствола скважины, препятствующему выполнению последующих операций, таких как извлечение клиньев или отклонителей или открытие устройств отвода текучих сред. Одним из способов защиты от обломочного материала является применение механических изолирующих устройств, например заслонок, пробок, дисков и т.п. Однако при скоплении большого количества обломочного материала открытие заслонок или извлечение пробки или диска из основного ствола скважины для выполнения последующих операций может стать затруднительным. К другим способам предотвращения скопления обломочного материала в стволе скважины относится защита целевой зоны одним или более вязкими текучей средами. Однако подбор состава соответствующей вязкости или составление смеси с вязкой текучей средой для каждого варианта применения в скважине зачастую является затруднительным, в результате чего большое количество обломочного материала все равно проникает сквозь вязкую текучую среду.

Сущность изобретения

[0005] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым применительно к подземной скважине и, в частности, к системам и способам защиты основного ствола скважины ниже клиньев и отклонителей инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.

[0006] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт узел скважинной системы. Этот узел может содержать отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности. Узел также может содержать один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента, и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или более уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее. Находясь в набухшем состоянии, защитное устройство для ствола скважины может обеспечивать защиту одного или более уплотнительных блоков от обломочного материала, образующегося при фрезеровании и/или бурении.

[0007] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт способ установки узла скважинной системы в скважине. Этот способ может содержать размещение отклоняющего инструмента, имеющего внутренний канал, в обсадной колонне, зацементированной в скважине. Отклоняющий инструмент может иметь один или более уплотнительных блоков и защитное устройство для ствола скважины, установленное по внутренней поверхности внутреннего канала. Защитное устройство для ствола скважины может быть расположено над одним или несколькими уплотнительными блоками. Способ дополнительно может содержать расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины, сопровождающееся переходом этого устройства из ненабухшего состояния в набухшее, и обеспечение защиты одного или нескольких уплотнительных блоков этим защитным устройством для ствола скважины от обломочного материала. Способ также может содержать продвижение трубчатой колонны в обсадную колонну. Трубчатая колонна может быть разделена, по меньшей мере, на первую насосно-компрессорную трубу (НКТ) и вторую НКТ. Способ также может содержать прохождение первой НКТ сквозь набухшее защитное устройство для ствола скважины.

[0008] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт другой узел скважинной системы. Этот узел может содержать комбинацию клин/отклонитель, определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности, а также один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала комбинации клин/отклонитель. Узел скважинной системы дополнительно может содержать набухающий эластомер, расположенный по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или более уплотнительными блоками. Набухающий эластомер может увеличиваться в объеме, переходя из ненабухшего состояния в набухшее. Находясь в набухшем состоянии, набухающий эластомер может иметь возможность защиты одного или более уплотнительных блоков от скопления обломочного материала.

[0009] Признаки и преимущества настоящего изобретения будут понятны специалистам после прочтения нижеприведенного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.

Краткое описание чертежей

[0010] Нижеприведенные чертежи иллюстрируют определенные аспекты настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исключающие варианты осуществления изобретения. Специалисту, извлекающему пользу из настоящего изобретения, будет понятно, что раскрытый предмет изобретения может быть значительно изменен, переделан, и в отношении этого предмета могут быть использованы эквиваленты по форме и функции.

[0011] На фиг. 1 показан пример узла скважинной системы, применяемого с морской нефтегазовой буровой платформой, в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.

[0012] На фиг. 2 показано увеличенное изображение узла скважинной системы, приведенного на фиг. 1.

[0013] На фиг. 3а и 3b показан пример набухающего эластомера в набухшем (см. фиг. 3а) и ненабухшем (см. фиг. 3b) состояниях в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.

[0014] На фиг. 4 показано еще одно увеличенное изображение приведенного на фиг. 1 узла скважинной системы, используемого с колонной НКТ в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.

[0015] На фиг. 5 показано еще одно увеличенное изображение приведенного на фиг. 1 узла скважинной системы, используемого с колонной НКТ в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.

Подробное раскрытие изобретения

[0016] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым в связи с подземной скважиной, и, в частности, к системам и способам защиты нижней части основного ствола скважины с клиньями и отклонителями инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.

