КОЛОННА ЗАКАНЧИВАНИЯ МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ, СИСТЕМА МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ДОБЫЧИ ИЗ СИСТЕМЫ МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B41/00 E21B43/14 E21B21/08 E21B17/18 

Перекрестная ссылка на родственную заявку

Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США №17/224,792, поданной 7 апреля 2021 г. и озаглавленной «CONCENTRIC TUBING STRINGS AND/OR STACKED CONTROL VALVES FOR MULTILATERAL WELL SYSTEM CONTROL*, которая испрашивает преимущество предварительной заявки на патент США №63/006,557, поданной 7 апреля 2020 г. и озаглавленной «CONCENTRIC TUBING STRINGS AND/OR STACKED CONTROL VALVES FOR MULTILATERAL WELL CONTROL», которые принадлежат тому же правообладателю, что и данная заявка и полностью включены в данный документ посредством ссылки.

Уровень техники

Нестандартные месторождения являются довольно конкурентоспособными. На месторождениях наблюдается тенденция к использованию более длинных горизонтальных скважин для увеличения контакта с пластом-коллектором. Многоствольные стволы скважин предлагают альтернативный подход к максимальному увеличению контакта с пластом-коллектором. Многоствольные стволы скважин содержат один или более боковых стволов скважин, отходящих от другого ствола скважины (например, основного ствола скважины в одном случае).

Ближайший аналог изобретения раскрыт в публикации US 2005/0061511 А1, 24.03.2005, из которой известно соединение высокого давления для колонны заканчивания многоствольной скважины, содержащей три колонны насосно-компрессорных труб, каждая из которых содержит канал для флюида, выполненный с возможностью приема флюида, полученного из отдельного ствола скважины. Указанное решение направлено на решение проблемы, связанной с выдерживанием относительно высоких перепадов давления в местах пересечения стволов скважин, при этом ничего не предложено в отношении увеличения потока добываемого флюида.

Из уровня техники также известны публикации WO 2019/063972 А1, 04.04.2019 и WO 2019/059885 А1, 28.03.2019, в которых для оптимизации процесса управления скважиной предложено использовать расположение трех колонн насосно-компрессорных труб, по меньшей мере, частично одна в другой с образованием межобсадных кольцевых пространств. Однако указанные решения также не обеспечивают увеличения потока добываемого флюида.

Краткое описание чертежей

Далее дана ссылка на следующее описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми графическими материалами, при этом:

в Таблице 1 представлены скорости потока, которые могут быть получены с использованием системы многоствольной скважины, спроектированной, изготовленной и эксплуатируемой в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения;

на Фиг. 1 проиллюстрирована система многоствольной скважины, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе;

на Фиг. 2А и Фиг. 2В проиллюстрирована система многоствольной скважины, содержащая колонну заканчивания, спроектированную, изготовленную, установленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;

на Фиг. 3А и Фиг. 3В проиллюстрирована система многоствольной скважины, содержащая колонну заканчивания, спроектированную, изготовленную, установленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения;

на Фиг. 4А и Фиг. 4В проиллюстрирован канал для потока флюида для первого ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;

на Фиг. 5А и Фиг. 5В проиллюстрирован канал для потока флюида для второго бокового ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;

на Фиг. 6А и Фиг. 6В проиллюстрирован канал для потока флюида для третьего бокового ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;

на Фиг. 7А и Фиг. 7В проиллюстрирована комбинация каналов для потока флюида для первого, второго и третьего боковых стволов скважины, проиллюстрированных на Фиг. 2А и Фиг. 2В; и

на Фиг. 8А и Фиг. 8В проиллюстрирована система многоствольной скважины, содержащая колонну заканчивания, спроектированную, изготовленную, установленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения.

Раскрытие сущности и осуществление изобретения

В графических материалах и последующем описании одинаковые части обычно отмечены в спецификации и графических материалах одинаковыми ссылочными позициями соответственно. Изображенные фигуры не обязательно должны быть представлены с соблюдением масштаба. Некоторые признаки данного изобретения могут быть показаны в преувеличенном масштабе или в несколько схематической форме, а некоторые детали определенных элементов могут быть не показаны в интересах ясности и краткости. Данное изобретение может быть реализовано в вариантах реализации различных форм.

Конкретные варианты реализации подробно описаны и показаны в графических материалах с учетом того, что данное описание следует рассматривать как иллюстрацию принципов данного изобретения и оно не предназначено для ограничения данного изобретения проиллюстрированным и описанным в данном документе. Следует полностью признать, что различные идеи обсуждаемых в данном документе вариантов реализации можно использовать отдельно или в любой подходящей комбинации для получения требуемых результатов.

Если не указано иное, использование терминов «присоединять», «входить в зацепление», «соединять», «прикреплять» или любых других подобных терминов, описывающих взаимодействие между элементами, не подразумевает ограничение взаимодействия прямым взаимодействием между элементами и может также включать в себя косвенное взаимодействие между описанными элементами. Если не указано иное, использование терминов «вверх», «верхний», «по направлению вверх», «вверх по стволу скважины», «выше по потоку» или других подобных терминов следует истолковывать как преимущественно дальше от забоя, конечного конца скважины; аналогичным образом, использование терминов «вниз», «нижний», «по направлению вниз», «внизу по стволу скважины» или других подобных терминов следует истолковывать как преимущественно по направлению к забою, конечному концу скважины, независимо от ориентации ствола скважины. Использование любого одного или более из вышеперечисленных терминов не следует истолковывать как обозначение положений вдоль идеально вертикальной оси. В некоторых случаях часть вблизи конца скважины может быть горизонтальной или даже слегка направленной вверх. Если не указано иное, использование термина «подземный пласт» следует истолковывать как охватывающий как участки под открытой землей, так и участки под землей, покрытые водой, такой как вода в океане или пресная вода.

Текущее соединение MIC (например, уровень 5) 9-5/8 дюйма обеспечивает прохождение одной колонны насосно-компрессорных труб 2-7/8 дюйма через одно или более соединений. Недостатком этого является то, что поток, проходящий через насосно-компрессорные трубы 2-7/8 дюйма, ограничен менее 17000 баррелей нефти в сутки в соответствии с «API RP 14Е - Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems» («API RP 14E - Рекомендуемая практика проектирования и установки систем трубопроводов морских добывающих платформ») (например, для трубчатых элементов из 13Cr). Соответственно, система многоствольной скважины, использующая текущие соединения MIC 9-5/8 дюйма, будет ограничена менее чем 17000 баррелей нефти в сутки среди всех боковых стволов скважины. В колонне заканчивания в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения используют концентрические колонны насосно-компрессорных труб, позволяющие создавать поток из нижних боковых стволов к отдельным устройствам управления потоком (например, расположенным друг над другом устройствам управления потоком в некоторых вариантах реализации), например, расположенным над самым верхним боковым соединением ствола скважины.

