RU2772318C1 - Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине - Google Patents
Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2772318C1 RU2772318C1 RU2020131736A RU2020131736A RU2772318C1 RU 2772318 C1 RU2772318 C1 RU 2772318C1 RU 2020131736 A RU2020131736 A RU 2020131736A RU 2020131736 A RU2020131736 A RU 2020131736A RU 2772318 C1 RU2772318 C1 RU 2772318C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- main wellbore
- lateral
- main
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title abstract description 9
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 16
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 4
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- ZEGPTFVBNBCAHZ-LMFJUDGVSA-N 2-[[(1E,4E)-1,5-bis(5-nitrofuran-2-yl)penta-1,4-dien-3-ylidene]amino]guanidine;hydrochloride Chemical compound Cl.C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NN=C(N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 ZEGPTFVBNBCAHZ-LMFJUDGVSA-N 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 abstract 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 8
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Группа изобретений относится к области добычи углеводородов из многоствольных скважин. При осуществлении способа бурят основной ствол скважины, производят заканчивание и интенсификацию основного ствола скважины, герметизацию основного ствола скважины посредством перевода устройства для водоотдачи бурового раствора в закрытое положение, бурение бокового ствола скважины, отходящего от основного ствола скважины, ввод соединения, которое обеспечивает механический доступ и гидравлическую связь с боковым стволом скважины и обеспечивает связь с основным стволом скважины, установку устройства для водоотдачи бурового раствора в верхней части оборудования для заканчивания основного ствола скважины, интенсификацию бокового ствола скважины через соединение, в то время как устройство для водоотдачи бурового раствора находится в закрытом положении, и разгерметизацию основного ствола скважины, обеспечивающую прохождение смешанного потока из основного ствола скважины и бокового ствола скважины. При этом устройство для водоотдачи бурового раствора имеет открытое положение, в котором флюид может проходить через него, и закрытое положение, в котором поток флюидов не пропускается. Обеспечивается возможность автоматически направлять объекты и жидкости для кислотной обработки для интенсификации притока в боковой ствол скважины и изоляции зоны заканчивания основного ствола скважины во время строительства многоствольной скважины. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 15 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Обычно при добыче углеводородов из земли бурят многоствольные скважины, т. е. скважину с основным стволом и одну или более боковых скважин, ответвляющихся от основного ствола скважины. Выполнение кислотной обработки для интенсификации притока без «геолого-технических мероприятий», которое определяется как осуществляемое без необходимости совершать дополнительные спуско-подъемные операции в скважине с помощью скважинного оборудования на каротажной проволоке, тросовой проволоке или гибких насосно-компрессорных трубах в ходе процесса кислотной обработки для интенсификации притока, в среде многоствольной скважины представляет собой сложную задачу.
Из уровня техники известно решение WO 2017/099777, опубл. 15.06.2017 относящееся к заканчиванию стволов скважин в нефтегазовой промышленности и, в частности, к инструменту изоляции соединения и извлечения соединения, используемому для операций гидроразрыва в многоствольных скважинах. В этом решении раскрыты операции, характеризующие бурение, заканчивание, интенсификацию и герметизацию основного ствола скважины, бурение бокового ствола скважины, отходящего от основного ствола скважины, ввод соединения, обеспечивающего механический доступ и гидравлическую связь с боковым стволом и с основным стволом, интенсификацию бокового ствола, разгерметизацию основного ствола скважины, обеспечивающую прохождение смешанного потока из основного ствола скважины и бокового ствола скважины.
Также известно решение WO 2017/086936 А1, опубл. 26.05.2017, являющееся наиболее близким аналогом настоящего изобретения, в котором раскрыта система для добычи углеводородов из многоствольной скважины, содержащая основной ствол скважины, проходящий от начала скважины, боковой ствол скважины, ответвляющийся от основного ствола скважины, оборудование для заканчивания основного ствола скважины, расположенное в зоне добычи из основного ствола скважины в основном стволе скважины, оборудование для заканчивания бокового ствола скважины, установленное в боковой продуктивной зоне в боковом стволе скважины, соединение, содержащее первое ответвление, расположенное в боковом стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания бокового ствола скважины, второе ответвление, расположенное в основном стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания основного ствола скважины, и соединительную муфту, в которой механически соединены первое ответвление и второе ответвление.