[0017] Настоящее изобретение обеспечивает защитное устройство для ствола скважины, предназначенное для защиты уплотнений и нижней части ствола скважины от обломочного материала, который может скапливаться в процессе бурения бокового ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления защитное устройство для ствола скважины может представлять собой набухающий эластомер, расположенный по внутреннему диаметру канала, выполненного в отклоняющем инструменте, причем отклоняющий инструмент может представлять собой клин, инструмент для заканчивания или комбинацию клина и инструмента для заканчивания. В набухшем состоянии способный набухать эластомер защищает уплотнительный блок, расположенный во внутреннем канале отклоняющего инструмента, от повреждений, вызываемых обломочным материалом, которые могут уменьшить эффективность добычи углеводородов и/или привести к попаданию песка. Кроме того, в набухшем состоянии способный набухать эластомер может обеспечить защиту вокруг перекрывателей уплотнений или других узлов в стволе скважины, которые проталкивают через него. Кроме того, известные защитные устройства для ствола скважины рассчитаны на одноразовое использование, а в данном документе раскрыты защитные устройства для ствола скважины многоразового использования.

[0018] На фиг. 1 показан пример узла 102 скважинной системы, применяемого с морской нефтегазовой буровой платформой 101, в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Хотя на фиг. 1 приведена морская нефтегазовая буровая платформа 101, специалисту понятно, что узел 102 скважинной системы и его различные варианты осуществления, раскрытые в данном документе, в равной степени подходят для использования в нефтегазовых буровых платформах другого типа, таких как наземные или установленные в любом другом географическом месте. Платформа 101 может представлять собой полупогружную платформу, расположенную над центральной частью нефтегазоносного пласта 104, залегающего ниже уровня 106 морского дна. От площадки 110 платформы 101 до устьевого оборудования 112, содержащего один или несколько противовыбросовых превенторов 114, проходит подводный трубопровод 108. Платформа 101 оборудована спускоподъемным устройством 116 и вышкой 118, предназначенными для спуска и подъема трубчатых колонн, таких как бурильная колонна 120.

[0019] Как показано на чертеже, основной ствол 122 скважины пробурен через различные слои горных пород, включая пласт 104. Слова «исходный» и «основной» в отношении ствола скважины употреблены для того, чтобы отличать один пробуриваемый ствол скважины от другого. Следует отметить, что исходный или основной ствол скважины необязательно проходит непосредственно до земной поверхности, а может являться ответвлением другого ствола скважины. Обсадная колонна 124, по меньшей мере, частично, зацементирована в основном стволе 122 скважины. Словосочетание «обсадная колонна» в данном документе обозначает трубчатую колонну, используемую для обкладки ствола скважины изнутри. Обсадная колонна может фактически представлять собой известный специалистам «хвостовик» и может быть выполнена из любого материала, такого как сталь или композиционный материал, а также может быть составной или цельной, как гибкие трубы.

[0020] Узел 102 скважинной системы может быть установлен в обсадной колонне 124 или, в ином случае, может являться ее частью. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения узел 102 может содержать соединительное звено 126 обсадной трубы, присоединенное между продолговатыми частями или секциями обсадной колонны 124. Однако в других вариантах осуществления изобретения соединительное звено 126 обсадной трубы может отсутствовать, и узел 102 может быть установлен в части обсадной колонны 124. Узел 102 скважинной системы дополнительно может содержать отклоняющий инструмент 130, расположенный в обсадной колонне 124 и/или в соединительном звене 126 обсадной трубы. Отклоняющий инструмент 130 имеет отклоняющую поверхность, которая может быть ориентирована в окружном направлении относительно соединительного звена 126 обсадной трубы так, чтобы в соединительном звене 126 обсадной трубы (или в обсадной колонне 124, если применимо) можно было выполнить фрезерованием, просверлить или иным образом выполнить выходное окно 132 в требуемом окружном направлении.

