МЕТОДИКА И СИСТЕМА ЗАКАНЧИВАНИЯ МНОГОСТВОЛЬНОЙ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/14 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

[0001] Настоящий документ основан на предварительной заявке на патент США с серийным номером 62/969 502, поданной 3 февраля 2020 г., которая полностью включена в данный документ посредством ссылки, и испрашивает приоритет по ней.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0002] На многих скважинах в подземном пласте бурят основной ствол скважины, а боковые стволы скважины бурят так, чтобы они проходили в поперечном направлении от основного ствола скважины. Боковые стволы скважины и основной ствол скважины затем могут быть закончены с помощью соответствующего оборудования для заканчивания. Однако при обеспечении независимого мониторинга и управления расходом из боковых стволов скважины и в основном стволе скважины возникают сложности. Например, внутрискважинные регуляторы расхода, стационарные скважинные измерительные приборы, скважинные кабели и линии управления проходят через соединения многоствольной скважины с очень небольшим просветом, что повышает вероятность повреждения таких компонентов. Иногда от самого верхнего соединения многоствольной скважины вниз спускают насосно-компрессорные трубы меньшего размера, но это может ограничивать максимальный темп добычи. Спуск насосно-компрессорных труб уменьшенного размера также может вызвать проблемы с потерей устойчивости при продольном изгибе колонны во время развертывания и/или в течение срока эксплуатации скважины.

КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] В целом, предложена методика и система для усовершенствования архитектуры заканчивания для заканчивания многоствольной интеллектуальной скважины (IWC - англ.: intelligent well completion). По сути, предложены новый и улучшенный подход к конструктивной схеме заканчивания и развертывания для заканчивания IWC. В соответствии с вариантом осуществления, оборудование для нижнего заканчивания скважины первоначально развертывают в нижнем боковом стволе скважины и в нижнем участке основного ствола скважины. Затем в скважину может быть спущено промежуточное заканчивание, входящее в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания. Впоследствии может быть выполнено бурение и заканчивание верхнего бокового ствола (или стволов) скважины. После бурения и заканчивания одного или более верхних боковых стволов в скважине развертывают верхнее заканчивание и сопрягают его с промежуточным заканчиванием таким образом, который обеспечивает электрическое и/или гидравлическое сообщение с забойными участками скважины.

[0004] Тем не менее, многочисленные модификации могут быть осуществлены без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[0005] Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения далее в настоящем документе будут описаны со ссылкой на прилагаемые графические материалы, на которых одинаковые ссылочные позиции обозначают одинаковые элементы. Однако следует понимать, что прилагаемые фигуры показывают различные варианты реализации, описанные в настоящем документе, и не предназначены для ограничения объема различных технологий, описанных в настоящем документе, и при этом:

[0006] на Фиг. 1 показан пример заканчивания многоствольной интеллектуальной скважины, развернутого в многоствольной скважине согласно варианту осуществления изобретения; и

[0007] на Фиг. 2 показан другой пример заканчивания многоствольной интеллектуальной скважины, развернутого в многоствольной скважине согласно варианту осуществления изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0008] В последующем описании изложены многочисленные подробности, чтобы обеспечить понимание некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения. Тем не менее, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что указанная система и/или методика могут быть реализованы на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления.

[0009] Изобретение по настоящему документу, в целом, включает в себя методику и систему для усовершенствования архитектуры заканчивания таким образом, чтобы получить преимущества при обустройстве и эксплуатации законченной многоствольной интеллектуальной скважины. В соответствии с вариантом осуществления, оборудование для нижнего заканчивания скважины первоначально развертывают в нижнем боковом стволе скважины и в нижнем участке основного ствола скважины. Затем в скважину может быть спущено промежуточное заканчивание, входящее в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания. В некоторых вариантах осуществления промежуточное заканчивание может включать в себя нижний соединительный участок, например, участок соединительной муфты, работающей в условиях погружения в жидкость, которая входит в соответствующий участок соединительной муфты в оборудовании для нижнего заканчивания. Впоследствии может быть выполнено бурение и заканчивание верхнего бокового ствола скважины. После бурения и заканчивания одного или более верхних боковых стволов в скважине развертывают верхнее заканчивание и сопрягают его с промежуточным заканчиванием таким образом, который обеспечивает электрическое и/или гидравлическое сообщение с забойными участками скважины.

