RU2652042C2

RU2652042C2 - Acidization of the multi-lateral well

Info

Publication number: RU2652042C2
Application number: RU2016113872A
Authority: RU
Inventors: Дуглас Гленн ДЁРСТ
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2013-12-20
Filing date: 2013-12-20
Publication date: 2018-04-24
Also published as: MX2016004548A; EP3036394A4; WO2015094347A1; RU2016113872A; CA2924466C; AR098714A1; US20160194930A1; CN105637171B; SG11201601745UA; AU2013408195B2; CN105637171A; EP3036394A1; AU2013408195A1; CA2924466A1

Abstract

FIELD: drilling of soil or rocks; mining.

SUBSTANCE: systems and the method for locating the isolation device within the multi-barrel well are provided in order to isolate the wellbore from other wellbores in the well system. Insulation device is adapted to be moved from the open position to the closed position substantially simultaneously with the transformation of the wellbore into the working wellbore. Another procedure can be performed on another well of the multi-lateral well while the insulation device is in the closed position. Tubing, or short, or intermediate completion column, is configured in order to isolate the well bore from the pressure, which is applied to another well bore within the multi-lateral well system. Tubing, or short, or intermediate completion column, can also insulate the connection region of the multi-lateral well system, where the wellbore string comprises the short or intermediate completion column, which comprises the seal assembly at the first end and the anchoring device at the second end.

EFFECT: technical result is to increase the efficiency of the multi-lateral well acidization.

14 cl, 9 dwg

Description

Область техникиTechnical field

Настоящее изобретение в целом относится к способам и устройствам для интенсификации нескольких боковых стволов скважины подземного ствола в многоствольной скважинной системе, а в частности (хотя необязательно исключительно) к способам и устройствам для интенсификации и изоляции одного или более стволов скважины в многоствольной скважинной системе.The present invention generally relates to methods and devices for stimulating several lateral boreholes of an underground wellbore in a multilateral well system, and in particular (although not necessarily exclusively) to methods and devices for stimulating and isolating one or more wellbores in a multilateral well system.

Уровень техникиState of the art

Скважина может быть многоствольной скважиной. Многоствольная скважина может содержать несколько боковых стволов скважины, ответвляющихся от ствола скважины. Ствол скважины может быть пробурен вертикально, направленно или под наклонным углом, а боковые стволы скважины могут быть пробурены горизонтально или по-другому отклоняться от ствола скважины. Многоствольные скважины могут иметь увеличенную производительность и больше извлекаемых запасов. После того как первый боковой ствол скважины становится активным или рабочим стволом скважины, например, путем перфорации или интенсификации, вся скважина, включая первый боковой ствол скважины и другие боковые стволы скважины, может считаться "рабочей скважиной". В этом случае операторы могут внедрять процедуры и оборудование контролирования скважины для стабилизации первого бокового ствола скважины и других стволов скважины перед интенсификацией любых дополнительных стволов скважины. Например, первый боковой ствол скважины может быть выведен из равновесия тяжеловесными бурильными растворами или текучими средами. Использование тяжеловесных бурильных растворов или текучих сред может повредить интенсифицированный или "рабочий" первый боковой ствол скважины, и может уменьшить его способность производить требуемую продукцию в достаточном или экономически выгодном объеме или требует длительной настройки для улучшения производительности резервуара. В другом примере установка для ремонта скважин с высоким давлением или комплекс спускоподъемного оборудования может быть использована или использован для бурения, заканчивания и интенсификации дополнительных боковых стволов скважины без выведения первого бокового ствола скважины из равновесия. Эти дополнительные установки для ремонта скважин и буровые наземные компоненты могут увеличивать размер и стоимость разработки необычных скважин и могут являться экономически неоправданными для многих рынков, таких как сланцевая нефть и газ, и трудноизвлекаемые нефть и газ. A well may be a multilateral well. A multilateral well may comprise several lateral wellbores branching from the wellbore. The wellbore can be drilled vertically, directionally, or at an oblique angle, and the lateral wellbores can be drilled horizontally or deviate differently from the wellbore. Multilateral wells may have increased productivity and more recoverable reserves. After the first lateral wellbore becomes an active or working wellbore, for example, by perforation or stimulation, the entire well, including the first lateral wellbore and other lateral wellbores, can be considered a “working well”. In this case, operators can implement well control procedures and equipment to stabilize the first lateral wellbore and other wellbores before intensifying any additional wellbores. For example, the first side wellbore may be unbalanced by heavy drilling fluids or fluids. The use of heavy drilling fluids or fluids can damage the intensified or “working” first lateral wellbore, and may reduce its ability to produce the desired product in a sufficient or cost-effective volume or require long-term tuning to improve reservoir performance. In another example, a high-pressure well repair facility or a set of hoisting equipment can be used or used to drill, complete and intensify additional side boreholes without unbalancing the first side borehole. These additional well repair facilities and onshore drilling components can increase the size and cost of developing unusual wells and may not be economically viable for many markets, such as shale oil and gas, and hard to recover oil and gas.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

На фиг. 1 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с первым устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины и вторым устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 1 is a cross-sectional view of a multi-barrel well system with a first isolation device inside the liner of the wellbore liner and a second isolation device inside the liner of the lateral wellbore liner in accordance with one aspect.

На фиг. 2A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри обсадной колонны ствола скважины и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 2A is a cross-sectional view of a multi-borehole system with an isolation device inside the casing of the wellbore and a pipe that is shown in side view located inside the wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 2B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 2A с устройством изоляции в обсадной колонне в закрытом положении и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 2B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 2A with an isolation device in the casing in the closed position and a pipe that is shown in side view located inside the side wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 3A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с первым устройством изоляции в обсадной колонне хвостовика ствола скважины, вторым устройством изоляции в боковом стволе скважины и промежуточным трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 3A is a cross-sectional view of a multi-borehole system with a first isolation device in a casing of a liner, a second isolation device in a lateral wellbore, and an intermediate pipe, which is shown in side view located inside the wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 3B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 3A с первым устройством изоляции в обсадной колонне хвостовика в закрытом положении и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 3B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 3A with a first isolation device in the liner casing in the closed position and a pipe that is shown in side view located inside the side wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 4A представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, показанной сбоку, и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 4A is a cross-sectional view of a multi-barrel borehole system with an isolation device inside a short or intermediate completion string shown sideways and a pipe that is shown in side view located inside the wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 4B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 4A, содержащей устройство изоляции внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, изображенной сбоку в закрытом положении, и трубопроводом, на виде сбоку изображенным расположенным внутри бокового ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 4B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 4A, comprising an isolation device inside a short or intermediate completion string, shown sideways in the closed position, and a pipe, shown in side view, located inside the side wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 5 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы с устройством изоляции внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины и трубопроводом, который содержит выдвижное устройство для удлинения, на виде сбоку изображенное расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом. In FIG. 5 is a cross-sectional view of a multi-barrel borehole system with an isolation device inside the casing of the shank of the wellbore and a pipe that includes a retractable extension device, shown in side view, located inside the wellbore in accordance with one aspect.

На фиг. 6 представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы со съемным пробочным устройством, расположенным внутри обсадной колонны хвостовика ствола скважины, и трубопроводом, который на виде сбоку изображен расположенным внутри ствола скважины в соответствии с одним аспектом.In FIG. 6 is a cross-sectional view of a multi-barrel borehole system with a removable plug device located inside the casing of the shank of the wellbore and a pipe that is shown in side view located inside the wellbore in accordance with one aspect.

Осуществление изобретенияThe implementation of the invention

Некоторые аспекты и характерные особенности настоящего изобретения относятся к способам и системам для изоляции бокового ствола скважины от дополнительных боковых стволов скважины в системе многоствольной скважины, если боковой ствол скважины считается рабочим стволом скважины. Боковой ствол скважины может считаться рабочим стволом скважины после осуществления процедуры, такой как интенсификация или перфорация, выполняемые на стволе скважины. Рабочий боковой ствол скважины может быть временно изолирован или закрыт от любых дополнительных боковых стволов скважины устройством изоляции, находящимся в закрытом положении. Добыча и давление от рабочего бокового ствола скважины может оставаться внутри рабочего бокового ствола скважины и не проникать в основной ствол скважины или другие боковые стволы скважины при нахождении устройства изоляции в закрытом положении. Рабочий боковой ствол скважины изолирован от остальной многоствольной скважинной системы, а любые компоненты рабочего бокового ствола скважины, такие как давление или производительность, не сообщаются с остальной системой многоствольной скважины при нахождении устройства изоляции в закрытом положении. Some aspects and features of the present invention relate to methods and systems for isolating a sidetrack from additional sidetracks in a multi-wellbore system if the sidetrack is considered a working wellbore. A lateral wellbore may be considered a working wellbore after a procedure, such as stimulation or perforation, being performed on the wellbore. The working lateral wellbore may be temporarily isolated or closed from any additional lateral wellbore by an isolation device in the closed position. Production and pressure from the working lateral wellbore may remain inside the working lateral wellbore and not penetrate the main wellbore or other lateral wellbores when the isolation device is in the closed position. The working lateral wellbore is isolated from the rest of the multilateral well system, and any components of the working lateral wellbore, such as pressure or productivity, do not communicate with the rest of the multilateral well system when the isolation device is in the closed position.