[0021] Как проиллюстрировано, соединительное звено 126 обсадной трубы расположено в требуемом месте пересечения основного ствола 122 скважины и его ответвляющегося или бокового ствола 134. В некоторых вариантах осуществления отклоняющая поверхность в отклоняющем инструменте 130 дополнительно может быть использована для направления колонны НКТ в боковой ствол 134 скважины для добычи текучих сред, таких как углеводородные текучие среды, нефть, газ, вода, пар и т.п. Словосочетания «ответвляющийся» и «боковой» ствол скважины использованы в данном документе для обозначения ствола скважины, который бурят наружу относительно точки его пересечения с другим стволом скважины, таким как исходный или основной ствол скважины. Кроме того, ответвляющийся или боковой ствол скважины может иметь другой ответвляющийся или боковой ствол, отходящий от него наружу.

[0022] Хотя на фиг. 1 показана вертикальная часть ствола 122 скважины, специалисту понятно, что настоящее изобретение в равной степени применимо в стволах скважин, имеющих другие пространственные конфигурации, в том числе в горизонтальных стволах, искривленных стволах, наклонно-направленных стволах, сочетании этих стволов и т.п. Кроме того, слова и словосочетания, обозначающие направление, такие как «над», «под», «верхний», «нижний», «вверх», «вниз», «восходящий», «нисходящий», «от забоя», «к забою» и т.п., употреблены в отношении приведенных для примера вариантов осуществления изобретения с учетом того, как элементы этих вариантов осуществления изобретения расположены на чертежах: направление «вверх» соответствует направлению к верху соответствующего чертежа, а направление «вниз» соответствует направлению к низу соответствующего чертежа; направление «от забоя» соответствует направлению к поверхности скважины, а направление «к забою» соответствует направлению к дну скважины.

[0023] На фиг. 2 показано увеличенное изображение примера узла 102 скважинной системы в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Отклоняющий инструмент 130 может быть закреплен в соединительном звене 126 обсадной трубы и/или в обсадной колонне 124 при помощи пакера, защелкивающей втулки или анкера 202 другого типа. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий инструмент 130 может представлять собой клин, предназначенный для отклонения режущего инструмента (например, одной или нескольких фрез) в соединительном звене 126 обсадной трубы (или в обсадной колонне 124, если применимо) для выполнения фрезерованием окна 132 в обсадной колонне с целью подготовки к формированию бокового ствола 134 скважины. В других вариантах осуществления отклоняющий инструмент 130 может представлять собой отклонитель инструмента для заканчивания, вводимый в основной ствол 122 скважины и устанавливаемый в соответствующее положение с целью направления оборудования для заканчивания в окно 132 в обсадной колонне. В некоторых других вариантах осуществления изобретения отклоняющий инструмент 130 может представлять собой комбинированный узел клин/отклонитель, который может выполнять обе функции - функцию клина и функцию отклонителя инструмента для заканчивания - за один спуск в основной ствол 122 скважины.

[0024] Отклоняющий инструмент 130 может определять отклоняющую плоскость 204, направляющую фрезерный инструмент в сторону боковой стенки соединительного звена 126 обсадной трубы (или обсадной колонны 124, если применимо) для выполнения окна 132 в обсадной колонне. Отклоняющая поверхность 204 дополнительно может направлять буровой инструмент через окно 132 в обсадной колонне с целью бурения и/или увеличения длины бокового ствола 134 скважины. Как показано на чертеже, отклоняющий инструмент 130 может ограничивать внутренний канал 206, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности 204 к нижнему концу отклоняющего инструмента 130.

[0025] В некоторых вариантах осуществления изобретения от отклоняющего инструмента 130 к низу ствола скважины может проходить хвостовая труба 208, сцепляющаяся с частью законченной НКТ 210, проходящей еще дальше вниз в основной ствол 122 скважины. Как показано на чертеже, законченная НКТ 210 может быть связана с обсадной колонной 124 посредством одного или нескольких пакеров 212 или других известных специалистам устройств, предназначенных для стабилизации труб. Хвостовая труба 208 дополнительно может содержать одно или несколько уплотнений 214 для заканчивания, расположенных по окружности вокруг ее наружной поверхности и предназначенных для герметизации соединения с внутренней поверхностью законченной НКТ 210. Таким образом, при установке отклоняющего инструмента 130 хвостовая труба 208 может быть «воткнута» в НКТ 210, а уплотнения 214 для заканчивания могут обеспечивать герметичное соединение между хвостовой трубой 208 и нижней НКТ 210. В других вариантах осуществления одно или несколько уплотнений 214 для заканчивания могут быть расположены по внутренней поверхности законченной НКТ 210 и выполнять такую же функцию без отклонения от сути изобретения. В других вариантах осуществления НКТ 210 может быть герметично соединена непосредственно с анкером 202 и/или отклоняющим инструментом 130, в результате чего обеспечивается герметичное соединение между отклоняющим инструментом 130 и НКТ 210.