[0010] Следует отметить, что система скважины может иметь несколько верхних боковых стволов скважины, а в скважину могут быть спущены несколько промежуточных заканчиваний, входящих в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания. В случае дополнительных верхних боковых стволов скважины оборудование для нижнего заканчивания может включать в себя нижнее промежуточное заканчивание, развернутое ранее. Методика обустройства заканчивания многоствольной интеллектуальной скважины, описанная в настоящем документе, облегчает развертывание интеллектуальных устройств для заканчивания, включая регуляторы расхода, стационарные скважинные измерительные приборы, скважинные кабели и линии управления, например, в многоствольных узлах сопряжения, и проходящие через них с меньшим риском повреждения компонентов.

[0011] Кроме того, указанная методика может облегчить применение насосно-компрессорных труб большего размера, что способствует максимизации добычи, предотвращению проблемы с потерей устойчивости при продольном изгибе колонны и иным образом облегчает эксплуатацию скважины. По сути, насосно-компрессорная труба может сохранять больший размер, поскольку не требуется, чтобы через узлы сопряжения проходили разбухающие пакеры, регуляторы расхода и стационарные скважинные измерительные приборы. Эта методика также позволяет сэкономить время работы буровой установки, поскольку перед спуском верхнего заканчивания нет необходимости проводить проходы для нормализации ствола скважины за нижними боковыми узлами сопряжения.

[0012] Со ссылкой, в целом, на Фиг. 1, показан пример скважинной системы 30 для применения при добыче скважинного флюида, например, нефти из подземного пласта 32. В этом примере скважинная система 30 включает в себя основной ствол 34 скважины и множество боковых стволов 36, 38 скважины, проходящих в поперечном направлении от основного ствола 34 скважины. Для облегчения пояснений на Фиг. 1 показаны два боковых ствола 36, 38 скважины. Однако в некоторых вариантах реализации могут быть задействованы дополнительные боковые стволы скважины, отходящие от основного ствола 34 скважины. Основной ствол 34 скважины и боковые стволы 36, 38 скважины могут быть укреплены подходящей обсадной трубой 40.

[0013] Согласно показанному примеру, боковые стволы скважины включают в себя нижний боковой ствол 36 скважины и верхний боковой ствол 38 скважины, хотя в данной скважинной системе 30 могут быть применены дополнительные верхние боковые стволы 38 скважины. Кроме того, следует отметить, что в некоторых скважинах основной ствол 34 скважины может представлять собой наклонный ствол скважины. Соответственно, нижний боковой ствол 36 скважины относится к боковому стволу скважины, который расположен дальше вниз по стволу скважины, а верхний боковой ствол 38 скважины относится к боковому стволу скважины, который расположен выше по стволу скважины относительно нижнего бокового ствола 36 скважины.

[0014] Скважинная система 30 дополнительно включает в себя заканчивание 42 многоствольной интеллектуальной скважины, развернутое в основном стволе 34 скважины и боковых стволах 36, 38 скважины. Например, заканчивание 42 может включать в себя оборудование 44 для нижнего заканчивания, развернутое в нижнем боковом стволе 36 скважины и в нижнем участке основного ствола 34 скважины. Кроме того, оборудование 44 для нижнего заканчивания, развернутое в нижнем участке основного ствола 34 скважины, может включать в себя различное оборудование, такое как множество узлов 46 для заканчивания, например, узлы песчаного фильтра, установленные вдоль насосно-компрессорной трубы 48 и иногда разделенные пакерами. Следует отметить, что узлы 46 для заканчивания показаны как узлы песчаного фильтра, но для заканчивания могут быть применены различные другие узлы, например труба с щелевидными отверстиями, перфорированные хвостовики или зацементированные перфорационные хвостовики. Оборудование 44 для нижнего заканчивания также может включать в себя уплотнительное устройство 50 нижнего заканчивания основного ствола скважины, например, пакер; дополнительное уплотнительное устройство 52, например, пакер, совмещенный с устройством 54 регулирования водоотдачи; и отклоняющее устройство 56. В показанном примере уплотнительные устройства 50, 52 показаны как пакеры, которые можно применять для герметизации, крепления и/или ориентации. Однако устройства 50, 52 могут включать в себя разнообразные уплотнительные устройства других типов, которые обладают функциональностью, желаемой для герметизации, крепления и/или ориентации.

