RU2804386C1 - Multilateral well completion string, a multilateral well system and method for production from a multilateral well system - Google Patents
Multilateral well completion string, a multilateral well system and method for production from a multilateral well system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2804386C1 RU2804386C1 RU2022122620A RU2022122620A RU2804386C1 RU 2804386 C1 RU2804386 C1 RU 2804386C1 RU 2022122620 A RU2022122620 A RU 2022122620A RU 2022122620 A RU2022122620 A RU 2022122620A RU 2804386 C1 RU2804386 C1 RU 2804386C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- flow control
- tubing string
- control device
- wellbore
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственную заявкуCross reference to related application
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.This application claims the benefit of U.S. Patent Application No. 17/224,792, filed April 7, 2021, entitled "CONCENTRIC TUBING STRINGS AND/OR STACKED CONTROL VALVES FOR MULTILATERAL WELL SYSTEM CONTROL*, which claims the benefit of U.S. Provisional Patent Application No. 63/006,557 , filed April 7, 2020, entitled “CONCENTRIC TUBING STRINGS AND/OR STACKED CONTROL VALVES FOR MULTILATERAL WELL CONTROL,” which are the same copyright holder as this application and are incorporated herein by reference in their entirety.
Уровень техникиState of the art
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).Non-standard deposits are quite competitive. There is a trend in fields to use longer horizontal wells to increase contact with the reservoir. Multilateral wellbores offer an alternative approach to maximizing contact with the reservoir. Multilateral wellbores include one or more lateral wellbores extending from another wellbore (eg, a main wellbore in one case).
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.The closest analogue of the invention is disclosed in publication US 2005/0061511 A1, 03/24/2005, from which a high-pressure connection for a completion string of a multilateral well is known, containing three strings of tubing, each of which contains a fluid channel configured to receive fluid, obtained from a separate wellbore. This solution is aimed at solving the problem associated with maintaining relatively high pressure drops at intersections of wellbores, while nothing is proposed with respect to increasing the flow of produced fluid.
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.Publications WO 2019/063972 A1, 04.04.2019 and WO 2019/059885 A1, 03.28.2019 are also known from the prior art, in which, to optimize the well control process, it is proposed to use the arrangement of three tubing columns, at least partially one in the other with the formation of intercasing annular spaces. However, these solutions also do not provide an increase in the flow of produced fluid.
Краткое описание чертежейBrief description of drawings
Далее дана ссылка на следующее описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми графическими материалами, при этом:The following is a reference to the following description, taken in conjunction with the accompanying graphics, wherein:
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;Table 1 presents the flow rates that can be obtained using a multilateral well system designed, manufactured and operated in accordance with one embodiment of the present invention;
на Фиг. 1 проиллюстрирована система многоствольной скважины, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе;in Fig. 1 illustrates a multilateral well system designed, constructed, and operated in accordance with one or more embodiments disclosed herein;
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;in Fig. 2A and Fig. 2B illustrates a multilateral well system comprising a completion string designed, manufactured, installed and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;
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;in Fig. 3A and Fig. 3B illustrates a multilateral well system comprising a completion string designed, manufactured, installed and operated in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention;
на Фиг. 4А и Фиг. 4В проиллюстрирован канал для потока флюида для первого ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;in Fig. 4A and FIG. 4B illustrates the fluid flow path for the first wellbore illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B;
на Фиг. 5А и Фиг. 5В проиллюстрирован канал для потока флюида для второго бокового ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;in Fig. 5A and Fig. 5B illustrates a fluid flow path for the second lateral wellbore illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B;
на Фиг. 6А и Фиг. 6В проиллюстрирован канал для потока флюида для третьего бокового ствола скважины, проиллюстрированного на Фиг. 2А и Фиг. 2В;in Fig. 6A and FIG. 6B illustrates the fluid flow path for the third lateral wellbore illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B;
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; иin Fig. 7A and Fig. 7B illustrates a combination of fluid flow paths for the first, second and third wellbore laterals illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B; And
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.in Fig. 8A and FIG. 8B illustrates a multilateral well system comprising a completion string designed, manufactured, installed and operated in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention.
Раскрытие сущности и осуществление изобретенияDisclosure and implementation of the invention
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.In the drawings and the following description, like parts are generally designated in the specification and drawings by the same reference numerals, respectively. The figures depicted do not necessarily have to be to scale. Certain features of the present invention may be shown in exaggerated scale or in somewhat schematic form, and some details of certain elements may not be shown in the interests of clarity and brevity. The present invention may be implemented in various forms.
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.Specific embodiments are described in detail and shown in the drawings, with the understanding that this description should be considered as illustrative of the principles of the present invention and is not intended to limit the present invention to that illustrated and described herein. It is fully appreciated that the various ideas of the embodiments discussed herein can be used alone or in any suitable combination to achieve the desired results.