Изоляция рабочего бокового ствола скважины может обеспечить возможность проведения работ в остальной системе многоствольной скважины без возможности сообщения бокового ствола скважины назад к поверхности и исключая сценарий неконтролируемого выброса скважины. Например, дополнительные боковые стволы скважины могут быть безопасно пробурены, закончены и интенсифицированы при нахождении устройства изоляции в закрытом положении. Устройство изоляции также выполнено с возможностью нахождения в открытом положении, в котором обеспечивается доступ к рабочему боковому стволу скважины, а добыча и давление от рабочей боковой ствол скважины не изолировано от любых дополнительных боковых стволов скважины. Isolation of the working lateral wellbore can provide the opportunity to work in the rest of the multi-wellbore system without the possibility of communicating the lateral wellbore back to the surface and excluding the scenario of uncontrolled well ejection. For example, additional sidetracks can be safely drilled, completed and intensified when the isolation device is in the closed position. The isolation device is also configured to be in an open position in which access is provided to the working lateral wellbore, and production and pressure from the working lateral wellbore are not isolated from any additional lateral wellbores.

Устройство изоляции может содержать закрывающий компонент, выполненный с возможностью перемещения между открытым положением и закрытым положением. Закрывающий компонент может содержать клапан, заслонку, шар, химическую таблетку или любые другие закрывающие компоненты. Устройство изоляции может также являться пробочным устройством, которое может быть расположено внутри ствола скважины для изоляции или закрывания бокового ствола скважины. Пробочное устройство может являться съемным пробочным устройством, которое может быть временно расположено внутри ствола скважины для изоляции бокового ствола скважины. Пробочное устройство может быть извлечено из ствола скважины для обеспечения доступа к боковому стволу скважины. В другом аспекте пробочное устройство может оставаться в стволе скважины и может содержать закрывающий компонент, такой как клапан, заслонка, шар, химическая таблетка или другой подходящий закрывающий компонент. Пробочное устройство может быть расположено внутри ствола скважины путем прохождения пробочного устройства через трубопровод, например, колонну заканчивания. The insulation device may comprise a closing component configured to move between the open position and the closed position. The closure component may include a valve, a shutter, a ball, a chemical tablet, or any other closure components. The isolation device may also be a plugging device, which may be located inside the wellbore to isolate or close the lateral wellbore. The plugging device may be a removable plugging device that may be temporarily located inside the wellbore to isolate the lateral wellbore. The plug device may be removed from the wellbore to provide access to the side wellbore. In another aspect, the plug device may remain in the wellbore and may comprise a closure component, such as a valve, shutter, ball, chemical pill, or other suitable closure component. A cork device may be located inside the wellbore by passing the cork device through a pipe, for example, a completion string.

Доступ к боковому стволу скважины может быть повторно предоставлен позже путем повторного открывания устройства изоляции, или в другом аспекте путем убирания пробочного устройства. Например, после интенсификации второго бокового ствола скважины устройство изоляции может быть повторно открыто, таким образом обеспечивая доступ к первому рабочему боковому стволу скважины. Добыча первого рабочего бокового ствола скважины и добыча второго бокового ствола скважины может быть совмещена при нахождении устройства изоляции, расположенного в первом боковом стволе скважины, в открытом положении. В другом аспекте второй боковой ствол скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины могут содержать дополнительные устройства изоляции для избирательной изоляции дополнительных боковых стволов скважины. Устройства изоляции могут обеспечивать возможность индивидуального или совмещенного изготовления первого бокового ствола скважины и любых дополнительных боковых стволов скважины путем расположения устройств изоляции внутрь каждого бокового ствола скважины и управления переводом устройств изоляции между открытым или закрытым положением. Access to the lateral wellbore can be re-granted later by re-opening the isolation device, or in another aspect by removing the cork device. For example, after intensification of the second lateral wellbore, the isolation device may be reopened, thereby providing access to the first working lateral wellbore. The production of the first working lateral wellbore and the production of the second lateral wellbore can be combined when the isolation device located in the first lateral wellbore is in the open position. In another aspect, the second lateral wellbore and any additional lateral wellbores may comprise additional isolation devices for selectively isolating additional lateral wellbores. Isolation devices can enable individual or combined manufacturing of the first side wellbore and any additional sidetracks by positioning the isolation devices inside each side wellbore and controlling the transfer of isolation devices between the open or closed position.

Закрывающий компонент устройства изоляции выполнен с возможностью шарнирной установки и смещения механическими средствами между открытым и закрытым положением. Например, закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения из открытого в закрытое положение путем извлечения колонны ствола скважины из ствола скважины, или посредством использования каротажного кабеля, колонны гибких труб или электрического кабеля. В другом примере закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения между открытым и закрытым положением посредством гидравлического или импульсного способа и посредством гидродинамического сообщения. В других примерах закрывающий компонент выполнен с возможностью смещения между открытым и закрытым положением посредством дистанционного способа, без ограничения включающего посредством средств идентификации радиочастот, посредством беспроводной телеметрии и посредством акустической телеметрии. Закрывающий компонент устройства изоляции выполнен с возможностью многоразового смещения между открытым положением и закрытым положением. В примере закрывающий компонент может являться химической таблеткой или другим подходящим веществом, которая может образовать убираемое заграждение. Устройство изоляции также или альтернативно может являться пробочным устройством, выполненным с возможностью убирания из ствола скважины. Пробочное устройство может считаться находящимся в закрытом положении при расположении внутри ствола скважины, и находящимся в открытом положении при убирании из ствола скважины. The closing component of the insulation device is made with the possibility of articulating installation and displacement by mechanical means between the open and closed position. For example, the closure component is movable from the open to the closed position by removing the wellbore string from the wellbore, or by using a wireline, tubing string, or electrical cable. In another example, the closure component is biased between the open and closed positions by a hydraulic or pulsed method and by hydrodynamic communication. In other examples, the closure component is biased between the open and closed positions by a remote method, including without limitation by means of radio frequency identification, wireless telemetry and acoustic telemetry. The closing component of the insulation device is configured to be repeatedly biased between the open position and the closed position. In the example, the closure component may be a chemical tablet or other suitable substance that may form a removable barrier. The isolation device may also or alternatively be a plug device configured to be removed from the wellbore. The plug device can be considered to be in a closed position when located inside the wellbore, and in the open position when removed from the wellbore.

Устройство изоляции может также быть расположено в различных участках в многоствольной скважине. Например, устройство изоляции может быть расположено в обсадной колонне ствола скважины, в короткой или промежуточной колонне заканчивания внутри ствола скважины, или в обсадной колонне хвостовика ствола скважины. Или устройство изоляции может являться автономным устройством, например, пробочным устройством, расположенным внутри ствола скважины, и убираемым из него. The isolation device may also be located at various locations in the multilateral well. For example, the isolation device may be located in the wellbore casing, in a short or intermediate completion string inside the wellbore, or in the wellbore liner casing. Or, the isolation device can be a stand-alone device, for example, a plug device located inside the wellbore and removed from it.

Колонны ствола скважины, например, трубопроводы, насосно-компрессорные колонны и колонны заканчивания, могут быть спущены в ствол скважины для осуществления различных процедур на первом боковом стволе скважины. Например, насосно-компрессорная колонна может быть расположена в стволе скважины для интенсификации или перфорации первого бокового ствола скважины. Колонна ствола скважины также может изолировать по меньшей мере участок ствола скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины от давления или других скважинных процессов, воздействующих на первый боковой ствол скважины во время процедуры. Например, колонна для гидравлического разрыва с уплотнителем или узлом уплотнения может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо внутри ствола скважины и соединена с поверхностью. Узел уплотнения может являться любым подходящим уплотняющим средством. Приемное гнездо может являться полированным приемным гнездом отверстия или другим подходящим приемным гнездом для приема колонны ствола скважины. Колонна для гидравлического разрыва может быть использована для интенсификации первого бокового ствола скважины при нахождении устройства изоляции в открытом положении. Колонна для гидравлического разрыва также может изолировать участок ствола скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины от давления, воздействующего на первый боковой ствол скважины во время интенсификации. В другом примере короткая или промежуточная колонна заканчивания с уплотнителем или узлом уплотнения, и анкерное устройство, такое как пакер, может быть защелкнуто или спущено в ствол скважины. Интенсификация первого бокового ствола скважины может быть осуществлена с использованием обсадной колонны, а короткая или промежуточная колонна заканчивания может изолировать любые дополнительные боковые стволы скважины и участок ствола скважины, такой как соединение между стволом скважины и дополнительным боковым стволом скважины, от давления и других скважинных процессов, воздействующих на первый боковой ствол скважины во время интенсификации. Wellbore columns, such as pipelines, tubing and completion columns, may be lowered into the wellbore to perform various procedures on the first side wellbore. For example, a tubing string may be located in the wellbore to intensify or perforate the first lateral wellbore. A wellbore column may also isolate at least a portion of the wellbore and any additional lateral wellbores from pressure or other downhole processes affecting the first lateral wellbore during the procedure. For example, a fracturing string with a seal or seal assembly may be snapped or lowered into a receptacle inside a wellbore and connected to a surface. The seal assembly may be any suitable sealing means. The receiving socket may be a polished hole receiving socket or another suitable receiving socket for receiving a wellbore string. The fracturing column can be used to intensify the first side wellbore while the isolation device is in the open position. The fracturing column can also isolate a portion of the wellbore and any additional lateral wellbores from pressure acting on the first lateral wellbore during stimulation. In another example, a short or intermediate completion string with a seal or seal assembly, and an anchor device, such as a packer, can be snapped or lowered into the wellbore. The first side wellbore may be stimulated using a casing, and a short or intermediate completion string may isolate any additional sidebores and a portion of the wellbore, such as the connection between the wellbore and the additional sidebore, from pressure and other downhole processes, acting on the first side wellbore during stimulation.