[0015] Отклоняющее устройство 56 может быть применено с целью облегчения развертывания оборудования 44 для нижнего заканчивания в нижнем боковом стволе 36 скважины. Отклоняющее устройство 56 может включать в себя устройства различных типов, например, отклонитель для заканчивания. В качестве примера, оборудование для заканчивания, развернутое в нижнем боковом стволе 36 скважины, может включать в себя нижнюю боковую колонну 57 заканчивания, имеющую множество узлов 46 заканчивания, например, узлы песчаного фильтра или другие соответствующие узлы, расположенные вдоль насосно-компрессорной трубы 48 и разделенные множеством изолирующих устройств 58, например, изолирующими пакерами.

[0016] Нижний боковой ствол 36 скважины может находиться в сообщении по текучей среде с основным стволом 34 скважины через, например, нижний многоствольный узел 60 сопряжения, соединенный с приемным гнездом 62 крепления, расположенным в нижнем боковом стволе 36 скважины. Многоствольный узел 60 сопряжения проходит в основной ствол 34 скважины и вверх до зацепления с соответствующим пакером 64, расположенным над нижним боковым стволом 36 скважины. Соответственно, пакер 52 расположен под нижним боковым стволом 36 скважины, а соответствующий пакер 64 расположен над нижним боковым стволом 36 скважины. Как отмечалось выше, в целях разъяснения уплотнительное устройство 52 показано и описано как пакер, однако могут быть применены уплотнительные устройства других типов с требуемой функциональностью для герметизации, крепления и/или ориентации.

[0017] В показанном варианте осуществления заканчивание 42 многоствольной интеллектуальной скважины дополнительно включает в себя промежуточное заканчивание 66, которое может быть спущено в основной ствол 34 скважины и перемещено в зацепление с оборудованием 44 для нижнего заканчивания. Например, промежуточное заканчивание 66 может включать в себя соединительный узел 68 сопряжения промежуточного заканчивания, имеющий уплотнения, которые входят в уплотнительное зацепление с соответствующим пакером 64 (или другим подходящим устройством изолирования кольцевого пространства) оборудования 44 для нижнего заканчивания.

[0018] Кроме того, промежуточное заканчивание 66 может включать в себя различные другие компоненты, в том числе скважинное оборудование 69 для постоянного мониторинга скважины и управления расходом, как для основного ствола 34 скважины, так и для нижнего бокового ствола 36 скважины. В качестве примера, оборудование 69 может включать в себя различные датчики для получения скважинных измерений, например, измерения давления, измерения температуры, измерения расхода, измерения обводненности, измерения содержания газа и/или других скважинных данных.

[0019] Кроме того, оборудование 69 может содержать встраиваемый регулятор 70 расхода для промежуточного заканчивания. Регулятор 70 расхода может быть применен для управления потоком флюида из основного ствола 34 скважины в ходе его перемещения через промежуточное заканчивание 66. В качестве дополнительного примера промежуточное заканчивание 66 может включать в себя регулятор 72 расхода в кольцевом пространстве. Регулятор 72 расхода может быть применен для управления потоком флюида, принимаемого в промежуточное заканчивание 66 из нижнего бокового ствола 36 скважины.

[0020] Промежуточное заканчивание 66 также может включать в себя соединительную муфту 74 линии управления, через которую сигналы управления/данных могут подаваться в скважину и/или поступать на поверхность от различных датчиков, регуляторов 70, 72 расхода и/или от разнообразного прочего интеллектуального оборудования для заканчивания. Сигналы управления/данных могут представлять собой электрические сигналы, гидравлические сигналы, гидроэлектрические сигналы, оптические сигналы и/или другие сигналы, подходящие для управления скважинными компонентами и сбора данных от скважинных датчиков. В качестве примера, соединительная муфта 74 линии управления может быть выполнена в виде охватывающей соединительной муфты 76, работающей в условиях погружения в жидкость, имеющей, например, гидравлические, гидроэлектрические, электрические и/или оптоволоконные соединители. Что касается электрических сигналов, соединительная муфта 74 линии управления может включать в себя индуктивный соединитель для передачи электрических сигналов без физического проводящего соединения. В показанном примере промежуточное заканчивание 66 дополнительно включает в себя уплотнительное устройство 78 промежуточного заканчивания, например, пакер, который может быть развернут в каком-либо положении на стороне забоя верхнего бокового ствола 38 скважины. В показанном примере уплотнительное устройство 78 показано как пакер, который можно применять для герметизации, крепления и/или ориентации. Однако устройство 78 может включать в себя разнообразные уплотнительные устройства других типов, обладающие функциональностью, желаемой для герметизации, крепления и/или ориентации.