Например, колонна заканчивания в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения обеспечивает управление потоком из более чем одного «местоположения» (например, бокового ствола, зоны, сегмента пласта, труднодоступного пласта, двух разных пластов, любого места, к которому специалист в данной области техники применил бы указанное(ые) понятие(я)). Колонна заканчивания в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения дополнительно обеспечивает более одного канала для потока, чтобы по меньшей мере увеличить проходное сечение для потока флюидов. Колонна заканчивания в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения дополнительно обеспечивает управление потоком, ограничение потока, оптимизацию потока более чем одном канала для потока путем размещения устройств управления потоком в «расположенной друг над другом» конфигурации, например, одного, расположенного в осевом направлении в непосредственной близости от одного или более других устройств управления потоком. Колонна заканчивания в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения дополнительно содержит другие устройства, такие как, без ограничения, манометры, датчики измерения температуры, расходомеры, мониторы газа/нефти, автономные устройства регулирования притока (AICD; Autonomous Inflow Control Device), устройства регулирования притока (ICD; Inflow Control Device), другие устройства управления потоком, контроля потока, контроля песка, интеллектуальное оборудование, оборудование и инструменты машинного обучения.

Со ссылкой на Таблицу 1, проиллюстрированы скорости потока, которые могут быть получены путем обеспечения нескольких (например, трех) отдельных каналов для потока к регулирующим клапанам в соответствии с данным изобретением. Как видно из Таблицы 1, если использовали одну колонну насосно-компрессорных труб диаметром 2-7/8 дюйма, максимальная скорость потока для всех 3 боковых стволов будет ограничена менее 15000 баррелей/сутки (например, 14734 барреля/сутки). Однако при использовании колонны заканчивания в соответствии с данным изобретением возможны следующие скорости потока:

Нижний основной ствол: 14734 барреля/сутки

Средний боковой ствол: 17316 баррелей/сутки

Объединенный поток через нижний основной ствол и средний боковой ствол через интервальный регулирующий клапан (ICV; interval control valve) 3-1/2 дюйма:

Версия 13Cr: 22137 баррелей/сутки

Версия Инконель 718: 39846 баррелей/сутки

Верхний боковой ствол 39041 баррель/сутки

Объединенный поток через нижний основной ствол, средний и верхний боковой стволы через ICV 5-1/2 дюйма:

Версия 13Cr: 51636 баррелей/сутки

Версия Инконель 718: 82945 баррелей/сутки

Необязательно, в соответствии с данным изобретением, вместо того, чтобы спускать в скважины «тонкие» насосно-компрессорные трубы 2-7/8 дюйма (например, из-за того, что скважины представляют собой скважины с увеличенным отходом от вертикали с большими отклонениями и вероятность коробления «тонких» насосно-компрессорных трубы представляет собой высокий риск), можно использовать насосно-компрессорные трубы 3-1/2 дюйма. Кроме того, для колонны заканчивания в соответствии с данным изобретением не требуется, чтобы линии управления были спущены/открыты ниже верхнего устройства управления потоком. Кроме того, путем установки пробки ниже самого нижнего устройства управления потоком пробку можно будет вытащить, и гибкие насосно-компрессорные трубы могут быть спущены в самый нижний боковой ствол (основной ствол скважины). Кроме того, скважинные измерительные приборы могут быть спущены к нижним боковым стволам / основному стволу путем спуска «армированного» кабеля - скорее всего, он должен быть в одном из каналов для потока - и/или проходить через один из каналов для потока в одном или более местах. Кроме того, один или более клапанов 2-7/8 дюйма (или клапанов аналогичного размера) могут быть спущены ниже самого верхнего соединения. В такой ситуации может потребоваться, чтобы наружный диаметр (OD; outer diameter) меньшего размера проходил через соединение MIC (или другого типа). В других сценариях, когда можно спустить несколько клапанов 2-7/8 дюйма и оборудования, колонна заканчивания может быть выполнена с возможностью спуска устройств для управления потоком 2-7/8 дюйма и оборудования через одно или более соединений - необязательно через два или более соединений, а затем размещения концентрической колонны над средним соединением, ведущей к устройству управления потоком 3-1/2-дюйма над самым верхним соединением.

Кроме того, в колонне заканчивания в соответствии с данным изобретением можно использовать технологии электропитания и связи всех типов. К некоторым из таких технологий принадлежат:

Электрическая потенциальная энергия. Элемент является хранилищем электрической «потенциальной» энергии в виде положительных и отрицательных зарядов, которые притягиваются. Поток электронов через резистор может преобразовывать электрическую потенциальную энергию в тепловую энергию.

Звуковая энергия. Звуковые волны представляют собой импульсы кинетической энергии, передаваемые из одного места в другое вибрирующими частицами, когда они сталкиваются с соседними частицами. Звуковая энергия может проходить через газ, жидкость или твердое тело.

Ядерная энергия. Большое количество энергии содержится в ядрах атомов. Она может высвобождаться при разделении ядра на два ядра или при слиянии двух легких ядер в одно ядро. Атомные электростанции получают питание от этой энергии.

Кинетическая энергия. Каждый объект, который движется, имеет этот тип энергии. Чем больше скорость объекта, тем больше его кинетическая энергия. В данном случае также важна масса - более массивный объект будет иметь и большую кинетическую энергию.

Свет. Видимый свет представляет собой тип электромагнитного излучения, которое распространяется в виде волн. К членам этого семейства электромагнитных волн относятся гамма-волны, рентгеновские, ультрафиолетовые, видимые, инфракрасные волны, микроволны и радиоволны.

Тепловая энергия. Тепловая энергия может перемещаться из одного места в другое посредством теплопроводности, конвекции и излучения. Другое название этого типа энергии - «термическая энергия».

Гравитационная потенциальная энергия. Любой объект, поднятый над землей, приобретает гравитационную потенциальную энергию. Если объект падает, то при падении эта энергия преобразуется в кинетическую энергию.

Химическая потенциальная энергия. Еще один тип энергии, который легко хранить. Примеры включают в себя химическую потенциальную энергию в мышцах человека и т.д.

Упругая потенциальная энергия. При растяжении или сжатии пружину энергия накапливается в связях между металлическими атомами пружины.