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.Unless otherwise indicated, the use of the terms “attach,” “engage,” “connect,” “attach,” or any other similar terms describing interactions between elements is not intended to limit the interaction to direct interactions between elements and may also include indirect interaction between the described elements. Unless otherwise specified, the use of the terms “upstream,” “upstream,” “upstream,” “uphole,” “upstream,” or other similar terms should be construed to mean primarily further from the bottom, the ultimate end of the well; likewise, the use of the terms “down,” “down,” “down,” “down the wellbore,” or other similar terms should be construed as preferentially toward the bottom, the terminal end of the well, regardless of the orientation of the wellbore. The use of any one or more of the above terms should not be construed as indicating positions along a perfectly vertical axis. In some cases, the portion near the end of the well may be horizontal or even slightly upward. Unless otherwise noted, the use of the term "subterranean formation" should be construed to include both areas beneath open earth and areas underground covered by water, such as ocean water or fresh water.
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.A current 9-5/8" MIC connection (eg Level 5) allows one string of 2-7/8" tubing to pass through one or more connections. The disadvantage of this is that the flow through 2-7/8 inch tubing is limited to less than 17,000 barrels of oil per day per API RP 14E - Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems ( "API RP 14E - Recommended Practice for the Design and Installation of Offshore Platform Piping Systems") (e.g. for 13Cr tubular members). Accordingly, a multilateral well system using current 9-5/8-inch MIC connections would be limited to less than 17,000 bbl/d of oil per day among all well laterals. A completion string in accordance with one embodiment of the present invention uses concentric strings of tubing to allow flow from lower sidetracks to individual flow control devices (e.g., stacked flow control devices in some embodiments), e.g. located above the uppermost lateral connection of the wellbore.
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.For example, a completion string in accordance with one embodiment of the present invention provides flow control from more than one "location" (e.g., a lateral, a zone, a segment of a formation, a hard-to-reach formation, two different formations, any location to which one skilled in the art would apply the specified concept(s)). A completion string in accordance with one embodiment of the present invention further provides more than one flow path to at least increase the flow area for fluid flow. A completion string in accordance with one embodiment of the present invention further provides flow control, flow limitation, flow optimization of more than one flow path by arranging flow control devices in a "stacked" configuration, such as one axially positioned in close proximity to one or more other flow control devices. A completion string in accordance with one embodiment of the present invention further comprises other devices such as, but not limited to, pressure gauges, temperature sensors, flow meters, gas/oil monitors, Autonomous Inflow Control Devices (AICD), inflow control devices (ICD; Inflow Control Device), other flow control devices, flow control, sand control, intelligent equipment, machine learning equipment and tools.
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:With reference to Table 1, illustrated are the flow rates that can be obtained by providing multiple (eg, three) separate flow paths to control valves in accordance with the present invention. As can be seen from Table 1, if one string of 2-7/8 inch tubing was used, the maximum flow rate for all 3 laterals would be limited to less than 15,000 bbl/d (eg 14,734 bbl/d). However, when using a completion string in accordance with this invention, the following flow rates are possible:
Нижний основной ствол: 14734 барреля/суткиLower main hole: 14,734 bbl/d
Средний боковой ствол: 17316 баррелей/суткиAverage lateral: 17,316 bbl/d
Объединенный поток через нижний основной ствол и средний боковой ствол через интервальный регулирующий клапан (ICV; interval control valve) 3-1/2 дюйма:Combined flow through the lower main hole and middle side hole through the 3-1/2 inch interval control valve (ICV):
Версия 13Cr: 22137 баррелей/сутки13Cr version: 22137 bbl/d
Версия Инконель 718: 39846 баррелей/суткиInconel 718 version: 39846 bbl/d
Верхний боковой ствол 39041 баррель/суткиUpper sidetrack 39041 bbl/d
Объединенный поток через нижний основной ствол, средний и верхний боковой стволы через ICV 5-1/2 дюйма:Combined flow through the lower main bore, middle and upper side bore through a 5-1/2 inch ICV:
Версия 13Cr: 51636 баррелей/сутки13Cr version: 51636 bbl/d
Версия Инконель 718: 82945 баррелей/суткиInconel 718 version: 82945 bbl/d
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.Optionally, in accordance with the present invention, rather than running 2-7/8" "thin" tubing into the wells (e.g., due to the fact that the wells are extended reach wells with large deviations and warping of "thin" tubing is a high risk), 3-1/2" tubing can be used. In addition, the completion string of this invention does not require control lines to be run/opened below the top flow control device. Additionally, by installing a plug below the lowest flow control device, the plug can be pulled out and the coiled tubing can be run into the lowest sidetrack (main wellbore). Additionally, downhole instrumentation can be run down to the lower sidetracks/mainbore by running an "armored" cable - most likely in one of the flow channels - and/or through one of the flow channels in one or more places. Additionally, one or more 2-7/8" flaps (or similar sized flaps) may be lowered below the topmost connection. In such a situation, it may be necessary to have a smaller outer diameter (OD) pass through the MIC (or other type) connection. In other scenarios where multiple 2-7/8" valves and equipment can be run, the completion string may be configured to run 2-7/8" flow control devices and equipment through one or more connections - not necessarily two or more connections , and then placing a concentric column above the middle connection leading to a 3-1/2-inch flow control device above the topmost connection.
Кроме того, в колонне заканчивания в соответствии с данным изобретением можно использовать технологии электропитания и связи всех типов. К некоторым из таких технологий принадлежат:In addition, the completion string of this invention can utilize all types of power and communication technologies. Some of these technologies include:
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.Electric potential energy. An element is a storehouse of electrical "potential" energy in the form of positive and negative charges that attract each other. The flow of electrons through a resistor can convert electrical potential energy into thermal energy.