[0021] В некоторых вариантах осуществления заканчивание 42 интеллектуальной скважины также может включать в себя верхнее боковое отклоняющее устройство 80, которое может быть соединено с пакером 78 промежуточного заканчивания. Отклоняющее устройство 80 может быть применено для облегчения развертывания верхней боковой колонны 82 заканчивания в верхнем боковом стволе 38 скважины. В зависимости от параметров данной операции, отклоняющее устройство 80 может включать в себя устройства различных типов, например, отклонитель для заканчивания. В качестве дополнительного примера, верхняя боковая колонна 82 заканчивания может включать в себя множество узлов 46 заканчивания, например узлы песчаного фильтра, расположенные вдоль насосно-компрессорной трубы 48 и разделенные множеством изолирующих пакеров 58 (или других подходящих изолирующих устройств). Следует еще раз отметить, что узлы 46 для заканчивания показаны как узлы песчаного фильтра, но для заканчивания могут быть применены различные другие узлы, например труба с щелевидными отверстиями, перфорированные хвостовики или зацементированные перфорационные хвостовики.

[0022] Боковой ствол 38 скважины может находиться в сообщении по текучей среде с основным стволом 34 скважины через, например, верхний многоствольный узел 84 сопряжения, сопряженный с приемным гнездом 86 крепления, расположенным в боковом стволе 38 скважины. Верхний многоствольный узел 84 сопряжения проходит в основной ствол 34 скважины и вверх до зацепления с соответствующим изолирующим устройством 88, расположенным над верхним боковым стволом 38 скважины. Изолирующее устройство 88 может быть выполнено в виде пакера (как показано) или другого подходящего уплотнительного устройства с функциональностью, желаемой для герметизации, крепления и/или ориентации. Соответствующий пакер 88 может быть установлен на верхнем боковом отклоняющем устройстве 80 или соединен с ним. Соответственно, пакер 78 промежуточного заканчивания (или другое подходящее устройство с функциональностью, желаемой для герметизации, крепления и/или ориентации) расположен ниже верхнего бокового ствола 38 скважины, а соответствующий пакер 88 расположен над верхним боковым стволом 38 скважины. Следует отметить, что пакер 78 промежуточного заканчивания, в дополнение к изолированию по основному стволу 34 скважины, может быть применен в качестве анкерного и/или ориентирующего устройства для отклоняющего устройства 80, по меньшей мере для части многоствольного узла 84 сопряжения и/или скважинного отклонителя. Скважинный отклонитель может быть ориентирован так, чтобы облегчить проходку/бурение требуемого бокового ствола(-ов) скважины, например, верхнего бокового ствола 38 скважины. Кроме того, вместо пакера 78 промежуточного заканчивания могут быть применены другие типы уплотнительных/крепежных/ориентирующих устройств. Примеры устройств других типов (вместо пакера 78) для герметизации, крепления и/или ориентации включают в себя замок с защелочным соединением или другое подходящее устройство.

[0023] Как дополнительно показано на Фиг. 1, заканчивание 42 многоствольной интеллектуальной скважины также может включать в себя верхнее заканчивание 90, которое может быть доставлено в скважину и установлено в зацеплении с промежуточным заканчиванием 66. В качестве примера, верхнее заканчивание 90 может включать в себя уплотнительный узел верхнего заканчивания и систему 92 фиксации, которую герметично принимает и фиксирует промежуточное заканчивание 66. В некоторых вариантах осуществления уплотнительный узел верхнего заканчивания и система 92 фиксации включают в себя множество уплотнений 94, которые принимаются в соответствующую трубу 96, например, приемное гнездо с полированным отверстием промежуточного заканчивания 66. Уплотнения 94 прижимаются к внутренней поверхности трубы 96, образуя требуемое уплотнение между промежуточным заканчиванием 66 и верхним заканчиванием 90.

[0024] Верхнее заканчивание 90 также может включать в себя соединительную муфту 98 линии управления верхнего заканчивания, например охватываемую соединительную муфту 100, работающую в условиях погружения в жидкость, принимаемую соединительной муфтой 74 линии управления/охватывающей соединительной муфтой 76 промежуточного заканчивания 66, работающей в условиях погружения в жидкость. После того, как соединительная муфта 98 линии управления верхнего заканчивания принята соединительной муфтой 74 линии управления промежуточного заканчивания, соответствующие сигналы управления/данных могут передаваться по всему заканчиванию 42 интеллектуальной скважины. Согласно показанному примеру, соединительную муфту 98 линии управления верхнего заканчивания доставляют в скважину с помощью хвостовика 102, который выполнен с возможностью перемещения уплотнительного узла/системы 92 фиксации и соединительной муфты 98 вниз через пакер 88 и пакер 78.