После интенсификации первого бокового ствола скважины, трубопровод может быть убран, а первый боковой ствол скважины может быть временно изолирован или закрыт путем перемещения устройства изоляции в закрытое положение или путем введения пробочного устройства в ствол скважины. Хотя первый боковой ствол скважины затем может считаться рабочим стволом скважины, устройство изоляции в закрытом положении может предотвратить проникновение добычи или давления от первого бокового ствола скважины в другие участки ствола скважины, включая дополнительные боковые стволы скважины. Отводное устройство, такое как клин-отклонитель или отклонитель, может быть расположено внутри ствола скважины, а трубопровод может быть расположен внутри ствола скважины для интенсификации второго бокового ствола скважины. Трубопровод может содержать колонну для гидравлического разрыва, или короткую или промежуточную колонну заканчивания, как описано ранее. Трубопровод может изолировать первый боковой ствол скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу скважины во время интенсификации. Трубопровод и отводное устройство могут быть удалены после осуществления интенсификации второго бокового ствола скважины и любых дополнительных боковых стволов скважины. Второй боковой ствол скважины может также содержать устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции второго бокового ствола скважины после его интенсификации. Устройство изоляции, расположенное внутри первого бокового ствола скважины, может быть повторно открыто для обеспечения возможности соединения добычи и давления первого бокового ствола скважины, и добычи и давления второго бокового ствола скважины. Дополнительные устройства изоляции могут быть расположены в дополнительных боковых стволах многоствольной скважины, а дополнительные боковые стволы скважины могут быть интенсифицированы и изолированы идентичным образом. After intensification of the first lateral wellbore, the pipeline can be removed and the first lateral wellbore can be temporarily isolated or closed by moving the isolation device to the closed position or by inserting a plug device in the wellbore. Although the first lateral wellbore can then be considered the working wellbore, the isolation device in the closed position can prevent the penetration of production or pressure from the first lateral wellbore into other sections of the wellbore, including additional lateral wellbores. A diverting device, such as a diverter wedge or diverter, may be located inside the wellbore, and the pipe may be located inside the wellbore to stimulate the second side wellbore. The pipeline may comprise a fracturing column, or a short or intermediate completion column, as previously described. The pipeline may isolate the first lateral wellbore from the pressure applied to the second lateral wellbore during stimulation. The pipeline and branch device can be removed after the intensification of the second side wellbore and any additional sidetracks. The second lateral wellbore may also comprise an isolation device configured to isolate the second lateral wellbore after intensification. An isolation device located inside the first side wellbore may be reopened to allow the production and pressure of the first side well to be connected to the production and pressure of the second side well. Additional isolation devices may be located in additional sidetracks of a multilateral well, and additional sidetracks of a well may be intensified and isolated in an identical manner.

Эти иллюстративные аспекты и примеры приведены с целью представления читателю общего описания объекта изобретения, раскрытого в настоящем описании, и не предназначены для ограничения объема раскрытых идей. Следующие разделы описывают различные дополнительные характерные особенности и примеры со ссылками на чертежи, на которых одинаковые номера обозначают одинаковые элементы, а термины описания направления и положения используются для описания иллюстративных аспектов, однако, аналогично иллюстративным аспектам, не предназначены для ограничения настоящего изобретения. These illustrative aspects and examples are provided to provide the reader with a general description of the subject matter disclosed herein, and are not intended to limit the scope of the ideas disclosed. The following sections describe various additional features and examples with reference to the drawings, in which like numbers denote like elements, and the terms describing directions and positions are used to describe illustrative aspects, however, similarly to illustrative aspects, are not intended to limit the present invention.

На фиг. 1 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы, содержащей ствол, являющийся основным стволом 102 скважины, проходящим через поверхность 104 и различные пласты почвы. Основной ствол 102 скважины является стволом скважины, от которого отходит по меньшей мере один боковой ствол скважины. "Основной ствол скважины" может также являться боковым стволом скважины. Первый боковой ствол 106 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 102 скважины. Второй боковой ствол 108 скважины расположен над первым боковым стволом 106 скважины и отходит по существу горизонтально от основного ствола 102 скважины. In FIG. 1 is a sectional view of an example of a multi-barrel borehole system comprising a wellbore, which is a main wellbore 102 extending through a surface 104 and various soil layers. The main wellbore 102 is a wellbore from which at least one lateral wellbore departs. The "main wellbore" may also be a lateral wellbore. The first side wellbore 106 extends substantially horizontally from the main wellbore 102. A second lateral wellbore 108 is located above the first lateral wellbore 106 and extends substantially horizontally from the main wellbore 102.

Основной ствол 102 скважины содержит обсадную колонну 110, цементированную на верхнем участке основного ствола 102 скважины. Обсадная колонна 112 хвостовика основного ствола 102 скважины содержит приемное гнездо 114, которые может являться полированным приемным гнездом отверстия или другим типом приемного гнезда, расположенное над подвесным устройством 116 для хвостовика. Подвесное устройство 116 для хвостовика может также являться анкером. Обсадная колонна 112 хвостовика может быть цементирована или нецементирована, и может составлять часть колонны заканчивания. Обсадная колонна 118 хвостовика первого бокового ствола 106 скважины подвешена от подвесного устройства 116 для хвостовика и проходит в первый боковой ствол 106 скважины. Обсадная колонна 118 хвостовика может быть цементирована или нецементирована, и может составлять часть колонны заканчивания. Обсадная колонна 118 хвостовика проходит вдоль длины первого бокового ствола 106 скважины. Устройство 124 изоляции расположено внутри обсадной колонны 112 хвостовика основного ствола 102 скважины. Устройство 124 изоляции содержит закрывающий компонент 126, изображенный на фиг. 1 в открытом положении. Устройство 124 изоляции может быть расположено в других участках внутри основного ствола 102 скважины, в том числе внутри обсадной колонны 110 основного ствола 102 скважины, внутри промежуточной обсадной колонны, внутри отдельной колонны заканчивания, расположенной внутри основного ствола 102 скважины, или в других подходящих участках. The main wellbore 102 comprises a casing 110 cemented in an upper portion of the main wellbore 102. The liner liner 112 of the main wellbore 102 comprises a receptacle 114, which may be a polished hole receptacle or other type of receptacle located above the liner suspension device 116. The liner hanger 116 may also be an anchor. The liner casing 112 may be cemented or non-cemented, and may form part of a completion string. The liner casing 118 of the first lateral wellbore 106 is suspended from the liner pendant 116 and extends into the first lateral wellbore 106. The liner casing 118 may be cemented or non-cemented, and may form part of the completion string. A liner casing 118 extends along the length of the first wellbore 106. An isolation device 124 is located inside the liner 112 of the liner of the main wellbore 102. The isolation device 124 comprises a closure component 126 shown in FIG. 1 in the open position. Isolation device 124 may be located in other areas within the main wellbore 102, including inside the casing 110 of the main wellbore 102, inside the intermediate casing, inside a separate completion string located inside the main wellbore 102, or in other suitable areas.

Еще одна обсадная колонна 120 хвостовика может быть подвешена от анкера, такого как анкер 122 необсаженного ствола, расположенного внутри второго бокового ствола 108 скважины. Обсадная колонна 120 хвостовика проходит вдоль длины второго бокового ствола 108 скважины. Еще одно устройство 128 изоляции расположено в обсадной колонне 120 хвостовика второго бокового ствола 108 скважины. Любой из первого бокового ствола 106 скважины и второго бокового ствола 108 скважины может быть интенсифицирован первым с использованием трубопровода, расположенного внутри соответствующего бокового ствола скважины. Например, если первым интенсифицируют первый боковой ствол 106 скважины, устройство 124 изоляции может быть закрыто после интенсификации первого бокового ствола 106 скважины путем перевода закрывающего компонента 126 в закрытое положение. Another liner casing 120 may be suspended from an anchor, such as open hole anchor 122, located within the second side wellbore 108. A liner casing 120 extends along the length of the second side wellbore 108. Another isolation device 128 is located in the liner 120 of the liner of the second side wellbore 108. Any of the first lateral wellbore 106 and the second lateral wellbore 108 may be stimulated first using a pipe located within the corresponding lateral wellbore. For example, if the first lateral wellbore 106 is first intensified, the isolation device 124 may be closed after the first lateral wellbore 106 has been intensified by moving the closure component 126 to the closed position.

При нахождении устройства 124 изоляции в закрытом положении второй боковой ствол 108 скважины может быть интенсифицирован без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины". Устройство 128 изоляции, расположенное внутри второго бокового ствола 108 скважины также может изолировать второй боковой ствол 108 скважины от остального ствола скважины при нахождении в закрытом положении. Добыча первого бокового ствола 106 скважины и добыча второго бокового ствола 108 скважины могут быть соединены после интенсификации второго бокового ствола 108 скважины путем перемещения устройства 124 изоляции в открытое положение и удержания устройства 128 изоляции в открытом положении. Альтернативно устройство 128 изоляции, расположенное внутри второго бокового ствола 108 скважины может быть перемещено в закрытое положение для изоляции добычи и давления из второго бокового ствола 108 скважины от остального ствола скважины. Дополнительные боковые стволы скважины могут также содержать устройство изоляции для избирательной изоляции боковых стволов скважины после интенсификации или перфорации.When the isolation device 124 is in the closed position, the second side wellbore 108 can be intensified without the need to match the “working well” scenario. An isolation device 128 located within the second lateral wellbore 108 may also isolate the second lateral wellbore 108 from the rest of the wellbore while in the closed position. The production of the first side wellbore 106 and the production of the second side well 108 can be connected after the stimulation of the second side well 108 by moving the isolation device 124 to the open position and holding the isolation device 128 in the open position. Alternatively, an isolation device 128 located within the second side wellbore 108 may be moved to the closed position to isolate production and pressure from the second side wellbore 108 from the rest of the wellbore. Additional sidetracks may also include an isolation device for selectively isolating sidetracks after stimulation or perforation.