[0026] Узел 102 скважинной системы дополнительно может содержать один или несколько уплотнительных блоков 216 и защитное устройство 218 для ствола скважины. Один или несколько уплотнительных блоков 216 могут быть расположены по внутренней поверхности внутреннего канала 206 (например, по внутреннему диаметру внутреннего канала 206). Как подробнее описано ниже, уплотнительный блок 216 может быть предназначен для приема и герметизации НКТ, проходящей от поверхности. Защитное устройство 218 для ствола скважины также может быть расположено по внутренней поверхности внутреннего канала 206 отклоняющего инструмента 130. При работе защитное устройство 218 для ствола скважины может быть предназначено для защиты уплотнительного блока 216 и нижней части основного ствола 122 скважины от повреждения, которое может быть вызвано обломками 220, образующимися при фрезеровании/бурении. Обломочный материал 220 может повредить уплотнительный блок 216 и привести к ухудшению эксплуатационных характеристик добычи углеводородов или попаданию песка через уплотнительный блок 216. Скопившийся обломочный материал 220 также может закупорить внутренний канал 206 или каналы, расположенные ниже (например, законченную НКТ 210), в результате чего будет затруднено проведение последующих операций, таких как извлечение клиньев и отклонителей.

[0027] В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины может представлять собой набухающий эластомер, предназначенный для набухания или расширения внутрь внутреннего канала вдоль его диаметра. Набухающий эластомер может быть выполнен из любого известного набухающего высокоэластичного материала. Однако в других вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины может представлять собой известный специалистам набухающий пакер, способный расширяться или набухать под действием определенного давления в стволе скважины, температуры или при действии на него механического/гидравлического/электронного исполнительного механизма и т.п.

[0028] На фиг. 2 защитное устройство 218 для ствола скважины показано в виде набухающего эластомера, способного расширяться при переходе из ненабухшего состояния в набухшее (как показано пунктирными линиями). При расположении набухающего материала в определенном положении в основном стволе 122 скважины набухание может произойти под действием окружающих текучих сред, присутствующих в стволе скважины, или под действием соответствующей катализирующей текучей среды, введенной через спусковую колонну. Например, набухающий эластомер способен вступать в реакцию с различными скважинными средами, такими как (но не ограничиваясь этим) вода, углеводороды, скважинные химикаты, сочетание перечисленного и т.п.

[0029] На фиг. 3а и 3b показан пример защитного устройства 218 для ствола скважины в набухшем и ненабухшем состояниях, соответственно. При спуске отклоняющего инструмента 130 в основной ствол 122 скважины (см. фиг. 1 и 2) защитное устройство 218 для ствола скважины может находиться в ненабухшем состоянии. Преимущество пребывания защитного устройства 218 для ствола скважины в ненабухшем состоянии может состоять в том, что при этом текучая среда может проникать через него во время спуска отклоняющего инструмента 130. Ствол 122 скважины чаще всего заполнен текучей средой (средами), поэтому, если при контакте хвостовой трубы 208 с уплотнениями 214 через защитное устройство 218 для ствола скважины не протекает текучая среда, то может образоваться несжимаемая гидравлическая пробка, которая заблокирует дальнейшее продвижение отклоняющего инструмента 130 или защитного устройства 218 для ствола скважины. В результате отклоняющий инструмент 130 будет затруднительно переместить до требуемой глубины. И наоборот, если требуется извлечь отклоняющий инструмент 130, но при этом защитное устройство 218 для ствола скважины находится в набухшем состоянии, а уплотнения 214 надлежащим образом контактируют с хвостовой трубой, то извлечение хвостовой трубы 208 из уплотнений 214 может быть затруднительным (т.е. извлечению будет препятствовать разрежение в законченной НКТ 210).