[0025] Хвостовик 102 может проходить вверх до зацепления с другими компонентами верхнего заканчивания, такими как оборудование 103 для постоянного мониторинга скважины и управления расходом. Оборудование 103 может включать в себя различные датчики для получения скважинных измерений, например, измерения давления, измерения температуры, измерения расхода, измерения обводненности, измерения содержания газа и/или других скважинных данных. Кроме того, оборудование 103 может содержать регулятор 104 расхода в кольцевом пространстве верхнего заканчивания. Регулятор 104 расхода может быть применен для управления потоком флюида, принимаемого от верхней боковой колонны 82 заканчивания, расположенной в боковом заканчивании 38. Верхнее заканчивание 90 также может включать в себя эксплуатационный пакер 106 верхнего заканчивания, установленный, например, над регулятором 104 расхода. Применение соединительных муфт 76 и 100, работающих в условиях погружения в жидкость, позволяет сократить расходы, затраты времени и снизить сложность ремонта, поскольку такое решение позволяет быстро и легко заменить НКТ над эксплуатационным пакером 106. При этом нет необходимости извлекать и заменять оборудование для постоянного мониторинга скважины и управления расходом.

[0026] В некоторых вариантах осуществления над эксплуатационным пакером 106 верхнего заканчивания могут быть установлены предварительно состыкованные хвостовик 108 и приемное гнездо 110, чтобы обеспечить еще одну систему сопряжения, работающую в условиях погружения в жидкость, и облегчить выполнение ремонтов. Предварительно состыкованные хвостовик 108 и приемное гнездо 110 позволяют извлекать верхнее заканчивание 90 за счет приложения тягового усилия с поверхности (в отличие от спуска перед извлечением верхнего заканчивания 90 каната/троса и резака для образования соответствующего разреза для высвобождения эксплуатационного пакера 106 верхнего заканчивания). Этот усовершенствованный подход позволяет существенно сократить время работы буровой установки и снизить затраты.

[0027] В эксплуатационном примере заканчивание 42 многоствольной интеллектуальной скважины компонуют путем первоначального развертывания оборудования 44 для нижнего заканчивания в нижнем участке основного ствола 34 и в нижнем боковом стволе 36 скважины. В некоторых практических случаях основной ствол 34 скважины первоначально может быть пробурен и обсажен так, чтобы принимать соответствующие компоненты оборудования 44 для нижнего заканчивания. Затем может быть пробурен и обсажен нижний боковой ствол 36 скважины для приема соответствующих компонентов оборудования 44 для нижнего заканчивания, например, нижней колонны 57 заканчивания. Развертывание оборудования 44 для нижнего заканчивания также может включать в себя формирование подходящих соединений между основным стволом 34 скважины и нижним боковым стволом 36 скважины с помощью, например, многоствольного узла 60 сопряжения, приемного гнезда 62 крепления и соответствующего пакера/изолирующего устройства 64.

[0028] После развертывания оборудования 44 для нижнего заканчивания в скважину может быть спущено промежуточное заканчивание 66, входящее в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания с помощью, например, герметизированного сопряжения с соответствующим пакером 64. В зависимости от параметров эксплуатации промежуточное заканчивание 66 может быть спущено само по себе, в отдельной спусковой операции, или совмещено с отклоняющим устройством 80, по меньшей мере с частью верхнего многоствольного узла 84 сопряжения и/или со скважинным отклонителем для облегчения проходки/бурения верхнего бокового ствола 38 скважины. После спуска в скважину промежуточного заканчивания 66 может быть пробурен и обсажен обсадной колонной 40 верхний боковой ствол 38 скважины. Указанный порядок действий может быть изменен в зависимости от параметров данной операции, но верхнее боковое отклоняющее устройство 80 может быть соединено с промежуточным заканчиванием 66 в момент времени, подходящий для облегчения развертывания верхней боковой колонны 82 заканчивания в верхнем боковом стволе 38 скважины. Развертывание верхней боковой колонны 82 заканчивания также может включать в себя формирование подходящих соединений между основным стволом 34 скважины и верхним боковым стволом 38 скважины с помощью, например, многоствольного узла 84 сопряжения, приемного гнезда 86 крепления и соответствующего пакера 88.