На фиг. 2A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 204 изоляции, расположенным в обсадной колонне 206 основного ствола 208 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 208 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины отходит по существу горизонтально от основного ствола 208 скважины над первым боковым стволом 210 скважины. Устройство 204 изоляции расположено под соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Устройство 204 изоляции содержит закрывающий компонент 214, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 2A в открытом положении. Закрывающий компонент 214 может быть удержан в открытом положении внутренним кожухом или другим устройством, хотя в других аспектах могут быть использованы другие закрывающие компоненты. Закрывающий компонент 214 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 214 проходит по диаметру обсадной колонны 206, изолируя или закрывая первый боковой ствол 210 скважины. Приемное гнездо 216 расположено в обсадной колонне 218 хвостовика основного ствола 208 скважины, между подвесным устройством 217 хвостовика и устройством 204 изоляции. Подвесное устройство 217 для хвостовика может также являться якорем. В другом аспекте приемное гнездо 216 может быть расположено над устройством 204 изоляции. In FIG. 2A is a cross-sectional view of an example of a multi-barrel well system with an isolation device 204 located in a casing 206 of a main wellbore 208. The first side wellbore 210 extends substantially horizontally from the main wellbore 208. The second wellbore 212 extends substantially horizontally from the main wellbore 208 above the first wellbore 210. An isolation device 204 is located beneath the connection between the main wellbore 208 and the second side wellbore 212. The insulation device 204 comprises a closure component 214, which is a shutter or other type of component, shown in FIG. 2A in the open position. The closure component 214 may be held open by an inner casing or other device, although other closure components may be used in other aspects. The closure component 214 is also configured to be in a closed position. In the closed position, the closure component 214 extends along the diameter of the casing 206, isolating or closing the first wellbore 210. A receiving socket 216 is located in the liner casing 218 of the main liner 208 of the wellbore, between the liner suspension device 217 and the isolation device 204. The shank suspension device 217 may also be an anchor. In another aspect, receptacle 216 may be located above isolation device 204.

Насосно-компрессорная колонна 220 расположена внутри основного ствола 208 скважины и проходит к поверхности основного ствола 208 скважины. Насосно-компрессорная колонна 220 содержит уплотнитель или узел 222 уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 216 или спущенный в него. Интенсификация или гидравлический разрыв первого бокового ствола 210 скважины может быть обеспечен насосно-компрессорной колонной 220. Давление, прикладываемое к первому боковому стволу 210 скважины во время интенсификации, может быть изолировано насосно-компрессорной колонной 220, проходящей к поверхности основного ствола 208 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 210 скважины насосно-компрессорная колонна 220 может быть удалена, а закрывающий компонент 214 может быть закрыт. При нахождении закрывающего компонента 214 в закрытом положении устройство изоляции 204 находится в закрытом положении, а выход добычи и давления первого бокового ствола 210 скважины из первого бокового ствола 210 скважины исключен. Дополнительное устройство изоляции может также быть расположенным внутри второго бокового ствола 212 скважины для изоляции или закрывания второго бокового ствола 212 скважины после его интенсификации.The tubing string 220 is located inside the main wellbore 208 and extends to the surface of the main wellbore 208. The tubing string 220 comprises a seal or a seal assembly 222 latched into or lowered into a receptacle 216. The stimulation or hydraulic fracture of the first side wellbore 210 may be provided by the tubing string 220. The pressure applied to the first side wellbore 210 during the stimulation may be isolated by the tubing string 220 extending to the surface of the main wellbore 208. After intensification of the first side wellbore 210 of the well, tubing string 220 may be removed and the closure component 214 may be closed. When the closure component 214 is in the closed position, the isolation device 204 is in the closed position, and the production and pressure output of the first side wellbore 210 from the first sidewall 210 of the well is excluded. An additional isolation device may also be located inside the second side wellbore 212 to isolate or close the second sidebore 212 after intensification.

В другом примере насосно-компрессорная колонна 220 может содержать удлинение, расположенное под уплотнителем или узлом 222 уплотнения. Удлинение и уплотнитель или узел 222 уплотнения могут быть защелкнуты или спущены в приемное гнездо 216. Удлинение может обеспечивать перемещение закрывающего компонента 214 из открытого положения в закрытое положение при убирании насосно-компрессорной колонны 220 из основного ствола 208 скважины. Удлинение может также защищать приемное гнездо 216 и устройство 204 изоляции от повреждения. Например, удлинение может защищать приемное гнездо 216 и устройство 204 изоляции во время интенсификации первого бокового ствола 210 скважины.In another example, tubing string 220 may include an extension located beneath the seal or seal assembly 222. The extension and the seal or seal assembly 222 can be latched or lowered into the receptacle 216. The extension can move the closure component 214 from the open position to the closed position when the tubing string 220 is removed from the main wellbore 208. The extension may also protect the receiving socket 216 and the isolation device 204 from damage. For example, an extension may protect the receiving socket 216 and isolation device 204 during the stimulation of the first side wellbore 210.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена в основной ствол 208 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 220. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 216 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать анкерное устройство, такое как пакер, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 208 скважины над соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 208 скважины и первого бокового ствола 210 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и второго бокового ствола скважины от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 210 скважины во время интенсификации. In another example, a completion string, such as a short or intermediate completion string, may be introduced into the main wellbore 208 instead of the tubing string 220. The completion string may include a seal or seal assembly latched into or lowered into receptacle 216. The completion column may also include an anchor device, such as a packer, that can install the completion column inside the main wellbore 208 above the connection between the main wellbore 208 and the second side wellbore 212. The first lateral wellbore 210 may be intensified using the casing of the main wellbore 208 and the first lateral wellbore 210. The completion column is configured to isolate the joint and the second side wellbore from the pressure applied to the first side wellbore 210 during the stimulation.

На фиг. 2B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 2A с закрывающим компонентом 214 устройства 204 изоляции в закрытом положении. Отводное устройство 230, изображенное на виде сбоку, может быть введено в основной ствол 208 скважины и защелкнуто или спущено в защелочное соединение 232 непосредственно под соединением между вторым боковым стволом 212 скважины и основным стволом 208 скважины. В другом примере отводное устройство 230 может быть защелкнуто в другом типе анкера или установочного приспособления или спущено в него. Насосно-компрессорная колонна 236 с уплотнителем или узлом 238 уплотнения может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо 240, расположенное внутри обсадной колонны 242 хвостовика второго бокового ствола 212 скважины. Насосно-компрессорная колонна 236 может проходить к поверхности основного ствола 208 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины может быть безопасно интенсифицирован насосно-компрессорной колонной 236 без необходимости его учета в сценарии "рабочей скважины" при нахождении устройства 204 изоляции в закрытом положении, изолирующего рабочий первый боковой ствол 210 скважины от второго бокового ствола 212 скважины. Первый боковой ствол 210 скважины и соединение между вторым боковым стволом 212 скважины и основным стволом 208 скважины могут быть изолированы от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 212 скважины во время интенсификации насосно-компрессорной колонной 236. In FIG. 2B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 2A with a cover component 214 of the isolation device 204 in the closed position. The lateral outlet device 230 may be inserted into the main wellbore 208 and latched or lowered into the latch connection 232 directly below the connection between the second side wellbore 212 and the main wellbore 208. In another example, the outlet device 230 may be snapped into or lowered into another type of anchor or fixture. The tubing 236 with a seal or seal assembly 238 may be latched or lowered into a receptacle 240 located within the liner 242 of the liner of the second side well 212. The tubing string 236 may extend to the surface of the main wellbore 208. The second lateral wellbore 212 can be safely intensified by the tubing string 236 without having to take it into account in the “working well” scenario when the isolation device 204 is in the closed position, isolating the working first lateral wellbore 210 from the second lateral wellbore 212. The first lateral wellbore 210 and the connection between the second lateral wellbore 212 and the main wellbore 208 can be isolated from the pressure applied to the second lateral wellbore 212 during the stimulation of the tubing string 236.

После осуществления интенсификации второго боковой ствола 212 скважины устройство 204 изоляции может быть повторно открыто. При нахождении устройства 204 изоляции в открытом положении добыча от первого бокового ствола 210 скважины и второго бокового ствола 212 скважины может быть соединена. Устройство 204 изоляции может быть открыто вскоре после интенсификации второго бокового ствола 212 скважины или позже. Второй боковой ствол 212 скважины может также содержать дополнительное устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции или закрывания второго бокового ствола 212 скважины, в соответствии требованиями, после интенсификации.After intensification of the second side wellbore 212, the isolation device 204 may be reopened. When the isolation device 204 is in the open position, production from the first side wellbore 210 and the second side wellbore 212 may be connected. The isolation device 204 may be opened shortly after intensification of the second side wellbore 212 or later. The second lateral wellbore 212 may also comprise an additional isolation device configured to isolate or close the second lateral wellbore 212, as required, after stimulation.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена во второй боковой ствол 212 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 236. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 240 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать анкерное устройство, такое как пакер, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 208 скважины над соединением между основным стволом 208 скважины и вторым боковым стволом 212 скважины. Второй боковой ствол 212 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 208 скважины и второго бокового ствола 212 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и первого бокового ствола 210 скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 212 скважины во время интенсификации. In another example, a completion string, such as a short or intermediate completion string, may be introduced into a second wellbore 212 instead of a tubing string 236. The completion string may include a seal or seal assembly latched into or lowered into receptacle 240. The completion column may also include an anchor device, such as a packer, that can install the completion column inside the main wellbore 208 above the connection between the main wellbore 208 and the second side wellbore 212. The second side wellbore 212 may be intensified using the casing of the main wellbore 208 and the second sidebore 212 of the well. The completion column is configured to isolate the joint and the first side wellbore 210 from the pressure applied to the second side wellbore 212 during the stimulation.