[0030] После спуска отклоняющего инструмента 130 в основной ствол 122 скважины и установки его на заданной глубине защитное устройство 218 для ствола скважины может быть переведено в набухшее состояние. В некоторых вариантах осуществления это набухшее состояние способствует герметизации соединения с внутренним каналом 206, в результате чего эффективно изолируются друг от друга области, находящиеся над защитным устройством 218 для ствола скважины и под ним. В других же вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины, находясь в набухшем состоянии, не обязательно должно обеспечивать герметизацию. Напротив, защитное устройство 218 для ствола скважины может быть выполнено набухающим радиально внутрь и заполняющим осевую часть внутреннего канала 206, которую оно покрывает. В результате защитное устройство 218 для ствола скважины служит физическим барьером на пути перемещения обломочного материала 220 (см. фиг. 2), образующегося при выполнении фрезерованием окна 132 в обсадной колонне и/или при бурении бокового ствола 134 скважины (см. фиг. 1 и 2).

[0031] На фиг. 4 показан узел 102 скважинной системы с пробуренным боковым стволом 134 и набухшим защитным устройством 218 для ствола скважины в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. По окончании выполнения требуемых операций в боковом стволе 134 скважины трубчатую колонну 402 можно передвинуть ниже по основному стволу 122 скважины для заканчивания скважины и начала добычи углеводородов. Как показано на чертеже, к трубчатой колонне 402 может быть присоединен инструмент 404 для заканчивания с целью спуска его в основной ствол 122 скважины. Инструмент 404 для заканчивания в конечном итоге может быть установлен в окне 132 в обсадной колонне или рядом с ним, тем самым образуя звено 406 с боковым ответвлением. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения инструмент 404 для заканчивания может представлять собой фильтр или какое-либо иное приспособление для предотвращения попадания нежелательных частиц и/или текучих сред из пласта, прилегающего к окну 132 в обсадной колонне, в основной ствол 122 или в боковой ствол 134 скважины. Звено 406 может соответствовать одному из уровней организации по развитию технологии многоствольных скважин (TAML, от англ. technology advancement for multilateral), например уровню 5 по классификации TAML

[0032] Инструмент 404 для заканчивания может разделять трубчатую колонну 402 по меньшей мере на первую НКТ 408 и вторую НКТ 410. Первая НКТ 408 предназначена для прохождения дальше в основной ствол 122 скважины, а вторая НКТ 410 предназначена для прохождения в боковой ствол 134 скважины. Для герметичной стыковки или для герметичного контакта трубчатой колонны 402 с законченной НКТ в скважине первая НКТ 408 может пройти сквозь набухшее защитное устройство 218 для ствола скважины и далее «воткнуться» в уплотнительный блок 216 при перемещении трубчатой колонны 402 к забою.

[0033] Однако перед прохождением сквозь набухшее защитное устройство 218 для ствола скважины может потребоваться удаление или, в ином случае, смывание скопившегося обломочного материала 220 с защитного устройства 218 для ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления обломочный материал 220 можно удалять или смывать путем подачи и циркуляции текучей среды через первую НКТ 408. В других вариантах осуществления изобретения обломочный материал 220 можно смыть путем подачи и циркуляции текучей среды через любую колонну или трубу, введенную в основной ствол 122 скважины после набухания защитного устройства 218 для ствола скважины. В других вариантах осуществления обломочный материал 220 можно удалять путем отсасывания, например с использованием внутрискважинных отсасывающих устройств, или путем «вычерпывания».

[0034] На фиг. 5 показано, что после надлежащего удаления обломочного материала 220 (см. фиг. 2) из защитного устройства 218 для ствола скважины первую НКТ 408 затем можно продвинуть во внутренний канал 206 до контакта с набухшим защитным устройством 218 для ствола скважины. При достаточной силе нажима, приложенной к трубчатой колонне 402, первая НКТ 408 может пройти сквозь защитное устройство 218 для ствола скважины. При дальнейшем продвижении трубчатой колонны 402 к забою первая НКТ 408 может «воткнуться» в уплотнительный блок 216 и в результате этого войти в герметизированное сообщение с расположенной ниже НКТ 210.