В тоже время, с помощью этого наиболее близкого аналога настоящего изобретения невозможно осуществить выполнение кислотной обработки для интенсификации притока без необходимости совершать дополнительные спуско-подъемные операции в скважине с помощью скважинного оборудования на каротажной проволоке, тросовой проволоке или гибких насосно-компрессорных трубах в ходе процесса кислотной обработки для интенсификации притока, в среде многоствольной скважины, с достижением технического результата, заключающегося в обеспечении возможности автоматически направлять объекты и жидкости для кислотной обработки для интенсификации притока в боковой ствол скважины, причем после интенсификации створчатый клапан устройством для водоотдачи может быть закрыт, изолируя зону заканчивания основного ствола скважины во время строительства многоствольной скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 представлено схематическое изображение ствола скважины, пробуренного для хвостовика колонны в многоствольной скважине.
На фиг. 2 представлено схематическое изображение ствола скважины с установленной в нем обсадной колонной, предварительно фрезерованным окном и инструментом для ориентации обсадной колонны.
На фиг. 3 представлено схематическое изображение ствола скважины после цементирования обсадной колонны.
На фиг. 4 представлено схематическое изображение ствола скважины после его бурения.
На фиг. 5 представлено схематическое изображение ствола скважины с установленным в нем скважинным отклонителем и фрезерным узлом, закрепленным срезными болтами.
На фиг. 6 представлено схематическое изображение ствола скважины после фрезерования окна.
На фиг. 7 представлено схематическое изображение ствола скважины при бурении бокового ствола скважины.
На фиг. 8 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после удаления скважинного отклонителя и установки дефлектора для заканчивания скважины.
На фиг. 9 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после того, как инструменты для заканчивания бокового ствола скважины спускают ниже места соединения.
На фиг. 10 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины со спускаемым, приводимым в качестве примера оборудованием для верхнего заканчивания скважины.
На фиг. 11 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с приводимым в качестве примера оборудованием для верхнего заканчивания скважины с использованием интеллектуального оборудования для заканчивания скважины.
На фиг. 12 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины, показывающее подвергаемую интенсификации зону заканчивания бокового ствола скважины.
На фиг. 13 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после интенсификации зон заканчивания бокового ствола скважины.
На фиг. 14 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с путями смешанного потока.
На фиг. 15 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с использованием интеллектуального оборудования для заканчивания скважины с путями смешанного потока.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Следующее подробное описание иллюстрирует варианты реализации данного изобретения. Эти варианты реализации изобретения описаны достаточно подробно для того, чтобы специалист в данной области техники мог на практике применить эти и другие варианты реализации изобретения без излишнего экспериментирования. Тем не менее, следует понимать, что варианты реализации изобретения и примеры, описанные в данном документе, приведены только в качестве иллюстрации, а не в качестве ограничения. Могут быть сделаны различные замены, модификации, дополнения и перестановки, которые по-прежнему являются потенциальным применением раскрытых методов. Следовательно, последующее описание не должно восприниматься как ограничивающее объем прилагаемой формулы изобретения. В частности, элемент, связанный с конкретным вариантом реализации изобретения, не должен быть ограничен связью с этим конкретным вариантом реализации изобретения, но следует предполагать, что он может быть связан с любым вариантом реализации изобретения, рассмотренным в данном документе.
Раскрывается процесс кислотной обработки для интенсификации притока в среде многоствольной скважины.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение ствола скважины, пробуренного для хвостовика колонны в многоствольной скважине. Основной ствол 102 скважины может быть пробурен, например, с помощью роторной управляемой системы 104, установленной на конце бурильной колонны 105, как показано на фиг. 1, и может проходить от начала скважины (не показан), такого как поверхность земли или морское дно. Основной ствол 102 скважины может быть обсажен одной или более обсадными колоннами 106, 108, каждая из которых заканчивается башмаком 110, 112.