Со ссылкой на Фиг. 1 проиллюстрирована система 100 многоствольной скважины, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с одним или более раскрытыми в данном документе вариантами реализации. Система 100 многоствольной скважины содержит устье 105 скважины, расположенное над одним или более нефтегазовыми пластами 110а, 110b, расположенными ниже поверхности 115 земли. Хотя наземное устье 105 скважины проиллюстрировано на Фиг. 1, объем данного изобретения не ограничивается этим и, таким образом, потенциально может применяться к вариантам применения на море. Идеи данного изобретения могут быть также применены к другим наземным нефтегазовым системам и/или морским нефтегазовым системам, отличным от проиллюстрированных.

Как показано, ствол 120 скважины пробурен через различные пласты земли, включая пласты 110а, 110b. В проиллюстрированном варианте реализации ствол 120 скважины представляет собой основной ствол скважины. Термин «основной» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого бурят другой ствол скважины. Однако, следует отметить, что основной ствол скважины не обязательно выходит непосредственно на поверхность земли, а вместо этого может быть ответвлением еще одного ствола скважины. Система 100 многоствольной скважины дополнительно содержит один или более боковых стволов 130а, 130b скважины. В проиллюстрированном варианте реализации один или более боковых стволов 130а, 130b скважины проходят от ствола 120 скважины (например, основного ствола скважины), проходящего от него. Термин «боковой» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, который бурят наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как основной ствол скважины. Кроме того, боковой ствол скважины может иметь другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него. Соответственно, основной ствол скважины также может представляет собой боковой ствол скважины, а боковой ствол скважины также может представлять собой основной ствол скважины. Хотя на Фиг. 1 проиллюстрированы только два боковых ствола 130а, 130b скважины, в некоторых вариантах реализации может использоваться более двух боковых стволов скважины. Например, если бы обсадная труба ствола скважины представляла собой обсадную трубы 10-3/4 дюйма, в отличие от типичной обсадной трубы 9-5/8 дюйма, система 100 многоствольной скважины могла бы вместить третий боковой ствол скважины (не показан). Кроме того, если бы наименьший диаметр скважинных насосно-компрессорных труб представлял собой насосно-компрессорные трубы 3-1/2 дюйма, в отличие от типичных насосно-компрессорных труб 2-7/8 дюйма, система 100 многоствольной скважины могла бы снова вместить третий боковой ствол скважины (не показан), и возможно, четвертый боковой ствол скважины при объединении с вышеупомянутым большим диаметром обсадной трубы.

Одна или более обсадных колонн 140 могут быть по меньшей мере частично зацементированы внутри ствола 120 скважины и, необязательно, могут содержаться внутри одного или более боковых стволов 130а, 130b скважины. Термин «обсадная труба» используется в данном документе для обозначения трубчатой колонны, используемой для обсаживания ствола скважины. Фактически обсадная труба может относиться к типу, известному специалистам в данной области техники как «хвостовик», и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть сегментированной или сплошной, такой как гибкие насосно-компрессорные трубы. Колонна 150 заканчивания в соответствии с данным изобретением может быть расположена в основном стволе 120 скважины, например, над соединением между стволом 120 скважины и самым верхним боковым стволом 130а скважины.

Со ссылкой на Фиг. 2А и 2В проиллюстрирована система 200 многоствольной скважины, содержащая колонну 220 заканчивания, спроектированную, изготовленную, установленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Ввиду размера системы 200 многоствольной скважины она разбита на Фиг. 2А и Фиг. 2В. На Фиг. 2А проиллюстрирован верхний участок 225 заканчивания колонны 220 заканчивания, тогда как на Фиг. 2В проиллюстрирован нижний участок 230 заканчивания колонны 220 заканчивания, а также первый ствол 205 скважины (например, основной ствол скважины), второй боковой ствол 210 скважины и третий боковой ствол 215 скважины. В проиллюстрированном варианте реализации на Фиг. 2А и 2В, колонна 220 заканчивания расположена непосредственно выше по стволу скважины от самого верхнего бокового ствола скважины, который в проиллюстрированном варианте реализации представляет собой третий боковой ствол 215 скважины.

В варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 2А и 2В, верхний участок 225 заканчивания содержит первую колонну 240 насосно-компрессорных труб, вторую колонну 260 насосно-компрессорных труб и третью колонну 280 насосно-компрессорных труб. В проиллюстрированном варианте реализации, как будет дополнительно показано ниже, первая колонна 240 насосно-компрессорных труб определяет первый канал 242 для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола 205 скважины. Аналогично, в по меньшей мере одном варианте реализации и как будет дополнительно показано ниже, вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб расположена вокруг первой колонны 240 насосно-компрессорных труб таким образом, что первая колонна 240 насосно-компрессорных труб и вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал 262 для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола 210 скважины. Аналогично, в по меньшей мере одном варианте реализации и как будет дополнительно показано ниже, третья колонна 280 насосно-компрессорных труб расположена вокруг второй колонны 260 насосно-компрессорных труб таким образом, что вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб и третья колонна 280 насосно-компрессорных труб образуют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал 282 для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола 215 скважины. Хотя это конкретно и не требуется, первая колонна 240 насосно-компрессорных труб, вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб и третья колонна 280 насосно-компрессорных труб могут представлять собой концентрические колонны насосно-компрессорных труб.

В по меньшей мере одном варианте реализации первая колонна 240 насосно-компрессорных труб в конечном счете направляет первый флюид в первый объединенный канал 295а для флюида. В по меньшей мере одном варианте реализации вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб в конечном итоге направляет второй флюид во второй объединенный канал 295b для флюида (например, включающий первый флюид и второй флюид). В по меньшей мере одном варианте реализации третья колонна 280 насосно-компрессорных труб в конечном итоге направляет третий флюид в третий объединенный канал 295 с для флюида (например, включающий первый флюид, второй флюид и третий флюид). Третий объединенный канал 295 с для флюида, как и следовало ожидать, соединяется с эксплуатационной насосно-компрессорной трубой, например, доставляя первый, второй и третий флюиды на поверхность системы 200 многоствольной скважины.