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.Sound energy. Sound waves are pulses of kinetic energy transmitted from one place to another by vibrating particles when they collide with neighboring particles. Sound energy can travel through a gas, liquid or solid.
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.Nuclear power. A large amount of energy is contained in the nuclei of atoms. It can be released when a nucleus splits into two nuclei or when two light nuclei fuse into one nucleus. Nuclear power plants are powered by this energy.
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.Kinetic energy. Every object that moves has this type of energy. The greater the speed of an object, the greater its kinetic energy. In this case, mass is also important - a more massive object will have greater kinetic energy.
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.Light. Visible light is a type of electromagnetic radiation that travels in the form of waves. Members of this family of electromagnetic waves include gamma waves, x-rays, ultraviolet waves, visible waves, infrared waves, microwaves, and radio waves.
Тепловая энергия. Тепловая энергия может перемещаться из одного места в другое посредством теплопроводности, конвекции и излучения. Другое название этого типа энергии - «термическая энергия».Thermal energy. Heat energy can move from one place to another through conduction, convection and radiation. Another name for this type of energy is “thermal energy”.
Гравитационная потенциальная энергия. Любой объект, поднятый над землей, приобретает гравитационную потенциальную энергию. Если объект падает, то при падении эта энергия преобразуется в кинетическую энергию.Gravitational potential energy. Any object raised above the ground acquires gravitational potential energy. If an object falls, then as it falls, this energy is converted into kinetic energy.
Химическая потенциальная энергия. Еще один тип энергии, который легко хранить. Примеры включают в себя химическую потенциальную энергию в мышцах человека и т.д.Chemical potential energy. Another type of energy that is easy to store. Examples include chemical potential energy in human muscles, etc.
Упругая потенциальная энергия. При растяжении или сжатии пружину энергия накапливается в связях между металлическими атомами пружины.Elastic potential energy. When a spring is stretched or compressed, energy accumulates in the bonds between the metal atoms of the spring.
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.With reference to FIG. 1 illustrates a multilateral well system 100 designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments disclosed herein. The multilateral well system 100 includes a wellhead 105 located above one or more oil and gas formations 110a, 110b located below the earth surface 115. Although the surface wellhead 105 is illustrated in FIG. 1, the scope of the present invention is not limited to this and thus can potentially be applied to marine applications. The teachings of the present invention may also be applied to other onshore oil and gas systems and/or offshore oil and gas systems other than those illustrated.
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.As shown, wellbore 120 is drilled through various formations of the earth, including formations 110a, 110b. In the illustrated embodiment, wellbore 120 is a main wellbore. The term "main" wellbore is used herein to refer to a wellbore from which another wellbore is drilled. However, it should be noted that the main wellbore does not necessarily extend directly to the earth's surface, but may instead be a branch of another wellbore. The multi-well system 100 further includes one or more side wells 130a, 130b. In the illustrated embodiment, one or more lateral wellbores 130a, 130b extend from a wellbore 120 (eg, a main wellbore) extending therefrom. The term "lateral" wellbore is used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as a main wellbore. In addition, the lateral wellbore may have another lateral wellbore drilled outward from it. Accordingly, the main wellbore may also be a lateral wellbore, and the lateral wellbore may also be a main wellbore. Although in Fig. 1 illustrates only two well laterals 130a, 130b, in some embodiments more than two well laterals may be used. For example, if the wellbore casing were 10-3/4 inch casing, as opposed to typical 9-5/8 inch casing, the multilateral well system 100 could accommodate a third lateral wellbore (not shown). Additionally, if the smallest diameter of the well tubing were 3-1/2" tubing, as opposed to typical 2-7/8" tubing, the multilateral well system 100 could again accommodate a third lateral a wellbore (not shown), and possibly a fourth lateral wellbore when combined with the aforementioned large diameter casing.
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.One or more casing strings 140 may be at least partially cemented within the wellbore 120 and, optionally, may be contained within one or more wellbore laterals 130a, 130b. The term "casing" is used herein to refer to a tubular string used to casing a wellbore. In fact, the casing may be of the type known to those skilled in the art as a "liner" and may be made of any material, such as steel or composite material, and may be segmented or solid, such as coiled tubing. The completion string 150 in accordance with the present invention may be located in the main wellbore 120, for example, above the connection between the wellbore 120 and the uppermost wellbore 130a.
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.With reference to FIG. 2A and 2B illustrate a multilateral well system 200 including a completion string 220 designed, manufactured, installed, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. Due to the size of the multilateral well system 200, it is broken down into FIG. 2A and Fig. 2B. In FIG. 2A illustrates the upper completion portion 225 of completion string 220, while FIG. 2B illustrates the lower completion portion 230 of the completion string 220, as well as a first wellbore 205 (eg, the main wellbore), a second wellbore 210, and a third wellbore 215. In the illustrated embodiment in FIG. 2A and 2B, the completion string 220 is located immediately uphole from the uppermost lateral wellbore, which in the illustrated embodiment is the third lateral wellbore 215.