На фиг. 3A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 400 изоляции, расположенным в обсадной колонне 402 хвостовика основного ствола 406 скважины над подвесным устройством 403 хвостовика первого бокового ствола 404 скважины. Устройство 400 изоляции содержит закрывающий компонент 408, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 3A в открытом положении. Закрывающий компонент 408 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 408 проходит по диаметру обсадной колонны 402 хвостовика и образует уплотнение с ней. Приемное гнездо 410 расположено в обсадной колонне 402 хвостовика над устройством 400 изоляции. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания расположена внутри основного ствола 406 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания содержит пакер 414, расположенный над соединением между вторым боковым стволом 416 скважины и основным стволом 406 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания также содержит уплотнитель или узел 418 уплотнения. Уплотнитель или узел 418 уплотнения спущен в приемное гнездо 410 или защелкнут в нем. Первый боковой ствол скважины 404 может быть интенсифицирован путем гидравлического разрыва с использованием обсадной колонны 401 основного ствола 406 скважины и первого бокового ствола 404 скважины. Короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания выполнена с возможностью изоляции второго бокового ствола 416 скважины и соединения между основным стволом скважины 406 и вторым боковым стволом 416 скважины от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 404 скважины во время интенсификации. In FIG. 3A is a cross-sectional view of an example of a multi-barrel well system with an isolation device 400 located in the liner casing 402 of the main liner 406 of the well above the liner 403 of the liner of the first side well 404. The isolation device 400 comprises a closure component 408, which is a shutter or other type of component, shown in FIG. 3A in the open position. The closure component 408 is also configured to be in a closed position. In the closed position, the closure component 408 extends along the diameter of the liner casing 402 and forms a seal therewith. A receiving socket 410 is located in the liner casing 402 above the isolation device 400. A short or intermediate completion string 412 is located within the main wellbore 406. The short or intermediate completion column 412 comprises a packer 414 located above the joint between the second side wellbore 416 and the main wellbore 406. The short or intermediate completion column 412 also includes a seal or seal assembly 418. The seal or seal assembly 418 is lowered into or latched into receptacle 410. The first lateral wellbore 404 can be intensified by fracturing using the casing 401 of the main wellbore 406 and the first lateral wellbore 404. The short or intermediate completion column 412 is configured to isolate the second side wellbore 416 and the connection between the main wellbore 406 and the second sidebore 416 from pressure applied to the first sidebore 404 of the well during stimulation.

В другом аспекте насосно-компрессорная колонна может быть защелкнута или спущена в приемное гнездо 410 и проходить к поверхности основного ствола 406 скважины. Насосно-компрессорная колонна может обеспечивать изоляцию давления во время интенсификации первого бокового ствола 404 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 404 скважины короткая или промежуточная колонна 412 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 408 может быть закрыт. Первый боковой ствол 404 скважины может считаться рабочим стволом скважины после осуществления интенсификации. Добыча и давление внутри рабочего первого бокового ствола 404 скважины могут быть изолированы от остальной многоствольной скважины закрытым устройством 400 изоляции. При изоляции рабочего первого бокового ствола 404 скважины, второй боковой ствол 416 скважины может быть безопасно интенсифицирован без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины". В некоторых примерах удлинение может проходить под уплотнителем или узлом 418 уплотнения и проходить над устройством 400 изоляции. Удлинение может защищать устройство 400 изоляции от повреждения во время интенсификации или во время осуществления других скважинных операций на первом боковом стволе 404 скважины.In another aspect, the tubing can be snapped or lowered into a receptacle 410 and extend to the surface of the main wellbore 406. The tubing string may provide pressure isolation during stimulation of the first side wellbore 404. After intensification of the first side wellbore 404, the short or intermediate completion string 412 may be removed and the closure component 408 may be closed. The first lateral wellbore 404 may be considered a working wellbore after stimulation. The production and pressure within the working first side wellbore 404 of the well may be isolated from the rest of the multilateral well by a closed isolation device 400. By isolating the working first side wellbore 404, the second sidebore 416 of the well can be safely intensified without the need for its “working well” scenario. In some examples, elongation may extend below the seal or seal assembly 418 and extend above the insulation 400. An extension may protect the isolation device 400 from damage during stimulation or during other downhole operations on the first side wellbore 404.

На фиг. 3B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 3A и пример интенсификации второго бокового ствола 416 скважины. Отводное устройство 420 может быть введено в основной ствол 406 скважины и защелкнуто или спущено в защелочное соединение 421, расположенное рядом с соединением и под ним между вторым боковым стволом 416 скважины и основным стволом 406 скважины. В другом примере отводное устройство 420 может быть защелкнуто или спущено в другую подходящую защелку в сборе или анкерное устройство. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания с уплотнителем или узлом 426 уплотнения может быть спущена во второй боковой ствол 416 скважины и защелкнута в приемном гнезде 428, расположенном внутри обсадной колонны 430 хвостовика второго бокового ствола 416 скважины, или спущена в него. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания может быть установлена пакером 422 в основном стволе 406 скважины. Второй боковой ствол 416 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны 401 основного ствола 406 скважины и второго бокового ствола 416 скважины. Короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания выполнена с возможностью изоляции соединения и первого бокового ствола 404 скважины от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 416 скважины во время интенсификации. In FIG. 3B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 3A and an example of stimulation of the second side wellbore 416. The diverting device 420 may be inserted into the main wellbore 406 and latched or lowered into the latch connection 421 located adjacent to and below the connection between the second side wellbore 416 and the main wellbore 406. In another example, the outlet device 420 may be snapped or lowered into another suitable latch assembly or anchor device. A short or intermediate completion string 424 with a seal or seal assembly 426 may be lowered into or lowered into a second receptacle 428 located inside the liner casing 430 of the liner of the second lateral well 416. A short or intermediate completion string 424 may be installed by the packer 422 in the main wellbore 406. The second lateral wellbore 416 may be intensified using casing 401 of the main wellbore 406 and the second lateral wellbore 416. The short or intermediate completion string 424 is configured to isolate the joint and the first side wellbore 404 from the pressure applied to the second side wellbore 416 during the stimulation.

После интенсификации второго бокового ствола 416 скважины короткая или промежуточная колонна 424 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 408 устройства 400 изоляции может быть повторно открыт. Добыча и давление первого бокового ствола 404 скважины и второго бокового ствола 416 скважины могут быть соединены посредством закрывающего компонента 408 в открытом положении. Закрывающий компонент 408 может быть открыт вскоре после интенсификации второго бокового ствола 416 скважины, например, по существу одновременно, или позже. В другом примере второй боковой ствол 416 скважины может содержать устройство изоляции, выполненное с возможностью изоляции второго бокового ствола 416 скважины после его интенсификации, обеспечивая возможность интенсификации дополнительных боковых стволов скважины без необходимости его соответствия сценарию "рабочей скважины".After intensification of the second side wellbore 416, the short or intermediate completion string 424 may be removed and the closure component 408 of the isolation device 400 may be reopened. The production and pressure of the first side wellbore 404 and the second side wellbore 416 can be connected by means of the closure component 408 in the open position. The closure component 408 may be opened shortly after the stimulation of the second side wellbore 416, for example, substantially simultaneously, or later. In another example, the second lateral wellbore 416 may include an isolation device configured to isolate the second lateral wellbore 416 after its intensification, allowing the intensification of additional lateral wellbores without the need for its “working well” scenario.

В другом примере насосно-компрессорная колонна с уплотнителем или узлом уплотнения может быть защелкнута в приемном гнезде 428 или спущена в него вместо короткой или промежуточной колонны 424 заканчивания. Насосно-компрессорная колонна может проходить к поверхности основного ствола 406 скважины. Интенсификация или гидравлический разрыв второго бокового ствола 416 скважины может быть обеспечен насосно-компрессорной колонной. Трубопровод может также изолировать давление, прикладываемое ко второму боковому стволу 416 скважины во время интенсификации. In another example, a tubing string with a seal or seal assembly may be snapped into or out of receptacle 428 instead of a short or intermediate termination string 424. The tubing string may extend to the surface of the main wellbore 406. The intensification or hydraulic fracturing of the second side wellbore 416 may be provided by a tubing string. The pipeline may also isolate the pressure applied to the second side wellbore 416 during the stimulation.

На фиг. 4A представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с короткой или промежуточной колонной 500 заканчивания, изображенной на виде сбоку, содержащей устройство 502 изоляции, расположенное внутри основного ствола 505 скважины. Короткая или промежуточная колонна 500 заканчивания содержит пакер 508, расположенный над устройством 502 изоляции в короткой или промежуточной колонне 500 заканчивания. Приемное гнездо 510 расположено над пакером 508. Уплотнитель или узел 509 уплотнения расположен под устройством 502 изоляции. Устройство 502 изоляции содержит закрывающий компонент 512, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 4A в открытом положении. Закрывающий компонент 512 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении и изоляции первого бокового ствола 504 скважины. Уплотнитель или узел 509 уплотнения защелкнут в приемном гнезде 514 в обсадной колонне 516 хвостовика основного ствола 505 скважины над подвесным устройством 507 хвостовика первого бокового ствола 504 скважины или спущен в него. Насосно-компрессорная колонна 518 может проходить от поверхности основного ствола 505 скважины, а уплотнитель или узел 517 уплотнения насосно-компрессорной колонны 518 может быть защелкнут в приемном гнезде 510 короткой или промежуточной колонны 500 заканчивания или спущен в него. Интенсификация первого бокового ствола 504 скважины может быть обеспечена насосно-компрессорной колонной 518. Давление, прикладываемое к первому боковому стволу 504 скважины во время интенсификации, может быть изолировано насосно-компрессорной колонной 518. После интенсификации рабочий первый боковой ствол 504 скважины может быть изолирован путем закрывания закрывающего компонента 512. Дополнительные боковые стволы скважины могут быть безопасно интенсифицированы рабочим первым боковым стволом 504 скважины, изолированным от стальной многоствольной скважины.In FIG. 4A is a cross-sectional view of an example of a multi-barrel well system with a short or intermediate completion string 500, shown in side view, containing an isolation device 502 located within the main wellbore 505. The short or intermediate completion column 500 comprises a packer 508 located above the isolation device 502 in the short or intermediate completion column 500. A receptacle 510 is located above the packer 508. A sealant or seal assembly 509 is located below the isolation device 502. The isolation device 502 comprises a closure component 512, which is a shutter or other type of component shown in FIG. 4A in the open position. The closure component 512 is also configured to be in the closed position and isolate the first side wellbore 504. The sealant or seal assembly 509 is latched to or lowered into or out of the receptacle 514 in the liner 516 of the liner of the main wellbore 505 above the suspension device 507 of the liner of the first lateral wellbore 504. The tubing string 518 may extend from the surface of the main wellbore 505, and the seal or seal assembly 517 of the tubing string 518 may snap into or out of the receptacle 510 of the short or intermediate completion string 500. The stimulation of the first side wellbore 504 may be provided by the tubing string 518. The pressure applied to the first side wellbore 504 during the stimulation may be isolated by the tubing 518. After the stimulation, the working first side wellbore 504 may be isolated by closing a blocking component 512. Additional wellbores can be safely intensified by the working first wellbore 504 isolated from the steel core Aulnay well.