[0029] После применения верхнего многоствольного узла 84 сопряжения для обеспечения сообщения по текучей среде верхнего бокового ствола 38 скважины с основным стволом 34 скважины, может быть установлено верхнее заканчивание 90. В качестве примера, верхнее заканчивание 90 может быть установлено путем доставки верхнего заканчивания 90 вниз по стволу скважины и вхождения в зацепление с промежуточным заканчиванием 66. Как было разъяснено выше, верхнее заканчивание 90 может входить в зацепление с промежуточным заканчиванием 66 посредством уплотнительного узла/системы 92 фиксации верхнего заканчивания и соединительной муфты 98 линии управления. Например, охватываемая соединительная муфта 100 верхнего заканчивания 90, работающая в условиях погружения в жидкость, может быть зацеплена с охватывающей соединительной муфтой 76 промежуточного заканчивания 66, работающей в условиях погружения в жидкость, чтобы обеспечить передачу через них полезных сигналов, например, электрических, гидравлических, электрогидравлических и/или оптических сигналов.

[0030] Со ссылкой, в целом, на Фиг. 2, показан другой вариант осуществления заканчивания 42 многоствольной интеллектуальной скважины. Этот вариант осуществления может быть применен для дальнейшего сегментирования основного ствола 34 скважины с помощью множества соединительных муфт линии управления, подобных соединительным муфтам 74/98. Согласно варианту осуществления, вдоль основного ствола 34 скважины могут быть применены две отдельные соединительные муфты линии управления, одна из которых расположена под нижним многоствольным узлом 60 сопряжения, а другая, как показано - под верхним многоствольным узлом 84 сопряжения.

[0031] В этом примере оборудование 44 для нижнего заканчивания может включать в себя множество регуляторов 112 расхода, которыми можно управлять для обеспечения регулирования расхода в субзонах вдоль основного ствола 34 скважины. Указанные субзоны могут быть изолированы с применением соответствующих пакеров 114 (или других подходящих устройств для изолирования кольцевого пространства). Оборудование 44 для нижнего заканчивания также может включать в себя трубчатый компонент 116, например приемное гнездо с полированным отверстием для приема уплотнительного узла нижнего заканчивания и системы 118 фиксации промежуточного заканчивания 66. В этом варианте осуществления уплотнительный узел нижнего заканчивания и система 118 фиксации могут быть соединены с промежуточным заканчиванием 66 посредством хвостовика 120. Когда промежуточное заканчивание 66 развернуто в скважине, уплотнительный узел нижнего заканчивания и система 118 фиксации герметично принимаются трубчатым компонентом 116 оборудования 44 для нижнего заканчивания и зафиксированы в нем.

[0032] В этом варианте осуществления промежуточное заканчивание 66 может включать в себя соединительную муфту 122 линии управления промежуточного заканчивания, например, охватываемую соединительную муфту 124 , работающую в условиях погружения в жидкость, принимаемую соответствующей соединительной муфтой 126 линии управления/охватывающей соединительной муфтой 128, работающей в условиях погружения в жидкость, которая надлежащим образом расположена в оборудовании 44 для нижнего заканчивания над регуляторами 112 расхода. После того, как соединительная муфта 122 линии управления заканчивания принята соответствующей соединительной муфтой 126 линии управления заканчивания, соответствующие сигналы управления/данных могут передаваться по всему нижнему участку заканчивания 42 интеллектуальной скважины.

[0033] Согласно показанному примеру соединительную муфту 122 линии управления заканчивания, прикрепленную к промежуточному заканчиванию 66, доставляют в скважину с помощью хвостовика 120, который выполнен с возможностью перемещения уплотнительного узла/системы 118 фиксации и соединительной муфты 122 вниз, в зацепление с трубчатым компонентом 116 и соответствующей соединительной муфтой 126 линии управления соответственно. В некоторых вариантах осуществления пакер 78 промежуточного заканчивания (или другое подходящее изолирующее устройство) может включать в себя ориентирующий профиль и подходящие анкеры. Согласно варианту осуществления, показанному на Фиг. 2, дополнительная соединительная муфта 126/122 линии управления (или несколько дополнительных соединительных муфт) может быть применена для облегчения соединения и разъединения линий управления, по которым могут быть переданы сигналы управления/данных, например, электрические сигналы, гидравлические сигналы, электрогидравлические сигналы, оптоволоконные сигналы или другие сигналы, подходящие для управления скважинными компонентами и/или получения скважинных данных.