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.In the embodiment illustrated in FIG. 2A and 2B, the upper completion portion 225 includes a first tubing string 240, a second tubing string 260, and a third tubing string 280. In the illustrated embodiment, as will be further discussed below, the first tubing string 240 defines a first fluid passage 242 configured to receive first fluid obtained from the first wellbore 205. Likewise, in at least one embodiment and as will be further discussed below, the second tubing string 260 is positioned around the first tubing string 240 such that the first tubing string 240 and the second tubing string 260 pipes form an inner annulus that defines a second fluid passage 262 configured to receive a second fluid obtained from a second wellbore lateral 210. Likewise, in at least one embodiment, and as will be further discussed below, the third tubing string 280 is located around the second tubing string 260 such that the second tubing string 260 and the third tubing string 280 tubes form an outer annulus that defines a third fluid passage 282 configured to receive a third fluid obtained from a third wellbore lateral 215. Although not specifically required, the first tubing string 240, the second tubing string 260, and the third tubing string 280 may be concentric tubing strings.
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.In at least one embodiment, the first tubing string 240 ultimately directs the first fluid to the first integrated fluid passage 295a. In at least one embodiment, the second tubing string 260 ultimately directs the second fluid to a second integrated fluid passage 295b (eg, including the first fluid and the second fluid). In at least one embodiment, the third tubing string 280 ultimately directs the third fluid to a third integrated fluid path 295 (eg, including the first fluid, the second fluid, and the third fluid). The third integrated fluid path 295 c, as would be expected, connects to production tubing, for example, delivering first, second and third fluids to the surface of the multilateral well system 200.
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 (D1мин) и максимальный внутренний диаметр (Dlмакс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D1мин) находится ниже по стволу скважины от максимального внутреннего диаметра (Dlмакс), и, таким образом, когда первая колонна 240 насосно-компрессорных труб проходит выше по стволу скважины, она расширяется от минимального внутреннего диаметра (D1мин) до максимального внутреннего диаметра (Dlмакс). В соответствии с одним вариантом реализации минимальный внутренний диаметр (D1мин) составляет 2-7/8 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (Dlмакс) составляет 3-1/2 дюйма. В соответствии с другим вариантом реализации минимальный внутренний диаметр (D1мин) составляет 3-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (Dlмакс) 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.In the illustrated embodiments, each of the tubing strings 240, 260, 280 may vary in size, properties, and components. First, notice the first tubing string 240, which may have two or more different IDs. For example, in the embodiment illustrated in FIG. 2A, the first tubing string 240 has a minimum internal diameter ( D1min ) and a maximum internal diameter ( Dlmax ). In at least one embodiment, the minimum internal diameter ( D1min ) is downhole from the maximum internal diameter ( Dlmax ), and thus, as the first tubing string 240 extends up the wellbore, it expands from minimum internal diameter (D 1min ) to maximum internal diameter (D lmax ). In one embodiment, the minimum internal diameter ( D1min ) is 2-7/8 inches and the maximum internal diameter ( Dlmax ) is 3-1/2 inches. In another embodiment, the minimum internal diameter ( D1min ) is 3-1/2 inches and the maximum internal diameter ( Dlmax ) is greater than 3-1/2 inches. However, other embodiments may exist that use different internal diameters. It should be noted that while specific diameters have been provided for the completion string 220, the specific diameters provided, unless otherwise stated, are provided for illustrative purposes only. Accordingly, diameters other than those provided may be used and remain within the scope of this invention.
В по меньшей мере одном варианте реализации объединенная насосно-компрессорная труба 244 для флюида проходит в максимальный внутренний диаметр (Dlмакс), таким образом образуя кольцевое пространство между объединенной насосно-компрессорной трубой 244 для флюида и максимальным внутренним диаметром (Dlмакс). В соответствии с этим вариантом реализации первый канал 242 для флюида также содержит кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (Dlмакс) 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 (Dlмакс) 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.In at least one embodiment, the integrated fluid tubing 244 extends to the maximum internal diameter ( Dlmax ), thereby defining an annular space between the integrated fluid tubing 244 and the maximum internal diameter ( Dlmax ). According to this embodiment, the first fluid passage 242 also includes an annular space between the maximum internal diameter (D lmax ) and the integrated fluid tubing 244 . Additionally, in at least one embodiment, the integrated fluid tubing 244 may include a plug 246 in close proximity to its downhole end. Plug 246 in one or more embodiments is located within the profile of the integrated fluid tubing 244 and is configured to displace a first fluid into the annular space between the integrated fluid tubing 244 and the maximum internal diameter (D lmax ) through the first device 250 flow control and into the first integrated fluid passage 295a. Plug 246, in at least one embodiment, is a removable plug. Accordingly, if necessary, plug 246 can be removed from the integrated fluid tubing 244 so that a downhole tool can access the first wellbore 205. The integrated fluid tubing 244 may further include a cable-only guide 248 in some embodiments.
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.The first tubing string 240 further includes a first flow control device 250 coupled to the first fluid passage 242. In the illustrated embodiment, the first flow control device 250 connects the first fluid path and the first integrated fluid path 295a. The first flow control device 250 in at least this embodiment is configured to control the first fluid. For example, the first flow control device 250 may control the amount of the first fluid entering the first integrated fluid passage 295a. In at least one embodiment, flow control device 250 is a remotely controlled interval control valve (ICV). In yet another embodiment, flow control device 250 is a manually operated interval control valve (ICV). In yet another embodiment, flow control device 250 is a non-adjustable fluid restrictor. In still other embodiments, flow control device 250 may control the type of fluid entering the first integrated fluid path 295a. For example, in at least one embodiment, flow control device 250 is an autonomous flow control device that can autonomously control the type of fluid passing through it (eg, based on fluid viscosity or fluid density). Thus, if the flow control device 250 encountered unwanted water or gas, the flow control device 250 could stop the flow of water or gas from flowing back only after the first fluid had returned to the oil.