В другом примере колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть введена в основной ствол 505 скважины вместо насосно-компрессорной колонны 518. Колонна заканчивания может содержать уплотнитель или узел уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 510 или спущенный в него. Колонна заканчивания может также содержать пакер или другое анкерное устройство, которое может устанавливать колонну заканчивания внутри основного ствола 505 скважины над соединением между основным стволом 505 скважины и вторым боковым стволом 506 скважины. Первый боковой ствол 504 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной колонны основного ствола 505 скважины и первого бокового ствола 504 скважины. Колонна заканчивания выполнена с возможностью изоляции давления, прикладываемого к первому боковому стволу 504 скважины во время интенсификации. In another example, a completion column, such as a short or intermediate completion column, may be introduced into the main wellbore 505 instead of the tubing 518. The completion column may comprise a seal or a seal assembly latched into or lowered into receptacle 510. The completion column may also comprise a packer or other anchor device that may install a completion column inside the main wellbore 505 above the connection between the main wellbore 505 and the second side wellbore 506. The first lateral wellbore 504 may be intensified using the casing of the main wellbore 505 and the first lateral wellbore 504. The completion column is configured to isolate the pressure applied to the first side wellbore 504 of the well during stimulation.

В другом примере устройство изоляции может быть расположено внутри второго бокового ствола 506 скважины. Интенсификация второго бокового ствола 506 скважины может быть осуществлена до интенсификации первого бокового ствола 504 скважины. Устройства изоляции, закрывающие второй боковой ствол 506 скважины и первый боковой ствол 504 скважины, соответственно, выполнены с возможностью отдельного открывания и закрывания для управления соединением добычи и давления от соответствующих стволов скважины. Устройства изоляции выполнены с возможностью закрывания в любое время существования скважины. Например, устройство изоляции внутри бокового ствола скважины может быть закрыто при уменьшении добычи бокового ствола скважины до такого размера, что доля его добычи не является достаточной, или из-за того, что уменьшение добычи бокового ствола скважины уменьшает добычу из других участков ствола скважины. Устройство изоляции также может быть закрыто в случае добычи боковым стволом скважины нежелательных избыточных продуктов, например, воды. Устройство изоляции может быть закрыто в случае необходимости повторного проникновения в участок остальной многоствольной скважины и его ремонта.In another example, an isolation device may be located within the second side wellbore 506. The stimulation of the second side wellbore 506 may be carried out before the intensification of the first side wellbore 504. Isolation devices covering the second lateral wellbore 506 and the first lateral wellbore 504, respectively, are configured to separately open and close to control production and pressure connections from respective wellbores. Insulation devices are capable of closing at any time during the well’s existence. For example, the isolation device inside the sidetrack can be closed by reducing the production of the sidetrack to such a size that the proportion of production is not sufficient, or because reducing the production of the sidetrack reduces production from other sections of the wellbore. The isolation device can also be closed in case of production of unwanted surplus products, for example, water, by the lateral wellbore. The isolation device can be closed if it is necessary to re-penetrate the area of the rest of the multilateral well and repair it.

На фиг. 4B представлен вид в сечении многоствольной скважинной системы по фиг. 4A и пример интенсификации второго бокового ствола 506 скважины. После интенсификации первого бокового ствола 504 скважины, отводное устройство 520 может быть опущено в основной ствол 505 скважины и расположено непосредственно под соединением между основным стволом 505 скважины и вторым боковым стволом 506 скважины. Насосно-компрессорная колонна 522 может быть защелкнута в приемном гнезде 524 в обсадной колонне 526 хвостовика второго бокового ствола 506 скважины или спущена в него. Насосно-компрессорная колонна 522 может проходить к поверхности основного ствола 505 скважины. Интенсификация второго бокового ствола 506 скважины может быть обеспечена насосно-компрессорной колонной 522. В другом аспекте колонна заканчивания, такая как короткая или промежуточная колонна заканчивания, может быть защелкнута во второй боковой ствол 506 скважины или спущена в него, а второй боковой ствол 506 скважины может быть интенсифицирован с использованием обсадной трубы. Первый боковой ствол 504 скважины и соединение могут быть изолированы от давления, прикладываемого ко второму боковому стволу 506 скважины во время интенсификации насосно-компрессорной колонной 522, проходящей к поверхности основного ствола 505 скважины. После интенсификации второго бокового ствола 506 скважины закрывающий компонент 512 изолирующего устройства 502 внутри основного ствола 505 скважины может быть повторно открыт, обеспечивая доступ к первому боковому стволу 504 скважины. При нахождении закрывающего компонента 512 в открытом положении добыча первого бокового ствола 504 скважины и добыча второго бокового ствола 506 скважины могут быть соединены. In FIG. 4B is a sectional view of the multi-barrel borehole system of FIG. 4A and an example of stimulation of the second side wellbore 506. After intensification of the first side wellbore 504, the tap 520 may be lowered into the main wellbore 505 and located directly below the connection between the main wellbore 505 and the second side wellbore 506. The tubing 522 may be snapped into or out of the receiving socket 524 in the casing 526 of the liner of the second side wellbore 506. The tubing string 522 may extend to the surface of the main wellbore 505. The stimulation of the second side wellbore 506 may be provided by the tubing string 522. In another aspect, the completion string, such as a short or intermediate completion string, may be snapped into or lowered into the second side wellbore 506, and the second side wellbore 506 may be intensified using casing. The first side wellbore 504 and the joint may be isolated from the pressure applied to the second side wellbore 506 during the stimulation of the tubing string 522 extending to the surface of the main wellbore 505. After intensification of the second side wellbore 506, the closure component 512 of the isolation device 502 inside the main wellbore 505 can be reopened, providing access to the first side wellbore 504. When the closure component 512 is in the open position, the production of the first side wellbore 504 and the production of the second side wellbore 506 can be connected.

На фиг. 5 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством 600 изоляции, расположенным в обсадной колонне 602 хвостовика основного ствола 604 многоствольной скважины, содержащей первый боковой ствол 606 скважины и второй боковой ствол 608 скважины. В другом аспекте дополнительные устройства изоляции могут быть расположены внутри обсадной колонны хвостовика дополнительных боковых стволов скважины. Устройство 600 изоляции расположено между приемным гнездом 610 внутри обсадной колонны 602 хвостовика и подвесным устройством 612 хвостовика. В другом аспекте устройство 600 изоляции может быть расположено в другом месте в обсадной колонне хвостовика. Устройство 600 изоляции содержит закрывающий компонент 614, который является заслонкой или другим типом компонента, изображенный на фиг. 5 в открытом положении. Закрывающий компонент 614 также выполнен с возможностью нахождения в закрытом положении. В закрытом положении закрывающий компонент 614 проходит по диаметру обсадной колонны 602 хвостовика и может образовывать уплотнение с обсадной колонной 602 хвостовика. Первый боковой ствол 606 скважины может быть изолирован от остальной многоствольной скважинной системы, включая основной ствол 604 скважины и любые дополнительные боковые стволы скважины, при нахождении закрывающего компонента 614 устройства 600 изоляции в закрытом положении. In FIG. 5 is a cross-sectional view of an example of a multilateral well system with an isolation device 600 located in the casing string 602 of the main liner 604 of the multilateral well containing the first side wellbore 606 and the second side wellbore 608. In another aspect, additional isolation devices may be located within the liner casing of the additional side boreholes. An isolation device 600 is positioned between the receptacle 610 inside the liner casing 602 and the liner suspension device 612. In another aspect, isolation device 600 may be located elsewhere in the liner casing. The isolation device 600 comprises a closure component 614, which is a shutter or other type of component, shown in FIG. 5 in the open position. The closure component 614 is also configured to be in a closed position. In the closed position, the closure component 614 extends along the diameter of the liner casing 602 and can form a seal with the liner casing 602. The first lateral wellbore 606 may be isolated from the rest of the multi-wellbore system, including the main wellbore 604 and any additional lateral wellbores, while the closure component 614 of the isolation device 600 is in the closed position.

Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания расположена внутри основного ствола 604 скважины и установлена над соединением между основным стволом 604 скважины и вторым боковым стволом 608 скважины посредством пакера 618. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания также может являться промежуточной колонной заканчивания. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания содержит уплотнитель или узел 620 уплотнения, защелкнутый в приемном гнезде 610 или спущенный в него. Короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания также содержит удлинение 622 под уплотнителем или узлом 620 уплотнения. Удлинение 622 проходит на достаточное расстояние в длину для прохождения устройства 600 изоляции. Удлинение 622 может защищать устройство 600 изоляции от повреждений, например, эрозии. Интенсификация или гидравлический разрыв первого бокового ствола 606 скважины может быть обеспечен обсадной колонной 624 основного ствола 604 скважины. Соединение и второй боковой ствол 506 скважины могут быть изолированы от давления, прикладываемого к первому боковому стволу 606 скважины во время интенсификации посредством короткой или промежуточной колонны 616 заканчивания. В другом аспекте насосно-компрессорная колонна, отходящая от поверхности основного ствола 604 скважины, может быть использована вместо короткой или промежуточной колонны 616 заканчивания, а интенсификация первого бокового ствола 606 скважины может быть осуществлена насосно-компрессорной колонной. После интенсификации первого бокового ствола 606 скважины короткая или промежуточная колонна 616 заканчивания может быть удалена, а закрывающий компонент 614 может быть закрыт. Удлинение 622 может перемещать закрывающий компонент 614 из открытого положения в закрытое положение при его убирании из обсадной колонны 602 хвостовика. Второй боковой ствол 608 скважины может быть интенсифицирован любым подходящим способом, как описано со ссылкой на различные аспекты настоящего изобретения.A short or intermediate completion column 616 is located within the main wellbore 604 and is mounted above the connection between the main wellbore 604 and the second side wellbore 608 by a packer 618. The short or intermediate completion column 616 may also be an intermediate completion column. The short or intermediate completion column 616 comprises a seal or seal assembly 620 latched into or lowered into a receptacle 610. The short or intermediate completion column 616 also includes an extension 622 below the seal or seal assembly 620. The extension 622 extends a sufficient distance in length for the isolation device 600 to pass. An extension 622 may protect the isolation device 600 from damage, such as erosion. Stimulation or hydraulic fracturing of the first side wellbore 606 may be provided by casing 624 of the main wellbore 604. The connection and the second lateral wellbore 506 may be isolated from the pressure applied to the first lateral wellbore 606 during the stimulation by means of a short or intermediate completion column 616. In another aspect, the tubing string extending from the surface of the main wellbore 604 may be used in place of the short or intermediate completion string 616, and the first tubing 606 may be intensified by the tubing string. After intensification of the first side wellbore 606, the short or intermediate completion string 616 may be removed, and the closure component 614 may be closed. An extension 622 can move the closure component 614 from the open position to the closed position when it is removed from the liner casing 602. The second lateral wellbore 608 may be intensified in any suitable manner, as described with reference to various aspects of the present invention.

На фиг. 6 представлен вид в сечении примера многоствольной скважинной системы с устройством изоляции, являющимся пробочным устройством 702, изображенным сбоку, которая проходит через колонну 704 заканчивания, расположенную внутри обсадной колонны 712 хвостовика основного ствола 706 скважины. После интенсификации или перфорации первого бокового ствола 714 скважины, колонна 704 заканчивания может быть установлена в основном стволе 706 скважины посредством пакера 708, расположенного над соединением между основным стволом 706 скважины и вторым боковым стволом 707 скважины. Колонна 704 заканчивания может быть защелкнута в приемном гнезде 710, расположенном внутри обсадной колонны 712 хвостовика основного ствола 706 скважины или спущена в него. Пробочное устройство 702 может быть пропущено через колонну 704 заканчивания посредством кабеля или колонны гибких труб или другого средства транспортировки, которое может быть пропущено через колонну 704 заканчивания. При ограничении или блокировании доступа к в данный момент рабочему первому боковому стволу 714 скважины пробочным устройством 702, расположенным внутри обсадной колонны 712 хвостовика, первый боковой ствол 714 скважины может быть изолирован от остальной многоствольной скважины. Например, первый боковой ствол 714 скважины может быть изолирован от основного ствола 706 скважины и второго бокового ствола 707 скважины. Второй боковой ствол 707 скважины или любые другие дополнительные боковые стволы скважины могут быть интенсифицированы любым подходящим способом, как описано со ссылкой на различные аспекты настоящего изобретения, при расположении пробочного устройства 702 таким образом, чтобы изолировать первый боковой ствол 714 скважины. В другом аспекте второй боковой ствол 707 скважины может быть интенсифицирован, а пробочное устройство может быть введено во второй боковой ствол 707 скважины для изолирования рабочего второго бокового ствола 707 скважины от остальной многоствольной скважинной системы. Дополнительные боковые стволы скважины также могут быть изолированы после интенсификации или перфорации путем введения пробочного устройства описанным ранее способом. Пробочное устройство 702 также может оставаться в стволе скважины, и может содержать закрывающий компонент, выполненный с возможностью перемещения из открытого положения в закрытое положение для избирательного изолирования первого бокового ствола скважины. Например, пробочное устройство 702 может содержать барьер, такой как заслонка, шар или другой тип закрывающего компонента. В другом примере пробочное устройство 702 может содержать химический барьер или химическую таблетку, выполненную с возможностью избирательного ограничения доступа к первому боковому стволу 714 скважины. In FIG. 6 is a cross-sectional view of an example of a multi-barrel well system with an isolation device being a plug device 702, shown sideways through a completion string 704 located inside the liner casing 712 of the main wellbore 706. After intensification or perforation of the first side wellbore 714, the completion string 704 may be installed in the main wellbore 706 by means of a packer 708 located above the connection between the main wellbore 706 and the second side wellbore 707. The completion casing 704 may be snapped into or out of the receiving socket 710 located within the casing string 712 of the liner of the main wellbore 706. A plug device 702 may be passed through the termination column 704 via a cable or flexible pipe string or other means of transportation that may be passed through the termination column 704. By restricting or blocking access to the currently working first side wellbore 714 of the well with a plug device 702 located inside the liner casing 712, the first side wellbore 714 may be isolated from the rest of the multilateral well. For example, the first side wellbore 714 may be isolated from the main wellbore 706 and the second side wellbore 707. The second lateral wellbore 707 or any other additional lateral wellbores may be intensified in any suitable manner, as described with reference to various aspects of the present invention, by positioning the plug device 702 so as to isolate the first lateral wellbore 714. In another aspect, the second side wellbore 707 may be intensified, and the plug device may be inserted into the second side wellbore 707 to isolate the working second side wellbore 707 from the rest of the multi-wellbore system. Additional sidetracks can also be isolated after stimulation or perforation by introducing a plug device as previously described. The plug device 702 may also remain in the wellbore, and may include a closure component configured to move from the open position to the closed position to selectively isolate the first side wellbore. For example, plug device 702 may include a barrier, such as a shutter, ball, or other type of closure component. In another example, the plug device 702 may include a chemical barrier or a chemical tablet configured to selectively restrict access to the first side wellbore 714.

В некоторых аспектах предложены способы и системы для интенсификации и изолирования одного или более стволов скважины в системе многоствольной скважины в соответствии с одним или более из следующих примеров.In some aspects, methods and systems are provided for stimulating and isolating one or more wellbores in a multilateral well system in accordance with one or more of the following examples.

Пример 1: Система ствола скважины содержит подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении для временного закрывания активного бокового ствола скважины в многоствольной скважине путем изолирования активного бокового ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола скважины в многоствольной скважине.Example 1: A wellbore system comprises an underground isolation device configured to be in an open position and a closed position to temporarily close an active sidetrack in a multi-wellbore by isolating the active sidetrack of the well from at least one other wellbore in the multi-wellbore.

Пример 2: Система ствола скважины в соответствии с примером 1 может содержать подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью расположения внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.Example 2: The wellbore system in accordance with example 1 may include an underground isolation device configured to position an active side wellbore inside the casing or casing of the liner.

Пример 3: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 2 может содержать подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью расположения внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, а короткая или промежуточная колонна заканчивания выполнена с возможностью расположения в активном боковом стволе скважины.Example 3: The wellbore system in accordance with any one of examples 1 to 2 may comprise an underground isolation device configured to be located within a short or intermediate completion string, and a short or intermediate completion string configured to be located in the active side wellbore.

Пример 4: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 3 может содержать подземное устройство изоляции, являющееся пробочным устройством, выполненным с возможностью расположения внутри обсадной колонны хвостовика активного бокового ствола скважины.Example 4: The wellbore system in accordance with any one of examples 1 to 3 may comprise an underground isolation device, which is a plug device configured to position an active lateral wellbore liner inside the casing.

Пример 5: Система ствола скважины в соответствии с любым из примеров 1 - 4 может содержать колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения. Колонна ствола скважины может быть выполнена с возможностью расположения внутри системы ствола скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к активному боковому стволу скважины.Example 5: The wellbore system in accordance with any one of examples 1 to 4 may comprise a wellbore string containing a seal assembly. The wellbore column may be arranged to be located within the wellbore system to isolate at least one other wellbore from the pressure applied to the active lateral wellbore.

Пример 6: Система ствола скважины в соответствии с примером 5 может содержать колонну ствола скважины, содержащую устройство для удлинения для перемещения подземного устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение.Example 6: The wellbore system in accordance with Example 5 may comprise a wellbore string containing an extension device for moving the underground insulation device from an open position to a closed position.

Пример 7: Система ствола скважины в соответствии с примером 5 может содержать колонну ствола скважины, содержащую короткую или промежуточную колонну заканчивания, содержащую узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце.Example 7: The wellbore system in accordance with Example 5 may comprise a wellbore column comprising a short or intermediate completion column comprising a seal assembly at a first end and an anchor device at a second end.

Пример 8: Способ, включающий расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины и осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины. По существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины, устройство изоляции может быть переведено из открытого положения в закрытое положение, в котором устройство изоляции изолирует ствол скважины по меньшей мере от одного другого ствола многоствольной скважины. Другая процедура может быть осуществлена по меньшей мере на одном другом стволе многоствольной скважины во время нахождения устройства изоляции в закрытом положении. Example 8: A method including arranging an isolation device inside a multilateral well and performing a procedure on the multilateral well to convert a well into a working well. Essentially at the same time as the wellbore is converted to a working wellbore, the isolation device can be moved from the open position to the closed position, in which the isolation device isolates the wellbore from at least one other multilateral wellbore. Another procedure can be carried out on at least one other multilateral wellbore while the isolation device is in the closed position.