[0034] В зависимости от параметров конкретной скважины полное заканчивание 42 интеллектуальной скважины может включать в себя множество других и/или дополнительных компонентов. Кроме того, в некоторых компоновках могут применяться дополнительные верхние боковые стволы 38 скважины путем последовательного развертывания дополнительных промежуточных заканчиваний 66 и последующего бурения и заканчивания каждого из дополнительных верхних боковых стволов 38 скважины. Кроме того, для соединения верхнего заканчивания 90 с промежуточным заканчиванием 66 (и/или промежуточным заканчиванием 66 с оборудованием 44 для нижнего заканчивания) могут быть применены различные соединительные муфты, работающие в условиях погружения в жидкость, или другие соединительные муфты, обеспечивающие передачу требуемых электрических сигналов, гидравлических сигналов, гидроэлектрических сигналов, оптических и/или других сигналов, направляемых вниз и/или вверх по скважине с целью осуществления управления и/или мониторинга. Типы изолирующих устройств, клапанов, узлов песчаного фильтра, устройств управления расходом, а также другие компоненты и признаки могут быть выбраны в соответствии с параметрами заданной эксплуатации. Например, различные уплотнительные/изолирующие устройства могут иметь вид пакеров или других подходящих устройств, обладающих функциональностью, желаемой для герметизации, крепления и/или ориентации. Кроме того, колонны заканчивания, развернутые в боковых стволах скважины, могут включать в себя песчаные фильтры различных типов или другие фильтрующие устройства в сочетании с уплотнительными устройствами различных типов.

[0035] Несмотря на то, что выше подробно описаны несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, что возможно множество модификаций без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в многоствольных добывающих скважинах. В частности заявлен способ заканчивания скважины, включающий в себя: развертывание оборудования для нижнего заканчивания в нижнем боковом стволе скважины и в нижнем участке основного ствола скважины, от которого отходит нижний боковой ствол скважины; спуск в скважину промежуточного заканчивания, имеющего оборудование для постоянного внутрискважинного мониторинга и управления расходом для нижнего бокового ствола скважины и основного ствола скважины, которое входит в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания; бурение верхнего бокового ствола скважины; заканчивание верхнего бокового ствола скважины; применение верхнего многоствольного узла сопряжения для обеспечения сообщения по текучей среде верхнего бокового ствола скважины с основным стволом скважины; и установку верхнего заканчивания путем перемещения верхнего заканчивания вниз по стволу скважины и его вхождения в зацепление с промежуточным заканчиванием для обеспечения возможности передачи сигналов между верхним заканчиванием и промежуточным заканчиванием. При этом развертывание оборудования для нижнего заканчивания содержит развертывание первого пакера, расположенного в основном стволе скважины под нижним боковым стволом скважины, и второго пакера, расположенного в основном стволе скважины над нижним боковым стволом скважины. Причем по меньшей мере участок основного ствола скважины проходит ниже по меньшей мере участка нижнего бокового ствола скважины. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ заканчивания скважины, включающий в себя:

развертывание оборудования для нижнего заканчивания в нижнем боковом стволе скважины и в нижнем участке основного ствола скважины, от которого отходит нижний боковой ствол скважины; причем развертывание оборудования для нижнего заканчивания содержит развертывание первого пакера, расположенного в основном стволе скважины под нижним боковым стволом скважины, и второго пакера, расположенного в основном стволе скважины над нижним боковым стволом скважины, и причем по меньшей мере участок основного ствола скважины проходит ниже по меньше мере участка нижнего бокового ствола скважины, спуск в скважину промежуточного заканчивания, имеющего оборудование для постоянного внутрискважинного мониторинга и управления расходом для нижнего бокового ствола скважины и основного ствола скважины, которое входит в зацепление с оборудованием для нижнего заканчивания;

после спуска в скважину промежуточного заканчивания бурение верхнего бокового ствола скважины;

заканчивание верхнего бокового ствола скважины;

применение верхнего многоствольного узла сопряжения для обеспечения сообщения по текучей среде верхнего бокового ствола скважины с основным стволом скважины; и

установку верхнего заканчивания путем перемещения верхнего заканчивания вниз по стволу скважины и его вхождения в зацепление с промежуточным заканчиванием для обеспечения возможности передачи сигналов между верхним заканчиванием и промежуточным заканчиванием.