В проиллюстрированных вариантах реализации каждая из колонн 240, 260, 280 насосно-компрессорных труб может различаться по размеру, свойствам и компонентам. Сначала следует обратить внимание на первую колонну 240 насосно-компрессорных труб, она может иметь два или более различных внутренних диаметров (ID; inside diameter). Например, в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 2А, первая колонна 240 насосно-компрессорных труб имеет минимальный внутренний диаметр (D_1мин) и максимальный внутренний диаметр (D_lмакс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D_1мин) находится ниже по стволу скважины от максимального внутреннего диаметра (D_lмакс), и, таким образом, когда первая колонна 240 насосно-компрессорных труб проходит выше по стволу скважины, она расширяется от минимального внутреннего диаметра (D_1мин) до максимального внутреннего диаметра (D_lмакс). В соответствии с одним вариантом реализации минимальный внутренний диаметр (D_1мин) составляет 2-7/8 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D_lмакс) составляет 3-1/2 дюйма. В соответствии с другим вариантом реализации минимальный внутренний диаметр (D_1мин) составляет 3-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D_lмакс) составляет более 3-1/2 дюйма. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых используют другие внутренние диаметры. Следует отметить, что, хотя для колонны 220 заканчивания были предоставлены конкретные диаметры, указанные конкретные диаметры, если не требуется иное, предоставлены только в иллюстративных целях. Соответственно, могут быть использованы другие диаметры, помимо предоставленных, и они остаются в пределах объема данного изобретения.

В по меньшей мере одном варианте реализации объединенная насосно-компрессорная труба 244 для флюида проходит в максимальный внутренний диаметр (D_lмакс), таким образом образуя кольцевое пространство между объединенной насосно-компрессорной трубой 244 для флюида и максимальным внутренним диаметром (D_lмакс). В соответствии с этим вариантом реализации первый канал 242 для флюида также содержит кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) и объединенной насосно-компрессорной трубой 244 для флюида. Кроме того, в по меньшей мере одном варианте реализации объединенная насосно-компрессорная труба 244 для флюида может содержать пробку 246 в непосредственной близости от ее расположенного ниже по стволу скважины конца. Пробка 246 в одном или более вариантах реализации расположена внутри профиля объединенной насосно-компрессорной трубы 244 для флюида и выполнена с возможностью вытеснения первого флюида в кольцевое пространство между объединенной насосно-компрессорной трубой 244 для флюида и максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) через первое устройство 250 управления потоком и в первый объединенный канал 295а для флюида. Пробка 246 в по меньшей мере одном варианте реализации представляет собой удаляемую пробку. Соответственно, при необходимости пробка 246 может быть удалена из объединенной насосно-компрессорной трубы 244 для флюида таким образом, чтобы внутрискважинный инструмент мог иметь доступ к первому стволу 205 скважины. Объединенная насосно-компрессорная труба 244 для флюида может дополнительно содержать направляющую 248 только для троса в некоторых вариантах реализации.

Первая колонна 240 насосно-компрессорных труб дополнительно содержит первое устройство 250 управления потоком, связанное с первым каналом 242 для флюида. В проиллюстрированном варианте реализации первое устройство 250 управления потоком соединяет первый канал для флюида и первый объединенный канал 295а для флюида. Первое устройство 250 управления потоком в по меньшей мере этом варианте реализации выполнено с возможностью регулирования первого флюида. Например, первое устройство 250 управления потоком может регулировать количество первого флюида, поступающего в первый объединенный канал 295а для флюида. В по меньшей мере одном варианте реализации устройство 250 управления потоком представляет собой дистанционно управляемый интервальный регулирующий клапан (ICV). В еще одном варианте реализации устройство 250 управления потоком представляет собой управляемый вручную интервальный регулирующий клапан (ICV). В еще одном варианте реализации устройство 250 управления потоком представляет собой нерегулируемый ограничитель флюида. В еще других вариантах реализации устройство 250 управления потоком может регулировать тип флюида, поступающего в первый объединенный канал 295а для флюида. Например, в по меньшей мере одном варианте реализации устройство 250 управления потоком представляет собой автономное устройство управления потоком, которое может автономно регулировать тип флюида, проходящего через него (например, на основании вязкости флюида или плотности флюида). Таким образом, если бы устройство 250 управления потоком столкнулось с нежелательной водой или газом, устройство 250 управления потоком могло бы остановить поток воды или газа обратный поток только после того, как первый флюид вернулся бы в нефть.

Далее следует обратить внимание на вторую колонну 260 насосно-компрессорных труб, она также может иметь два или более различных внутренних диаметров (ID). Например, в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 2А, вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб имеет минимальный внутренний диаметр (D_2мин) и максимальный внутренний диаметр (D_2макс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D_2мин) составляет 3-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D_2макс) составляет 4-1/2 дюйма. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых используют другие внутренние диаметры.

Вторая колонна 260 насосно-компрессорных труб дополнительно содержит второе устройство 270 управления потоком, связанное со вторым каналом 262 для флюида. В проиллюстрированном варианте реализации второе устройство 270 управления потоком соединяет второй канал для флюида и второй объединенный канал 295b для флюида. Второе устройство 270 управления потоком в по меньшей мере этом варианте реализации выполнено с возможностью регулирования второго флюида. Например, второе устройство 270 управления потоком могло бы регулировать количество второго флюида, поступающего во второй объединенный канал 295b для флюида. Как будет видно ниже, второй объединенный канал 295b для флюида содержит флюид из первого ствола 205 скважины и из второго бокового ствола 210 скважины. Второе устройство 270 управления потоком может содержать любое из устройств управления потоком, рассмотренных выше в отношении первого устройства 250 управления потоком. В проиллюстрированном варианте реализации второй внутренний диаметр второго устройства 270 управления потоком больше, чем первый внутренний диаметр первого устройства 250 управления потоком.

Далее следует обратить внимание на третью колонну 280 насосно-компрессорных труб, она также может иметь два или более различных внутренних диаметров (ID). Например, в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 2А, третья колонна 280 насосно-компрессорных труб имеет минимальный внутренний диаметр (D_3мин) и максимальный внутренний диаметр (D_3макс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D_3мин) составляет 4-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D_3макс) составляет 9-5/8 дюйма, как в случае, если по меньшей мере участок третьей колонны 280 насосно-компрессорных труб представляет собой обсадную трубу. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых используют другой внутренний диаметр.

В по меньшей мере одном варианте реализации третья колонна 280 насосно-компрессорных труб представляет собой участок обсадной трубы ствола скважины. Например, третья колонна 280 насосно-компрессорных труб может представлять собой хвостовик, прикрепленный к нижнему концу промежуточной обсадной колонны, или может представлять собой целую колонну обсадных труб, которая проходит от местоположения на поверхности до конца основного ствола скважины. В других вариантах реализации третья колонна 280 насосно-компрессорных труб может классифицироваться как промежуточная обсадная колонна; причем она прикреплена к устью скважины на поверхности и заканчивается непосредственно над продуктивным пластом. После того как эта промежуточная обсадная колонна спущена в скважину и зацементирована, буровое долото меньшего размера (например, диаметром 8-1/2 дюйма) спускают к нижней части промежуточной обсадной колонны и используют для бурения эксплуатационной зоны. Эксплуатационная зона может быть обсажена 7-дюймовым хвостовиком; может быть спущен узел противопесочного фильтра, или ствол скважины может быть оставлен обсаженным как участок заканчивания в необсаженном стволе.