[0035] При промысловых работах на пласте 104 (см. фиг. 1) пройденное насквозь защитное устройство 218 для ствола скважины может герметично контактировать с первой НКТ 408 по ее наружному диаметру, продолжая при этом обеспечивать защитный барьер от обломочного материала вокруг первой НКТ 408. В одном или более вариантах осуществления в случае извлечения трубчатой колонны 402 и соответствующих первой и второй НКТ 408, 410 из основного ствола 122 скважины защитное устройство 218 может перейти в набухшее состояние, в котором оно продолжит обеспечивать защиту уплотнительного блока 216, а также элементов и компонентов нижнего канала от обломочного материала.

[0036] В настоящем документе также раскрыт способ установки узла 102 скважинной системы в скважине. Способ содержит размещение отклоняющего инструмента, имеющего внутренний канал, в обсадной колонне, зацементированной в скважине. Отклоняющий инструмент может иметь один или более уплотнительных блоков и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала. Защитное устройство для ствола скважины размещают над одним или несколькими уплотнительными блоками. Способ дополнительно содержит расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины при его переходе из ненабухшего состояния в набухшее и обеспечение защиты одного или нескольких уплотнительных блоков этим защитным устройством для ствола скважины от обломочного материала. Способ также может содержать продвижение трубчатой колонны в обсадную колонну, причем эта трубчатая колонна разделена, по меньшей мере, на первую НКТ и вторую НКТ и прохождение набухшего защитного устройства для ствола скважины первой НКТ.

[0037] Способ дополнительно может содержать продвижение отклоняющего инструмента в обсадной колонне, когда защитное устройство для ствола скважины находится в ненабухшем состоянии. В некоторых вариантах осуществления изобретения перед прохождением сквозь набухшее защитное устройство для ствола скважины способ дополнительно включает в себя удаление с этого устройства накопившегося обломочного материала. В некоторых вариантах осуществления удаление накопившегося обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины содержит подачу текучей среды через первую НКТ и смывание этого обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие скважинной среды на защитное устройство для ствола скважины. В других вариантах осуществления расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие на защитное устройство для ствола скважины катализирующей текучей среды, подаваемой в скважину. В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно содержит извлечение первой НКТ из защитного устройства для ствола скважины и обеспечение расширения устройства для ствола скважины при возвращении в набухшее состояние.

[0038] Таким образом, настоящее изобретение позволяет обеспечить достижение вышеизложенных целей и обладает присущими ему преимуществами. Конкретные варианты осуществления изобретения представлены здесь только для наглядности, при этом настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, понятными специалистам, которые могут воспользоваться преимуществами настоящего изобретения. Кроме того, в отношении изображенных в данном документе конструкций и чертежей не подразумевается наличие каких-либо ограничений, кроме указанных в нижеприведенной формуле. Таким образом, очевидно, что конкретные раскрытые выше примерные варианты осуществления заявленного изобретения могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все эти изменения не противоречат сути настоящего изобретения и не выходят за его рамки. Раскрытое в настоящем документе изобретение может быть реализовано на практике при отсутствии любого элемента, который конкретно не раскрыт в настоящем документе, и/или любого дополнительного элемента, раскрытого в настоящем документе. При описании объектов и способов использовались слова и словосочетания «содержит», «имеет» или «включает в себя», при этом различные компоненты или этапы также могут «состоять преимущественно из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, упомянутые в вышеприведенном описании, могут до некоторой степени изменяться. При указании областей числовых значений с нижней границей и верхней границей указывается любое конкретное число и любой диапазон, входящие в эти области. В частности, каждый упомянутый в данном документе диапазон значений (выраженный как «от примерно А до примерно Б» или, эквивалентно, «от приблизительно А до приблизительно Б» или, эквивалентно, «приблизительно от А до Б») следует понимать как выражающий каждое число и диапазон, лежащие в более широких границах значений. Кроме того, признаки в формуле изобретения, имеют свое прямое, основное значение, если патентообладателем явно не указано иное. При введении в формулу изобретения каких-либо элементов (что в оригинальном тексте формулы на английском языке соответствует употреблению неопределенных артиклей «а» или «an») подразумевается, что вводится один или более чем один элемент. При возникновении противоречий при использовании слова или термина в данном описании и в одном или нескольких патентах или в других документах, на которые дается ссылка в данном документе, следует использовать определения, согласующиеся с настоящим описанием.