Пример 9: Способ в соответствии с примером 8 может содержать изолирование ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола многоствольной скважины путем предотвращения выхода добычи и давления ствола скважины из ствола скважины и проникновения по меньшей мере в один другой ствол скважины.Example 9: The method in accordance with example 8 may comprise isolating the wellbore from at least one other multilateral wellbore by preventing production and pressure of the wellbore from escaping from the wellbore and penetrating at least one other wellbore.

Пример 10: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 9 может содержать осуществление процедуры на стволе многоствольной скважины для преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины путем интенсификации ствола многоствольной скважины.Example 10: The method in accordance with any of examples 8 to 9 may comprise performing a procedure on a multilateral wellbore to convert the wellbore into a working wellbore by intensifying the multilateral wellbore.

Пример 11: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 10 может содержать расположение устройства изоляции внутри многоствольной скважины путем расположения пробочного устройства внутри многоствольной скважины.Example 11: The method in accordance with any of examples 8 to 10 may include the location of the isolation device inside the multilateral well by positioning the plug device inside the multilateral well.

Пример 12: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 11 может содержать переведение устройства изоляции из открытого положения в закрытое положение путем убирания колонны ствола скважины, содержащей устройство для удлинения, из многоствольной скважины, при этом устройство для удлинения перемещает устройство изоляции из открытого положения в закрытое положение.Example 12: The method in accordance with any one of examples 8 to 11 may comprise moving the isolation device from the open position to the closed position by removing the wellbore string containing the extension device from the multilateral well, the extension device moving the isolation device from the open position to the closed position.

Пример 13: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 12 может содержать расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на одном конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины для обеспечения преобразования ствола скважины в рабочий ствол скважины.Example 13: The method in accordance with any one of examples 8 to 12 may comprise locating the wellbore string containing a seal assembly at one end in the wellbore to isolate at least one other wellbore from the pressure applied to the wellbore during implementation procedures on the trunk of a multilateral well to ensure the conversion of the wellbore into the working wellbore.

Пример 14: Способ в соответствии с примером 13 может содержать расположение колонны ствола скважины, содержащей узел уплотнения на конце, в стволе скважины для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины, во время осуществления процедуры на стволе многоствольной скважины путем расположения короткой или промежуточной колонны заканчивания, которая также содержит анкерное устройство на другом конце, внутри ствола скважины.Example 14: The method in accordance with example 13 may comprise locating the wellbore string containing the seal assembly at the end in the wellbore to isolate at least one other wellbore from the pressure applied to the wellbore during a multilateral wellbore procedure by positioning a short or intermediate completion column, which also contains an anchor device at the other end, inside the wellbore.

Пример 15: Способ в соответствии с любым из примеров 8 - 14 может содержать повторное открывание устройства изоляции и обеспечение возможности соединения добычи из ствола скважины и по меньшей мере одного другого ствола скважины. Example 15: The method in accordance with any one of examples 8 to 14 may comprise re-opening the isolation device and allowing production connection from the wellbore and at least one other wellbore to be connected.

Пример 16: Система многоствольной скважины содержит ствол скважины, по меньшей мере один другой ствол скважины и подземное устройство изоляции, выполненное с возможностью нахождения в открытом положении и закрытом положении. Подземное устройство изоляции выполнено с возможностью изолирования ствола скважины по меньшей мере от одного другого ствола скважины по существу одновременно с преобразованием ствола скважины в рабочий ствол скважины.Example 16: A multi-wellbore system comprises a wellbore, at least one other wellbore and an underground isolation device configured to be in an open position and a closed position. The underground isolation device is configured to isolate the wellbore from at least one other wellbore substantially simultaneously with the conversion of the wellbore to a working wellbore.

Пример 17: Система многоствольной скважины в соответствии с примером 16 может содержать колонну ствола скважины, содержащую узел уплотнения на одном конце, для изолирования по меньшей мере одного другого ствола скважины от давления, прикладываемого к стволу скважины во время осуществления интенсификации ствола скважины.Example 17: The multilateral well system in accordance with Example 16 may comprise a wellbore column containing a seal assembly at one end to isolate at least one other wellbore from pressure applied to the wellbore during stimulation of the wellbore.

Пример 18: Система многоствольной скважины в соответствии с любыми из примеров 16 - 17 может содержать подземное устройство изоляции, расположенное внутри обсадной колонны или обсадной колонны хвостовика ствола скважины.Example 18: A multilateral well system in accordance with any one of examples 16 to 17 may comprise an underground isolation device located inside the casing or casing of the liner end of the wellbore.

Пример 19: Система многоствольной скважины в соответствии с любым из примеров 16 - 18 может содержать подземное устройство изоляции, расположенное внутри короткой или промежуточной колонны заканчивания, содержащей узел уплотнения на первом конце и анкерное устройство на втором конце, и выполненной с возможностью расположения внутри ствола скважины.Example 19: A multilateral well system in accordance with any one of examples 16 to 18 may comprise an underground isolation device located inside a short or intermediate completion column comprising a seal assembly at a first end and an anchor device at a second end and configured to be located inside a well bore .

Пример 20: Система многоствольной скважины в соответствии с любыми из примеров 16 - 19 может содержать подземное устройство изоляции, содержащее клапан для переведения подземного устройства изоляции в открытое положение и закрытое положение.Example 20: A multilateral well system in accordance with any of Examples 16 to 19 may include an underground isolation device comprising a valve for moving the underground isolation device to an open position and a closed position.

Вышеприведенное описание определенных аспектов настоящего изобретения, содержащее иллюстрированные аспекты, представлено исключительно с целью иллюстрации и описания, и не претендует на исчерпывающий характер или ограничение изобретения конкретными раскрытыми формами. Для специалистов в данной области техники будут очевидны возможные многочисленные модификации, адаптации и варианты их применения без отступления от объема настоящего изобретения. The above description of certain aspects of the present invention, containing the illustrated aspects, is presented for the purpose of illustration and description only, and is not intended to be exhaustive or limiting the invention to the particular forms disclosed. Numerous possible modifications, adaptations, and variations in their use will be apparent to those skilled in the art without departing from the scope of the present invention.

Claims

1. A wellbore system comprising:

an underground isolation device configured to be in an open position and a closed position for temporarily closing an active side wellbore in a multilateral well by isolating the active side well from at least one other well bore in the multilateral well;

a wellbore column comprising a seal assembly and arranged to be located within the wellbore system to isolate at least one other wellbore from pressure applied to the active side wellbore,

moreover, the wellbore column contains a short or intermediate completion column containing a seal assembly at the first end and an anchor device at the second end.

2. The wellbore system of claim 1, wherein the underground isolation device is configured to position an active lateral wellbore liner inside the casing or casing string.

3. The wellbore system according to claim 1, in which the underground isolation device is arranged to be located inside a short or intermediate completion column,

moreover, a short or intermediate completion column is arranged to be located inside the active side wellbore.

4. The wellbore system of claim 1, wherein the underground isolation device is a plug device configured to position an active lateral wellbore liner inside the casing string.

5. The wellbore system of claim 1, wherein the wellbore column comprises an extension device for moving the underground insulation device from an open position to a closed position.

6. A method of converting a multilateral wellbore into a working wellbore, including:

the location of the isolation device inside the multilateral well;

the implementation of the procedure on the trunk of a multilateral well to ensure the conversion of the wellbore into a working wellbore;

essentially simultaneously with the conversion of the wellbore into the working wellbore, the transfer of the isolation device from the open position to the closed position, in which the isolation device isolates the wellbore from at least one other multilateral wellbore; and

performing another procedure on at least one other multilateral wellbore while the isolation device is in the closed position;

the location of the wellbore string containing the seal assembly at one end in the wellbore to isolate at least one other wellbore from the pressure applied to the wellbore during the procedure on the multilateral wellbore to enable conversion of the wellbore into a working wellbore,

moreover, the location of the column of the wellbore, containing the seal at the end, in the wellbore to isolate at least one other wellbore from the pressure applied to the wellbore during the procedure on the multilateral wellbore contains an arrangement of a short or intermediate completion column, which also contains an anchor device at the other end, inside the wellbore.

7. The method according to claim 6, in which isolating the wellbore from at least one other multilateral wellbore comprises preventing the production and pressure of the wellbore from leaving the wellbore and penetrating at least one other wellbore.

8. The method according to claim 6, in which the implementation of the procedure on the multilateral wellbore for converting the wellbore into a working wellbore comprises stimulating the multilateral wellbore.

9. The method according to claim 6, in which the location of the isolation device inside the multilateral well contains the location of the plug device inside the multilateral well.

10. The method according to claim 6, in which the transfer of the isolation device from the open position to the closed position comprises removing the wellbore column containing the extension device from the multilateral well, the extension device moving the isolation device from the open position to the closed position.

11. The method according to claim 6, further comprising reopening the isolation device and enabling the connection of production from the wellbore and at least one other wellbore.

12. A multilateral well system comprising:

wellbore;

at least one other wellbore;

an underground isolation device configured to be in an open position and a closed position to isolate the wellbore from said at least one other wellbore substantially simultaneously with the conversion of the wellbore into a working wellbore; and

a wellbore string comprising a seal assembly at one end to isolate at least one other wellbore from pressure applied to the wellbore during the implementation of the wellbore stimulation,

moreover, the underground isolation device is located inside a short or intermediate completion column containing a seal assembly at the first end and an anchor device at the second end, and configured to be located inside the wellbore.

13. The multi-borehole system of claim 12, wherein the underground isolation device is located inside the casing or liner of the wellbore.

14. The multilateral well system of claim 12, wherein the underground insulation device comprises a valve for moving the underground insulation device to an open position and a closed position.