Третья колонна 280 насосно-компрессорных труб дополнительно содержит третье устройство 290 управления потоком, связанное с третьим каналом 282 для флюида. В проиллюстрированном варианте реализации третье устройство 290 управления потоком соединяет третий канал для флюида и третий объединенный канал 295 с для флюида. Третье устройство 290 управления потоком в по меньшей мере этом варианте реализации выполнено с возможностью регулирования третьего флюида. Например, третье устройство 290 управления потоком могло бы регулировать количество третьего флюида, поступающего в третий объединенный канал 295 с для флюида. Как будет видно ниже, третий объединенный канал 295 с для флюида содержит первый флюид из первого ствола 205 скважины, второй флюид из второго бокового ствола 210 скважины и третий флюид из третьего бокового ствола 215 скважины. Третье устройство 290 управления потоком может содержать любое из устройств управления потоком, рассмотренных выше в отношении первого устройства 250 управления потоком или второго устройства 270 управления потоком. В проиллюстрированном варианте реализации третий внутренний диаметр третьего устройства 290 управления потоком больше, чем второй внутренний диаметр второго устройства 270 управления потоком. В по меньшей мере одном варианте реализации третье устройство 290 управления потоком представляет собой клапан 5-1/2 дюйма, второе устройство 270 управления потоком представляет собой клапан 3-1/2 дюйма, а первое устройство 250 управления потоком представляет собой клапан 2-7/8 дюйма.

Как проиллюстрировано в варианте реализации на Фиг. 2А, второе устройство 270 управления потоком может быть расположено между первым устройством 250 управления потоком и третьим устройством 290 управления потоком. Кроме того, в по меньшей мере одном варианте реализации третье устройство 290 управления потоком может быть расположено выше по стволу скважины от второго устройства 270 управления потоком. В по меньшей мере одном варианте реализации расстояние между первым, вторым и третьим устройствами 250, 270, 290 управления потоком составляет не более 100 метров. В по меньшей мере одном другом варианте реализации расстояние между первым, вторым и третьим устройствами 250, 270, 290 управления потоком составляет не более 50 метров или в другом варианте реализации составляет не более 20 метров. Соответственно, в по меньшей мере одном варианте реализации первое, второе и третье устройства 250, 270, 290 управления потоком представляют собой расположенные друг над другом устройства управления потоком.

Следует отметить, что, хотя система 200 многоствольной скважины, рассмотренная на Фиг. 2А и 2В, описана как эксплуатационная скважина, существуют и другие варианты реализации, в которых система 200 многоствольной скважины представляет собой нагнетательную скважину. Например, систему 200 многоствольной скважины могут использовать для нагнетания флюида (например, воды) в один или более из первого ствола 205 скважины, второго бокового ствола 210 скважины и третьего бокового ствола 215 скважины. В по меньшей мере одном варианте реализации один или более из первого ствола 205 скважины, второго бокового ствола 210 скважины и третьего бокового ствола 215 скважины могут эксплуатировать как добывающие скважины, и по меньшей мере один из первого ствола 205 скважины, второго бокового ствола 210 скважины и третьего бокового ствола 215 скважины эксплуатируют как нагнетательную скважину.

Со ссылкой на Фиг. 3А и 3В проиллюстрирована система 300 многоствольной скважины, содержащая колонну 320 заканчивания, спроектированную, изготовленную, установленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения. Система 300 многоствольной скважины и колонна 320 заканчивания во многих отношениях аналогичны системе 200 многоствольной скважины и колонне 220 заканчивания, проиллюстрированным на Фиг. 2А и Фиг. 2В. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных признаков. Колонна 320 заканчивания, проиллюстрированная на Фиг. 3А и Фиг. 3В, в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит полированное приемное гнездо 325 пакера. В по меньшей мере одном другом варианте реализации колонна 320 заканчивания дополнительно содержит датчик 330 внутреннего давления и датчик 335 внутреннего потока. В этом варианте реализации датчик 330 внутреннего давления и датчик 335 внутреннего потока могут выполнять измерения флюида внутри второй объединенной насосно-компрессорной трубы 295b. Колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать профиль 340 посадочного ниппеля и желобчатый дефлектор 345 потока (например, каналы проходят в желобки, чтобы линия управления / плоские корпусы не подвергались эрозии). Колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать индуктивный соединитель 350 для подсоединения питания и/или электроники с местоположения выше по стволу скважины.

В соответствии с одним или более вариантами реализации колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать датчик 355 внутреннего давления / потока и датчик 360 внешнего давления / потока. В этом варианте реализации датчик 355 внутреннего давления / потока и датчик 360 внешнего давления / потока могут выполнять измерения флюида внутри первой объединенной насосно-компрессорной трубы 295а и второго канала 262 для флюида. Колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать профиль 365 посадочного ниппеля. В соответствии с одним или более вариантами реализации колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать датчик 370 внутреннего давления / потока и датчик 375 внешнего давления / потока. В этом варианте реализации датчик 370 внутреннего давления / потока и датчик 375 внешнего давления / потока могут проводить измерения флюида, поступающего из первого ствола 205 скважины. Колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать раздвижное соединение 380 для сборки первой, второй и третьей колонн 240, 260, 280 насосно-компрессорных труб на месторождении (например, на буровой площадке) и посадочную обойму манжеты (не показана).

Колонна 320 заканчивания может дополнительно содержать множество перфорационных отверстий 385 в одной или более из первой, второй и третьей колонн 240, 260, 280 насосно-компрессорных труб. В проиллюстрированном варианте реализации множество перфорационных отверстий 385 расположены во второй колонне 260 насосно-компрессорных труб. В дополнение к этому варианту реализации множество перфорационных отверстий 385 направлено на снижение скорости флюида, поступающего во вторую колонну 260 насосно-компрессорных труб, и, таким образом, уменьшает воздействие эрозии. В по меньшей мере одном варианте реализации множество перфорационных отверстий 385 увеличиваются в диаметре по мере их перемещения выше по стволу скважины, опять же для уменьшения воздействия эрозии. Кроме того, множество перфорационных отверстий 385 могут включать в себя отверстия и/или вставки из закаленного металла, такие как отверстия и/или вставки из карбида. Кроме того, колонна 320 заканчивания может иметь еще одно полированное приемное гнездо 390 пакера, а также еще одно индуктивное соединение 395.