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 (D2мин) и максимальный внутренний диаметр (D2макс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D2мин) составляет 3-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D2макс) составляет 4-1/2 дюйма. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых используют другие внутренние диаметры.Next, note the second tubing string 260, which may also have two or more different internal diameters (IDs). For example, in the embodiment illustrated in FIG. 2A, the second tubing string 260 has a minimum internal diameter ( D2min ) and a maximum internal diameter ( D2max ). In at least one embodiment, the minimum internal diameter ( D2min ) is 3-1/2 inches and the maximum internal diameter ( D2max ) is 4-1/2 inches. However, other embodiments may exist that use different internal diameters.
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.The second tubing string 260 further includes a second flow control device 270 coupled to the second fluid passage 262. In the illustrated embodiment, a second flow control device 270 connects a second fluid path and a second integrated fluid path 295b. The second flow control device 270 in at least this embodiment is configured to control the second fluid. For example, the second flow control device 270 could control the amount of the second fluid entering the second integrated fluid path 295b. As will be seen below, the second integrated fluid path 295b contains fluid from the first wellbore 205 and the second lateral wellbore 210. The second flow control device 270 may comprise any of the flow control devices discussed above with respect to the first flow control device 250. In the illustrated embodiment, the second inner diameter of the second flow control device 270 is greater than the first inner diameter of the first flow control device 250.
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 (D3мин) и максимальный внутренний диаметр (D3макс). В по меньшей мере одном варианте реализации минимальный внутренний диаметр (D3мин) составляет 4-1/2 дюйма, а максимальный внутренний диаметр (D3макс) 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.Next, note the third tubing string 280, which may also have two or more different internal diameters (IDs). For example, in the embodiment illustrated in FIG. 2A, the third tubing string 280 has a minimum internal diameter ( D3min ) and a maximum internal diameter ( D3max ). In at least one embodiment, the minimum internal diameter ( D3min ) is 4-1/2 inches and the maximum internal diameter ( D3max ) is 9-5/8 inches, as is the case if at least a portion of the third column 280 tubing is a casing pipe. However, other embodiments may exist that use a different inner diameter.
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.In at least one embodiment, the third tubing string 280 is a section of wellbore casing. For example, the third tubing string 280 may be a liner attached to the lower end of the intermediate casing, or may be an entire string of casing that extends from a location at the surface to the end of the main wellbore. In other embodiments, the third tubing string 280 may be classified as an intermediate casing; moreover, it is attached to the wellhead on the surface and ends directly above the productive formation. After this intermediate casing is run into the well and cemented, a smaller drill bit (eg, 8-1/2 inch diameter) is run to the bottom of the intermediate casing and used to drill the production zone. The production area can be lined with a 7-inch liner; the sand screen assembly may be run, or the wellbore may be left cased as an open hole completion.
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.The third tubing string 280 further includes a third flow control device 290 coupled to the third fluid passage 282. In the illustrated embodiment, a third flow control device 290 connects a third fluid path and a third combined fluid path 295c. The third flow control device 290 in at least this embodiment is configured to control the third fluid. For example, the third flow control device 290 could control the amount of the third fluid entering the third integrated fluid path 295c. As will be seen below, the third integrated fluid path 295 c comprises first fluid from the first wellbore 205, a second fluid from the second lateral wellbore 210, and a third fluid from the third lateral wellbore 215. The third flow control device 290 may comprise any of the flow control devices discussed above with respect to the first flow control device 250 or the second flow control device 270. In the illustrated embodiment, the third inner diameter of the third flow control device 290 is greater than the second inner diameter of the second flow control device 270. In at least one embodiment, the third flow control device 290 is a 5-1/2 inch valve, the second flow control device 270 is a 3-1/2 inch valve, and the first flow control device 250 is a 2-7/ 8 inches.
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.As illustrated in the embodiment of FIG. 2A, a second flow control device 270 may be located between the first flow control device 250 and the third flow control device 290. Additionally, in at least one embodiment, the third flow control device 290 may be located upstream of the second flow control device 270. In at least one embodiment, the distance between the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 is no more than 100 meters. In at least one other embodiment, the distance between the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 is no more than 50 meters, or in another embodiment is no more than 20 meters. Accordingly, in at least one embodiment, the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 are stacked flow control devices.
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.It should be noted that although the multilateral well system 200 discussed in FIG. 2A and 2B are described as a production well, there are other embodiments in which the multilateral well system 200 is an injection well. For example, the multilateral wellbore system 200 may be used to inject fluid (eg, water) into one or more of the first wellbore 205, the second lateral wellbore 210, and the third lateral wellbore 215. In at least one embodiment, one or more of the first wellbore 205, second wellbore 210, and third wellbore 215 may be operated as production wells, and at least one of the first wellbore 205, second wellbore 210, and the third well lateral 215 is operated as an injection well.