2. Способ по п. 1, в котором установка верхнего заканчивания включает в себя установку эксплуатационного пакера.

3. Способ по п. 2, в котором установка верхнего заканчивания включает в себя установку оборудования для постоянного внутрискважинного мониторинга и управления расходом.

4. Способ по п. 2, дополнительно включающий в себя присоединение предварительно стыкованных хвостовика и приемного гнезда к верхнему заканчиванию над эксплуатационным пакером.

5. Способ по п. 1, в котором развертывание нижнего оборудования для заканчивания включает в себя развертывание множества пакеров, распределенных между нижним боковым стволом скважины и нижним участком основного ствола скважины, причем множество пакеров содержит первый пакер и второй пакер.

6. Способ по п. 5, в котором развертывание нижнего оборудования для заканчивания включает в себя развертывание в нижнем боковом стволе скважины множества сборных песчаных фильтров.

7. Способ по п. 6, в котором развертывание включает в себя соединение нижнего бокового ствола скважины и нижнего участка основного ствола скважины через нижний многоствольный узел сопряжения, присоединенный к приемному гнезду нижнего крепления.

8. Способ по п. 1, в котором заканчивание верхнего бокового ствола скважины включает в себя размещение в верхнем боковом стволе скважины множества пакеров и множества сборных песчаных фильтров.

9. Способ по п. 8, в котором применение верхнего многоствольного узла сопряжения включает в себя соединение верхнего многоствольного узла сопряжения с приемным гнездом крепления.

10. Способ по п. 1, в котором спуск в скважину промежуточного заканчивания включает в себя спуск пакера промежуточного заканчивания и охватывающей муфты сопряжения, работающей в условиях погружения в жидкость, имеющей по меньшей мере одну из функций гидравлического и электрического сопряжения, при этом охватывающая муфта, работающая в условиях погружения в жидкость, расположена так, чтобы при установке верхнего заканчивания принимать охватываемую муфту верхнего заканчивания, работающую в условиях погружения в жидкость.

11. Способ по п. 10, в котором развертывание нижнего оборудования для заканчивания включает в себя спуск нижней охватывающей муфты сопряжения, работающей в условиях погружения в жидкость, имеющей по меньшей мере одну из функций гидравлического и электрического сопряжения, при этом нижняя охватывающая муфта сопряжения, работающая в условиях погружения в жидкость, расположена так, чтобы при установке промежуточного заканчивания принимать соответствующую охватываемую муфту нижнего заканчивания, работающую в условиях погружения в жидкость.

12. Система для заканчивания скважины, содержащая:

заканчивание многоствольной скважины, включающее в себя:

оборудование для нижнего заканчивания, развернутое в нижнем боковом стволе скважины и в нижнем участке основного ствола скважины; причем нижнее оборудование заканчивания содержит первый пакер, расположенный в основном стволе скважины под нижним боковым стволом скважины, и второй пакер, расположенный в основном стволе скважины над нижним боковым стволом скважины, и причем по меньшей мере участок основного ствола скважины проходит ниже по меньшей мере участка нижнего бокового ствола скважины,

промежуточное заканчивание, развернутое в скважине в зацеплении с нижним оборудованием для заканчивания посредством второго пакера, при этом промежуточное заканчивание имеет оборудование для постоянного внутрискважинного мониторинга и управления расходом, охватывающую соединительную муфту промежуточного заканчивания, работающую в условиях погружения в жидкость, и пакер промежуточного заканчивания;

скважинный отклонитель для облегчения последующего формирования и заканчивания верхнего бокового ствола скважины; и

верхнее заканчивание, впоследствии устанавливаемое в основном стволе скважины и входящее в зацепление с возможностью сообщения с промежуточным заканчиванием с помощью охватываемой соединительной муфты верхнего заканчивания, работающей в условиях погружения в жидкость.

13. Система по п. 12, в которой нижний сборный песчаный фильтр колонны расположен в нижнем боковом стволе и находится в сообщении с основным стволом скважины через нижний узел сопряжения и приемное гнездо крепления.

14. Система по п. 13, в которой верхний узел песчаного фильтра колонны расположен в верхнем боковом стволе скважины и находится в сообщении с основным стволом скважины через верхний узел сопряжения и приемное гнездо крепления.