В одном варианте реализации пакер (не показан) может быть расположен над третьим устройством 290 управления потоком. Например, в одном варианте реализации пакер представляет собой пакер «комплекта линии управления». После того как колонна 200 заканчивания посажена и разнесена, можно установить пакер. Аналогично, над третьим устройством 290 управления потоком могут быть установлены другие устройства, датчики, инструменты, компьютеры, контроллеры. Это подходящее местоположение для других инструментов и т.д. ввиду большой доступной площади (например, OD 5-1/2 дюйма х кольцевое пространство ID 8-1/2 дюйма). Соответственно, в объем данного изобретения входит использование данной площади для размещения одного или более или комбинации элементов, расположенных под третьим устройством 290 управления потоком. При этом механизмы управления для второго устройства 270 управления потоком и первого устройства 250 управления потоком могут быть больше (проще в изготовлении, допуск может быть не таким жестким и т.д.). Только компоненты потока (затвор из карбида вольфрама, поршни для регулировки затвора и т.д.) должны быть расположены в областях меньшего диаметра.

Колонна заканчивания, такая как проиллюстрированная на Фиг. 2А-3В, могут быть установлены различными отличными способами. Например, сначала можно собрать нижнюю область 230 заканчивания, а затем верхнюю область 225 заканчивания. Однако в одном варианте реализации уплотнительный узел, помещенный в полированное приемное гнездо пакера (PBR; polish bore receptacle), обеспечивает спуск нижнего участка второй колонны 260 насосно-компрессорных труб (например, насосно-компрессорная труба 3-1/2 дюйма × колонна насосно-компрессорных труб 4-1/2 дюйма) в скважину и, таким образом, внутри третьей колонны 280 насосно-компрессорных труб (например, обсадной трубы ствола скважины или эксплуатационной насосно-компрессорной трубы в одном варианте реализации). Затем клиновые захваты могут быть установлены на вторую колонну 260 насосно-компрессорных труб. Затем может быть установлен вспомогательный роторный стол, и нижний участок первой колонны 240 насосно-компрессорных труб (например, колонны насосно-компрессорных труб 2-7/8 дюйма) спускают внутри второй колонны 260 насосно-компрессорных труб. В одном варианте реализации первая колонна 240 насосно-компрессорных труб может быть посажена в перепускной переводник, который проходит непосредственно над второй колонной 260 насосно-компрессорных труб. К первой колонне 240 насосно-компрессорных труб можно прикрепить посадочную муфту и можно посадить ее в перепускной переводник. К посадочной муфте или другим устройствам можно добавить такие элементы, как блокирующий элемент, для крепления первой колонны 240 насосно-компрессорных труб относительно второй колонны 260 насосно-компрессорных труб. В этот момент нижняя область 230 заканчивания будет полностью собрана.

После того как нижняя область 230 заканчивания будет завершена, верхняя область 225 заканчивания может быть собрана и присоединена к нижней области 230 заканчивания. Это может включать захват верхней области 225 заканчивания, содержащей первое, второе и третье устройства 250, 270, 290 управления потоком, и ее сборку в первую колонну 240 насосно-компрессорных труб. Затем с помощью раздвижного соединения первое, второе и третье устройства 250, 270, 290 управления потоком могут быть спущены для сборки во вторую колонну 260 насосно-компрессорных труб. Следующим этапом будет спуск верхней области 225 заканчивания, содержащей первое, второе и третье устройства 250, 270, 290 управления потоком, в скважину и установка линии управления на верхнем конце узла. Скорее всего, это будут единственные соединения линии управления, которые необходимо будет собрать и испытать во время работы оборудования в скважине.

Со ссылкой на Фиг. 4А-7В проиллюстрированы различные отличные каналы для потока флюида для колонны 200 заканчивания, проиллюстрированной на Фиг. 2А и Фиг. 2В. На Фиг. 4А и Фиг. 4В проиллюстрирован канал для потока флюида для первого ствола 205 скважины или, в данном случае, основного ствола скважины. На Фиг. 5А и Фиг. 5В проиллюстрирован канал для потока флюида для второго бокового ствола 210 скважины. На Фиг. 6А и Фиг. 6В проиллюстрирован канал для потока флюида для третьего бокового ствола 215 скважины. На Фиг. 7А и Фиг. 7В проиллюстрирован канал для потока флюида для каждого из первого ствола 205 скважины, второго бокового ствола 210 скважины и третьего бокового ствола 215 скважины в комбинации.

Со ссылкой на Фиг. 8А и Фиг. 8В проиллюстрирована колонна 800 заканчивания, спроектированная, изготовленная, установленная и эксплуатируемая в соответствии с альтернативным вариантом реализации данного изобретения. Колонна 800 заканчивания аналогична во многих отношениях колонне 200 заканчивания, проиллюстрированной на Фиг. 2А и Фиг. 2В. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных признаков. Однако если в колонне 200 заканчивания используют соединение MIC для нижнего соединения, то в колонне 400 заканчивания используют соединение 810 интерфейса интеллектуальной системы заканчивания (ICI; intelligent completion interface) или резьбового ответвления (TL; threaded leg), среди других возможных вариантов для ее нижнего соединения. Такая конструкция может быть желательной для применений, имеющих существующие доступные соединения. Следует также отметить, что любой тип соединения, включая соединение уровня 1 (например, необсаженный ствол и необсаженный боковой ствол или с хвостовиком с щелевыми прорезями без механического соединения в месте соединения), соединение уровня 2 (например, основной ствол скважины обсажен и зацементирован, боковой ствол представляет собой необсаженный ствол или опускаемый хвостовик без соединения в месте соединения), соединение уровня 3 (например, основной ствол скважины обсажен и зацементирован, боковой ствол обсажен, но не зацементирован, и боковой ствол механически соединен с основным стволом скважины, но место соединения не герметизировано гидравлически), соединение уровня 4 (например, основной ствол и боковой ствол обсажены и зацементированы, причем гидравлическая целостность зависит от качества цемента), соединение уровня 5 (например, целостность соединения обеспечивается за счет самого заканчивания и соединение может быть зацементировано или не зацементировано) и соединение уровня 6 (например, целостность соединения обеспечивается обсадной трубой), можно использовать со спроектированными, изготовленными и эксплуатируемыми колоннами заканчивания в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения.

Аспекты, раскрытые в данном документе, включают следующее: А. Колонна заканчивания, содержащая: 1) первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины; 2) вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины; и 3) третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины.