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.With reference to FIG. 3A and 3B illustrate a multilateral well system 300 comprising a completion string 320 designed, manufactured, installed, and operated in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention. The multilateral well system 300 and completion string 320 is similar in many respects to the multilateral well system 200 and completion string 220 illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B. Accordingly, the same reference numerals have been used to denote similar features. The completion string 320 illustrated in FIG. 3A and Fig. 3B, in one or more embodiments, further includes a polished packer receiving socket 325. In at least one other embodiment, completion string 320 further includes an internal pressure sensor 330 and an internal flow sensor 335. In this embodiment, internal pressure sensor 330 and internal flow sensor 335 may perform fluid measurements within the second integrated tubing 295b. The completion string 320 may further include a landing nipple profile 340 and a grooved flow deflector 345 (e.g., channels extend into the grooves so that the control line/flat bodies are not eroded). The completion string 320 may further include an inductive coupler 350 for connecting power and/or electronics from a location uphole.
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).In accordance with one or more embodiments, completion string 320 may further include an internal pressure/flow sensor 355 and an external pressure/flow sensor 360. In this embodiment, the internal pressure/flow sensor 355 and the external pressure/flow sensor 360 may perform fluid measurements within the first integrated tubing 295a and the second fluid passage 262. The completion string 320 may further include a landing nipple profile 365. In accordance with one or more embodiments, completion string 320 may further include an internal pressure/flow sensor 370 and an external pressure/flow sensor 375. In this embodiment, the internal pressure/flow sensor 370 and the external pressure/flow sensor 375 can take measurements of the fluid coming from the first wellbore 205. The completion string 320 may further include an expandable joint 380 for assembling the first, second and third tubing strings 240, 260, 280 in the field (eg, at a well site) and a collar seat (not shown).
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.The completion string 320 may further include a plurality of perforations 385 in one or more of the first, second, and third tubing strings 240, 260, 280. In the illustrated embodiment, a plurality of perforations 385 are located in the second tubing string 260. In addition to this embodiment, the plurality of perforations 385 are designed to reduce the velocity of fluid entering the second tubing string 260 and thereby reduce the effects of erosion. In at least one embodiment, the plurality of perforations 385 increase in diameter as they move higher up the wellbore, again to reduce the effects of erosion. In addition, the plurality of perforations 385 may include hardened metal holes and/or inserts, such as carbide holes and/or inserts. In addition, the completion string 320 may have another polished packer receiving socket 390 as well as another inductive connection 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.In one embodiment, a packer (not shown) may be located above the third flow control device 290. For example, in one embodiment, the packer is a "control line assembly" packer. Once the completion string 200 is seated and spaced, the packer can be installed. Likewise, other devices, sensors, instruments, computers, controllers may be installed above the third flow control device 290. This is a suitable location for other tools, etc. due to the large area available (e.g. 5-1/2" OD x 8-1/2" ID annulus). Accordingly, it is within the scope of the present invention to use this area to accommodate one or more or a combination of elements located below the third flow control device 290. However, the control mechanisms for the second flow control device 270 and the first flow control device 250 may be larger (easier to manufacture, tolerance may not be as tight, etc.). Only the flow components (tungsten carbide gate, pistons for gate adjustment, etc.) need to be located in the smaller diameter areas.
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.A completion string such as illustrated in FIG. 2A-3B can be installed in a variety of different ways. For example, the lower completion region 230 may be assembled first, followed by the upper completion region 225. However, in one embodiment, a seal assembly placed in a polished bore receptacle (PBR) releases the lower portion of the second tubing string 260 (e.g., 3-1/2 in. tubing x tubing string). 4-1/2 inch compressor tubing) into the well and thus within the third tubing string 280 (e.g., wellbore casing or production tubing in one embodiment). The wedges can then be installed on the second tubing string 260. An auxiliary rotary table may then be installed and the lower portion of the first tubing string 240 (eg, 2-7/8 inch tubing string) is lowered within the second tubing string 260. In one embodiment, the first tubing string 240 may be seated in a crossover sub that extends directly above the second tubing string 260. A landing sleeve may be attached to the first tubing string 240 and may be seated in the transfer sub. Features such as a locking element may be added to the landing collar or other devices to secure the first tubing string 240 relative to the second tubing string 260. At this point, the lower completion region 230 will be fully assembled.
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.After the lower completion region 230 is completed, the upper completion region 225 can be assembled and attached to the lower completion region 230. This may include capturing the upper completion region 225 containing the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 and assembling it into a first tubing string 240. Using a sliding connection, the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 can then be lowered for assembly into the second tubing string 260. The next step is to run the upper completion region 225 containing the first, second and third flow control devices 250, 270, 290 into the well and install a control line at the upper end of the assembly. These will likely be the only control line connections that will need to be assembled and tested while the equipment is running in the well.
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.With reference to FIG. 4A-7B illustrate various excellent fluid flow paths for the completion string 200 illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B. In FIG. 4A and FIG. 4B illustrates a fluid flow path for the first wellbore 205, or in this case, the main wellbore. In FIG. 5A and Fig. 5B illustrates a fluid flow path for a second wellbore lateral 210. In FIG. 6A and FIG. 6B illustrates a fluid flow path for a third wellbore lateral 215. In FIG. 7A and Fig. 7B illustrates a fluid flow path for each of the first wellbore 205, the second wellbore 210, and the third wellbore 215 in combination.