Группа изобретений относится к системам и способам защиты нижней части основного ствола скважины от скопления обломочного материала. Узел скважинной системы содержит отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности; один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента; и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или несколькими уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее. Обеспечивается защита одного или нескольких уплотнительных блоков от скапливающегося обломочного материала, образующегося при бурении. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Узел скважинной системы, содержащий:
отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности;
один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента; и
защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или несколькими уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее, причем в набухшем состоянии защитное устройство для ствола скважины обеспечивает защиту одного или нескольких уплотнительных блоков от обломочного материала, образующегося при фрезеровании и/или бурении.

2. Узел по п. 1, в котором отклоняющий инструмент представляет собой клин.

3. Узел по п. 1, в котором отклоняющий инструмент представляет собой комбинированный инструмент клин/отклонитель.

4. Узел по п. 1, дополнительно содержащий хвостовую трубу, присоединенную к отклоняющему инструменту и отходящую от него в направлении забоя скважины.

5. Узел по п. 1, в котором защитное устройство для ствола скважины представляет собой способный набухать эластомер.

6. Узел по п. 5, в котором способный набухать эластомер способен расширяться и переходить в набухшее состояние под воздействием внутрискважинной среды.

7. Узел по п. 5, в котором способный набухать эластомер способен расширяться и переходить в набухшее состояние под воздействием соответствующей катализирующей текучей среды, поступающей в обсадную колонну через спусковую колонну.

8. Узел по п. 1, в котором защитное устройство для ствола скважины представляет собой набухающий пакер.

9. Узел по п. 1, в котором набухшее состояние обеспечивает герметичное уплотнение во внутреннем канале.

10. Способ установки узла скважинной системы в скважине, содержащий:
размещение отклоняющего инструмента, имеющего внутренний канал, в обсадной колонне, зацементированной в скважине, причем отклоняющий инструмент имеет один или более уплотнительных блоков и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала, причем защитное устройство для ствола скважины размещено над одним или более уплотнительными блоками;
расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины при переходе из ненабухшего состояния в набухшее;
обеспечение защиты от обломочного материала одного или нескольких уплотнительных блоков защитным устройством для ствола скважины;
продвижение трубчатой колонны в обсадную колонну, причем трубчатую колонну разделяют по меньшей мере на первую насосно-компрессорную трубу (НКТ) и вторую НКТ; и
прохождение первой НКТ набухшего защитного устройство для ствола скважины.

11. Способ по п. 10, дополнительно содержащий продвижение отклоняющего инструмента в обсадной трубе, когда защитное устройство для ствола скважины находится в ненабухшем состоянии.

12. Способ по п. 10, дополнительно содержащий продвижение второй НКТ в боковой ствол скважины.

13. Способ по п. 10, в котором перед прохождением набухшего защитного устройства для ствола скважины способ дополнительно содержит удаление с этого устройства накопившегося обломочного материала.

14. Способ по п. 13, в котором удаление накопившегося обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины содержит:
подачу текучей среды через первую НКТ; и
смывание обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины.

15. Способ по п. 10, в котором расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие скважинной среды на это защитное устройство для ствола скважины.

16. Способ по п. 10, в котором расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие на него подаваемой в скважину катализирующей текучей среды.

17. Способ по п. 10, дополнительно содержащий:
извлечение первой НКТ из защитного устройства для ствола скважины;
обеспечение расширения защитного устройства для ствола скважины обратно в набухшее состояние.

18. Узел скважинной системы, содержащий:
комбинацию клин/отклонитель, определяющую отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности;
один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала комбинации клин/отклонитель; и
способный набухать эластомер, расположенный по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или более уплотнительными блоками, причем способный набухать эластомер способен расширяться при переходе из ненабухшего состояния в набухшее, причем способный набухать эластомер в набухшем состоянии обеспечивает защиту одного или более уплотнительных блоков от обломочного материала.

19. Узел по п. 18, в котором набухание способного набухать эластомера происходит под воздействием скважинной среды.

20. Узел по п. 18, в котором насосно-компрессорная труба способна пройти сквозь способный набухать эластомер.