B. Система многоствольной скважины, причем многоствольная скважина содержит: 1) первый ствол скважины, расположенный внутри подземного пласта; 2) второй боковой ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины; 3) третий боковой ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины выше по стволу скважины от второго бокового ствола скважины; и 4) колонну заканчивания, расположенную внутри первого ствола скважины и над соединением между первым стволом скважины и третьим боковым стволом скважины, причем колонна заканчивания содержит: а) первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины; b) вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины; и с) третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины.

C. Способ добычи из системы многоствольной скважины, включающий: 1) образование первого ствола скважины внутри подземного пласта, второго бокового ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины, и третьего бокового ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины выше по стволу скважины от второго бокового ствола скважины; 2) расположение колонны заканчивания внутри первого ствола скважины и над соединением между первым стволом скважины и третьим боковым стволом скважины, причем колонна заканчивания содержит: а) первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины; b) вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины; и с) третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины; и 3) добычу первого флюида через первую колонну насосно-компрессорных труб, второго флюида через вторую колонну насосно-компрессорных труб и третьего флюида через третью колонну насосно-компрессорных труб.

Аспекты А, В и С могут иметь один или более следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: дополнительно содержащий первое устройство управления потоком, связанное с первым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования первого флюида, второе устройство управления потоком, связанное со вторым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования второго флюида, и третье устройство управления потоком, связанное с третьим каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования третьего флюида. Элемент 2: отличающийся тем, что первое устройство управления потоком имеет первый внутренний диаметр, второе устройство управления потоком имеет второй внутренний диаметр, превышающий первый внутренний диаметр, и третье устройство управления потоком имеет третий внутренний диаметр, превышающий второй внутренний диаметр. Элемент 3: отличающийся тем, что второе устройство управления потоком расположено между первым устройством управления потоком и третьим устройством управления потоком. Элемент 4: отличающийся тем, что третье устройство управления потоком расположено выше по стволу скважины от второго устройства управления потоком.

Элемент 5: отличающийся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой дистанционно управляемый интервальный регулирующий клапан (ICV). Элемент 6: отличающийся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой управляемый вручную интервальный регулирующий клапан (ICV). Элемент 7: отличающийся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой нерегулируемый ограничитель флюида. Элемент 8: отличающийся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой автономное устройство управления потоком, выполненное с возможностью автономного регулирования типа флюида, проходящего через него. Элемент 9: отличающийся тем, что первая колонна насосно-компрессорных труб, первое устройство управления потоком, вторая колонна насосно-компрессорных труб, второе устройство управления потоком, третья колонна насосно-компрессорных труб и третье устройство управления потоком образуют по меньшей мере участок верхней области заканчивания, и дополнительно содержащий нижнюю область заканчивания, соединенную с расположенным ниже по стволу скважины концом верхней области заканчивания, причем нижняя область заканчивания выполнена с возможностью прохождения до первого ствола скважины и второго и третьего боковых стволов скважины. Элемент 10: отличающийся тем, что расстояние между первым, вторым и третьим устройствами управления потоком составляет не более 20 метров. Элемент 11: дополнительно содержащий первый датчик, связанный с первым устройством управления потоком, второй датчик, связанный со вторым устройством управления потоком, и третий датчик, связанный с третьим устройством управления потоком. Элемент 12: отличающийся тем, что первая колонна насосно-компрессорных труб включает минимальный внутренний диаметр (D_1мин) и максимальный внутренний диаметр (D_lмакс), и дополнительно при этом объединенная насосно-компрессорная труба для флюида проходит в максимальный внутренний диаметр (D_lмакс), причем первый канал для флюида включает кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) и объединенной насосно-компрессорной трубой для флюида. Элемент 13: отличающийся тем, что объединенная насосно-компрессорная труба для флюида содержит удаляемую пробку, расположенную внутри ее профиля и в непосредственной близости от ее расположенного ниже по стволу скважины конца, причем пробка выполнена с возможностью вытеснения первого флюида в кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) и объединенной насосно-компрессорной трубой для флюида и через первое устройство управления потоком в первый объединенный канал для потока флюида. Элемент 14: отличающийся тем, что первая колонна насосно-компрессорных труб, вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб представляют собой концентрические колонны насосно-компрессорных труб. Элемент 15: отличающийся тем, что колонна заканчивания дополнительно содержит первое устройство управления потоком, связанное с первым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования первого флюида, второе устройство для управления потоком, связанное со вторым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования второго флюида, и третье устройство управления потоком, связанное с третьим каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования третьего флюида. Элемент 16: отличающийся тем, что добыча первого флюида через первую насосно-компрессорную трубу включает пропускание первого флюида через первое устройство управления флюидом и в первый объединенный канал для флюида, добыча второго флюида через вторую насосно-компрессорную трубу включает пропускание второго флюида через второе устройство управления флюидом и во второй объединенный канал для флюида, причем второй объединенный канал для флюида также содержит первый флюид, и добыча третьего флюида через третью насосно-компрессорную трубу включает пропускание третьего флюида через третье устройство управления потоком и в третий объединенный канал для флюида, причем третий объединенный канал флюида также содержит первый флюид и второй флюид.

Специалистам в области техники, к которой относится данная заявка, будет понятно, что в описанные варианты реализации могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и/или модификации.

Группа изобретений относится к колонне заканчивания многоствольной скважины, системе многоствольной скважины и способу добычи из системы многоствольной скважины. Колонна заканчивания многоствольной скважины содержит первую колонну насосно-компрессорных труб, вторую колонну насосно-компрессорных труб, третью колонну насосно-компрессорных труб, первое устройство управления потоком, второе устройство управления потоком, третье устройство управления потоком, нижнюю область заканчивания. Первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины. Вторая колонна насосно-компрессорных труб расположена вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб. Первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины. Третья колонна насосно-компрессорных труб расположена вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб. Вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины. Первое устройство управления потоком связано с первым каналом для флюида и выполнено с возможностью регулирования первого флюида. Второе устройство управления потоком связано со вторым каналом для флюида и выполнено с возможностью регулирования второго флюида. Третье устройство управления потоком связано с третьим каналом для флюида и выполнено с возможностью регулирования третьего флюида. Первая колонна насосно-компрессорных труб, первое устройство управления потоком, вторая колонна насосно-компрессорных труб, второе устройство управления потоком, третья колонна насосно-компрессорных труб и третье устройство управления потоком образуют, по меньшей мере, участок верхней области заканчивания. Нижняя область заканчивания соединена с расположенным ниже по стволу скважины концом верхней области заканчивания. Нижняя область заканчивания выполнена с возможностью прохождения до первого ствола скважины и второго и третьего боковых стволов скважины. Технический результат заключается в увеличении потока добываемого флюида. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 8 ил., 1 табл.