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.With reference to FIG. 8A and FIG. 8B illustrates a completion string 800 designed, manufactured, installed, and operated in accordance with an alternative embodiment of the present invention. The completion string 800 is similar in many respects to the completion string 200 illustrated in FIG. 2A and Fig. 2B. Accordingly, the same reference numerals have been used to denote similar features. However, while the completion string 200 uses a MIC connection for its bottom connection, the completion string 400 uses an intelligent completion interface (ICI) connection or a threaded leg connection 810, among other options for its bottom connection. . This design may be desirable for applications that have existing connections available. It should also be noted that any type of connection, including a Level 1 connection (for example, an open hole and an open lateral or with a slotted liner without a mechanical connection at the connection), a Level 2 connection (for example, the main wellbore is cased and cemented, a lateral the wellbore is an open hole or drop liner with no connection at the connection), a Level 3 connection (e.g., the main wellbore is cased and cemented, the lateral is cased but not cemented, and the lateral is mechanically connected to the main wellbore but the connection is not hydraulically sealed), Level 4 connection (e.g., the main bore and lateral are cased and cemented, with hydraulic integrity dependent on the quality of the cement), Level 5 connection (e.g., the integrity of the connection is ensured by the completion itself and the connection may or may not be cemented) and a Level 6 connection (eg, connection integrity is provided by casing) may be used with completion strings designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention.
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.Aspects disclosed herein include the following: A. A completion string comprising: 1) a first tubing string, wherein the first tubing string defines a first fluid passage configured to receive a first fluid produced from the first wellbore wells; 2) a second tubing string located around the first tubing string, the first tubing string and the second tubing string defining an internal annulus that defines a second fluid passage configured to receive the second fluid , obtained from the second lateral wellbore; and 3) a third tubing string located around the second tubing string, the second tubing string and the third tubing string defining an outer annulus that defines a third fluid passage configured to receive a third fluid obtained from the third lateral wellbore.
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.B. A multilateral well system, the multilateral well comprising: 1) a first wellbore located within a subterranean formation; 2) a second lateral wellbore extending from the first wellbore; 3) a third lateral wellbore extending from the first wellbore upstream of the second wellbore; and 4) a completion string located within the first wellbore and above the connection between the first wellbore and the third lateral wellbore, the completion string comprising: a) a first tubing string, wherein the first tubing string defines a first fluid path , configured to receive a first fluid obtained from the first wellbore; b) a second tubing string located around the first tubing string, the first tubing string and the second tubing string defining an internal annulus that defines a second fluid passage configured to receive the second fluid , obtained from the second lateral wellbore; and c) a third tubing string located around the second tubing string, the second tubing string and the third tubing string defining an outer annulus that defines a third fluid passage configured to receive a third fluid obtained from the third lateral wellbore.
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.C. A method of producing from a multilateral wellbore system, comprising: 1) forming a first wellbore within a subterranean formation, a second lateral wellbore extending from the first wellbore, and a third lateral wellbore extending from the first wellbore upstream of the second wellbore wellbore; 2) the location of the completion string within the first wellbore and above the connection between the first wellbore and the third lateral wellbore, the completion string comprising: a) a first tubing string, wherein the first tubing string defines a first fluid passage made with the ability to receive a first fluid obtained from the first wellbore; b) a second tubing string located around the first tubing string, the first tubing string and the second tubing string defining an internal annulus that defines a second fluid passage configured to receive the second fluid , obtained from the second lateral wellbore; and c) a third tubing string located around the second tubing string, the second tubing string and the third tubing string defining an outer annulus that defines a third fluid passage configured to receive a third fluid obtained from the third lateral wellbore; and 3) producing a first fluid through the first tubing string, a second fluid through the second tubing string, and a third fluid through the third tubing string.
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.Aspects A, B, and C may have one or more of the following additional elements in combination: Element 1: further comprising a first flow control device associated with the first fluid passage and configured to control the first fluid, a second flow control device associated with the second passage for a fluid and configured to control the second fluid, and a third flow control device associated with the third fluid channel and configured to control the third fluid. Element 2: characterized in that the first flow control device has a first internal diameter, the second flow control device has a second internal diameter greater than the first internal diameter, and the third flow control device has a third internal diameter greater than the second internal diameter. Element 3: characterized in that the second flow control device is located between the first flow control device and the third flow control device. Element 4: characterized in that the third flow control device is located upstream of the wellbore from the second flow control device.
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 (D1мин) и максимальный внутренний диаметр (Dlмакс), и дополнительно при этом объединенная насосно-компрессорная труба для флюида проходит в максимальный внутренний диаметр (Dlмакс), причем первый канал для флюида включает кольцевое пространство между максимальным внутренним диаметром (Dlмакс) 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 (Dlмакс) 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.Element 5: characterized in that one or more of the first flow control device, the second flow control device and the third flow control device is a remotely controlled interval control valve (ICV). Element 6: characterized in that one or more of the first flow control device, the second flow control device and the third flow control device is a manually operated interval control valve (ICV). Element 7: characterized in that one or more of the first flow control device, the second flow control device and the third flow control device is a non-adjustable fluid restrictor. Element 8: characterized in that one or more of the first flow control device, the second flow control device and the third flow control device is an autonomous flow control device configured to autonomously control the type of fluid passing through it. Element 9: characterized in that the first tubing string, the first flow control device, the second tubing string, the second flow control device, the third tubing string and the third flow control device define at least a portion of the upper completion region and further comprising a lower completion region connected to a downhole end of an upper completion region, the lower completion region being configured to extend to the first wellbore and the second and third lateral wellbores. Element 10: characterized in that the distance between the first, second and third flow control devices is no more than 20 meters. Element 11: further comprising a first sensor associated with the first flow control device, a second sensor associated with the second flow control device, and a third sensor associated with the third flow control device. Element 12: characterized in that the first tubing string includes a minimum internal diameter (D 1min ) and a maximum internal diameter (D lmax ), and additionally the combined fluid tubing extends to a maximum internal diameter (D lmax ) wherein the first fluid passage includes an annular space between the maximum internal diameter (D lmax ) and the integrated fluid tubing. Element 13: characterized in that the integrated fluid tubing includes a removable plug located within its profile and in close proximity to its downhole end, the plug being configured to displace the first fluid into the annular space between the maximum internal diameter (D lmax ) and the integrated fluid tubing and through the first flow control device into the first integrated fluid flow path. Element 14: characterized in that the first tubing string, the second tubing string and the third tubing string are concentric tubing strings. Element 15: characterized in that the completion string further includes a first flow control device associated with the first fluid channel and configured to control the first fluid, a second flow control device associated with the second fluid channel and configured to control the second fluid, and a third flow control device coupled to the third fluid passage and configured to control the third fluid. Element 16: characterized in that producing a first fluid through the first tubing includes passing a first fluid through a first fluid control device and into a first integrated fluid passage, producing a second fluid through a second tubing includes passing a second fluid through a second control device fluid and into a second integrated fluid passage, wherein the second integrated fluid passage also contains a first fluid, and producing a third fluid through the third tubing includes passing the third fluid through a third flow control device and into the third integrated fluid passage, wherein the third integrated fluid passage the fluid channel also contains a first fluid and a second fluid.
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.Those skilled in the art to which this application pertains will appreciate that other and additional additions, deletions, substitutions and/or modifications may be made to the described embodiments.
Claims (42)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US63/006,557 | 2020-04-07 | ||
| US17/224,792 | 2021-04-07 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2804386C1 true RU2804386C1 (en) | 2023-09-28 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030066649A1 (en) * | 2001-10-10 | 2003-04-10 | Koot Leo W. | Single well combination oil production/water dump flood apparatus and methods |
| US20050061511A1 (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-24 | Steele David J. | High pressure multiple branch wellbore junction |
| US20130220640A1 (en) * | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow Control Devices on Expandable Tubing Run Through Production Tubing and Into Open Hole |
| RU2624499C1 (en) * | 2013-08-26 | 2017-07-04 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system for orientation in wellbore |
| WO2019059885A1 (en) * | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for a junction assembly to communicate with a lateral completion assembly |
| WO2019063972A1 (en) * | 2017-09-26 | 2019-04-04 | Metrol Technology Limited | Method of controlling a well |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030066649A1 (en) * | 2001-10-10 | 2003-04-10 | Koot Leo W. | Single well combination oil production/water dump flood apparatus and methods |
| US20050061511A1 (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-24 | Steele David J. | High pressure multiple branch wellbore junction |
| US20130220640A1 (en) * | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow Control Devices on Expandable Tubing Run Through Production Tubing and Into Open Hole |
| RU2624499C1 (en) * | 2013-08-26 | 2017-07-04 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Method and system for orientation in wellbore |
| WO2019059885A1 (en) * | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for a junction assembly to communicate with a lateral completion assembly |
| WO2019063972A1 (en) * | 2017-09-26 | 2019-04-04 | Metrol Technology Limited | Method of controlling a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20060201677A1 (en) | Multilateral production apparatus and method | |
| US11203926B2 (en) | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly | |
| US11261708B2 (en) | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly | |
| US11506024B2 (en) | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly | |
| NO20181071A1 (en) | Dual bore co-mingler with multiple position inner sleeve | |
| EP2920410B1 (en) | Downhole chemical injection system having a density barrier | |
| US20210222520A1 (en) | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly | |
| US20210172306A1 (en) | Downhole tool with a releasable shroud at a downhole tip thereof | |
| US11725485B2 (en) | Concentric tubing strings and/or stacked control valves for multilateral well system control | |
| RU2804386C1 (en) | Multilateral well completion string, a multilateral well system and method for production from a multilateral well system | |
| US11566502B2 (en) | Gas lift system | |
| US10465474B2 (en) | Rotating crossover subassembly | |
| US10519749B2 (en) | Adjustable steam injection tool | |
| RU2776020C1 (en) | Deflector assembly with a window for a multilateral borehole, multilateral borehole system and method for forming a multilateral borehole system | |
| US11851992B2 (en) | Isolation sleeve with I-shaped seal | |
| US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
| US3565172A (en) | Method of producing crude oil | |
| US20220127912A1 (en) | Sleeved gun connection | |
| CA3215215A1 (en) | 10,000-psi multilateral fracking system with large internal diameters for unconventional market | |
| US20140096975A1 (en) | Well System With an Independently Retrievable Tree |