1. Колонна заканчивания многоствольной скважины, содержащая:

первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины;

вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины;

третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины;

первое устройство управления потоком, связанное с первым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования первого флюида;

второе устройство управления потоком, связанное со вторым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования второго флюида;

третье устройство управления потоком, связанное с третьим каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования третьего флюида;

причем первая колонна насосно-компрессорных труб, первое устройство управления потоком, вторая колонна насосно-компрессорных труб, второе устройство управления потоком, третья колонна насосно-компрессорных труб и третье устройство управления потоком образуют, по меньшей мере, участок верхней области заканчивания; и

нижнюю область заканчивания, соединенную с расположенным ниже по стволу скважины концом верхней области заканчивания, причем нижняя область заканчивания выполнена с возможностью прохождения до первого ствола скважины и второго и третьего боковых стволов скважины.

2. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что первое устройство управления потоком имеет первый внутренний диаметр, второе устройство управления потоком имеет второй внутренний диаметр, превышающий первый внутренний диаметр, и третье устройство управления потоком имеет третий внутренний диаметр, превышающий второй внутренний диаметр.

3. Колонна по п. 2, отличающаяся тем, что второе устройство управления потоком расположено между первым устройством управления потоком и третьим устройством управления потоком, при этом третье устройство управления потоком расположено выше по стволу скважины от второго устройства управления потоком.

4. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой дистанционно управляемый интервальный регулирующий клапан (ICV).

5. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой управляемый вручную интервальный регулирующий клапан (ICV).

6. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой нерегулируемый ограничитель флюида.

7. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что одно или более из первого устройства управления потоком, второго устройства управления потоком и третьего устройства управления потоком представляют собой автономное устройство управления потоком, выполненное с возможностью автономного регулирования типа флюида, проходящего через него.

8. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что расстояние между первым, вторым и третьим устройствами управления потоком составляет не более 20 метров.

9. Колонна по п. 1, дополнительно содержащая первый датчик, связанный с первым устройством управления потоком, второй датчик, связанный со вторым устройством управления потоком, и третий датчик, связанный с третьим устройством управления потоком.

10. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что первая колонна насосно-компрессорных труб включает минимальный внутренний диаметр (D_1мин) и максимальный внутренний диаметр (D_1макс), и дополнительно при этом объединенная насосно-компрессорная труба для флюида проходит в максимальный внутренний диаметр (D_lмакс), причем первый канал для флюида включает кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) и объединенной насосно-компрессорной трубой для флюида, при этом объединенная насосно-компрессорная труба для флюида содержит удаляемую пробку, расположенную внутри ее профиля и в непосредственной близости от ее расположенного ниже по стволу скважины конца, причем пробка выполнена с возможностью вытеснения первого флюида в кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (D_lмакс) и объединенной насосно-компрессорной трубой для флюида и через первое устройство управления потоком в первый объединенный канал для потока флюида.

11. Колонна по п. 1, отличающаяся тем, что первая колонна насосно-компрессорных труб, вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб представляют собой концентрические колонны насосно-компрессорных труб.

12. Система многоствольной скважины, содержащая:

первый ствол скважины, расположенный внутри подземного пласта;

второй боковой ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины;

третий боковой ствол скважины, проходящий от первого ствола скважины выше по стволу скважины от второго бокового ствола скважины; и

колонну заканчивания, расположенную внутри первого ствола скважины и над соединением между первым стволом скважины и третьим боковым стволом скважины, причем колонна заканчивания содержит:

первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины;

вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины; и

третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины;

первое устройство управления потоком, связанное с первым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования первого флюида;

второе устройство управления потоком, связанное со вторым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования второго флюида;

третье устройство управления потоком, связанное с третьим каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования третьего флюида;

причем первая колонна насосно-компрессорных труб, первое устройство управления потоком, вторая колонна насосно-компрессорных труб, второе устройство управления потоком, третья колонна насосно-компрессорных труб и третье устройство управления потоком образуют по меньшей мере участок верхней области заканчивания; и

нижнюю область заканчивания, соединенную с расположенным ниже по стволу скважины концом верхней области заканчивания, причем нижняя область заканчивания выполнена с возможностью прохождения до первого ствола скважины и второго и третьего боковых стволов скважины.

13. Способ добычи из системы многоствольной скважины, включающий:

образование первого ствола скважины внутри подземного пласта, второго бокового ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины, и третьего бокового ствола скважины, проходящего от первого ствола скважины выше по стволу скважины от второго бокового ствола скважины;

расположение колонны заканчивания внутри первого ствола скважины и над соединением между первым стволом скважины и третьим боковым стволом скважины, причем колонна заканчивания содержит:

первую колонну насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб определяет первый канал для флюида, выполненный с возможностью приема первого флюида, полученного из первого ствола скважины;

вторую колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг первой колонны насосно-компрессорных труб, причем первая колонна насосно-компрессорных труб и вторая колонна насосно-компрессорных труб образуют внутреннее кольцевое пространство, которое определяет второй канал для флюида, выполненный с возможностью приема второго флюида, полученного из второго бокового ствола скважины;

третью колонну насосно-компрессорных труб, расположенную вокруг второй колонны насосно-компрессорных труб, причем вторая колонна насосно-компрессорных труб и третья колонна насосно-компрессорных труб определяют внешнее кольцевое пространство, которое определяет третий канал для флюида, выполненный с возможностью приема третьего флюида, полученного из третьего бокового ствола скважины;

первое устройство управления потоком, связанное с первым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования первого флюида;

второе устройство управления потоком, связанное со вторым каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования второго флюида;

третье устройство управления потоком, связанное с третьим каналом для флюида и выполненное с возможностью регулирования третьего флюида; и

добычу первого флюида через первую колонну насосно-компрессорных труб, второго флюида через вторую колонну насосно-компрессорных труб и третьего флюида через третью колонну насосно-компрессорных труб, при этом добыча первого флюида через первую колонну насосно-компрессорных труб включает пропускание первого флюида через первое устройство управления потоком и в первый объединенный канал для флюида, добыча второго флюида через вторую колонну насосно-компрессорных труб включает пропускание второго флюида через второе устройство управления потоком и во второй объединенный канал для флюида, причем второй объединенный канал для флюида также содержит первый флюид, и добыча третьего флюида через третью насосно-компрессорную трубу включает пропускание третьего флюида через третье устройство управления потоком и в третий объединенный канал для флюида, причем третий объединенный канал флюида также содержит первый флюид и второй флюид.