На фиг. 2 представлено схематическое изображение ствола скважины с установленной в нем обсадной колонной, предварительно фрезерованным окном и инструментом для ориентации обсадной колонны. Предварительно фрезерованное окно 202, или его эквивалент, может быть установлено как неотъемлемая часть обсадной колонны. Предварительно фрезерованное окно 202 может быть выполнено как стандартное соединение 204 обсадной колонны и проходить в стволе скважины на глубину. Подвесное устройство 206 для хвостовика и комплект 208 диска для чистки бурильных труб могут быть спущены в скважину с помощью бурильной колонны 105. Стандартное соединение 204 обсадной колонны может содержать защелочное соединение 210, инструмент 212 для ориентации обсадной колонны (COT; casing orienting tool), или его эквивалент, муфту 214 для подвешивания колонны труб, переводник 216 для перепада давления, муфту 218 обсадной колонны с обратным клапаном и башмак 220 обсадной колонны с обратным клапаном. Оказавшись на глубине, поток, проходящий через COT 212, или его эквивалент, может обеспечить ориентацию предварительно фрезерованного окна 202.
На фиг. 3 представлено схематическое изображение ствола скважины после цементирования обсадной колонны. Предварительно фрезерованное окно 202 может быть ориентировано, и обсадная колонна 106, 108, 204 может быть зацементирована, как показано на фиг. 3. В этот момент комплект 208 диска для чистки бурильных труб разделен на нижний скребок 208а, который установлен напротив муфты 214 для подвешивания колонны труб, и верхний диск для чистки бурильных труб с вытесняющим сребком 208b, который вытесняет цемент 302 изнутри стандартного соединения 204 обсадной колонны в кольцевое пространство 304 за пределами стандартного соединения 204 обсадной колонны. В качестве альтернативны, стандартный метод измерения в процессе бурения (ИПБ) может использоваться для ориентации предварительно фрезерованного окна.
На фиг. 4 представлено схематическое изображение ствола скважины после его бурения. Бурят обсадную колонну 106, 108, 204, и оборудование 401 для заканчивания основного ствола спускают в основной ствол 102 скважины. Устройство водоотдачи бурового раствора (створчатый клапан) 402 может быть установлено в верхней части основного ствола скважины. Инструмент 404 для спуска пакера может удерживать створчатый клапан 402 в открытом состоянии. Пакер может быть установлен и отсоединен от инструмента 404 для спуска пакера. Промывочная труба 406 скважинного инструмента для обслуживания удерживает створчатый клапан 402 в открытом состоянии в то время, как происходит интенсификация зон заканчивания основного ствола скважины (с использованием тех же методов, что и при интенсификации боковых стволов скважины, рассматриваемой ниже). После интенсификации створчатый клапан 402 может быть закрыт, изолируя зону заканчивания основного ствола скважины во время строительства многоствольной скважины.
На фиг. 5 представлено схематическое изображение ствола скважины с установленным в нем скважинным отклонителем и фрезерным узлом, закрепленным срезными болтами. Скважинный отклонитель 502 и фрезерный узел 504, закрепленный срезными болтами, содержащий ведущую фрезу 506 и фрезу 508 шаровой формы, могут быть спущены в ствол скважины и установлены в выбранном защелочном соединении 510 ниже предварительно фрезерованного окна 202. Створчатый клапан 402 закрыт.
На фиг. 6 представлено схематическое изображение ствола скважины после фрезерования окна. Фрезерный узел 504 может быть отделен путем среза от скважинного отклонителя 502, и окно можно фрезеровать. Может быть пробурено от двух до пяти метров пласта, чтобы пробуренный ствол служил в качестве направляющего ствола 602 для компоновки низа бурильной колонны (КНБК) для наклонно-направленного бурения. Фрезерный узел 504 может быть извлечен из отверстия (POOH; pulled out of hole) после операции фрезерования.
На фиг. 7 представлено схематическое изображение ствола скважины при бурении бокового ствола скважины. Боковой ствол 702 скважины может быть пробурен с помощью стандартного КНБК 704 для наклонно-направленного бурения. Указанное окно обеспечивает буровым долотам проход вверх до места проходимости обсадной колонны.
На фиг. 8 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после удаления скважинного отклонителя и установки дефлектора для заканчивания скважины. Дефлектор 706 для бурения (показанный на фиг. 7) заменяют на дефлектор 802 для заканчивания при подготовке к спуску соединения и оборудования для заканчивания бокового ствола скважины. Дефлектор 802 для заканчивания отклоняет оборудование для заканчивания бокового ствола скважины в боковой ствол скважины и обеспечивает использование уплотнения 804 рабочей части инструмента для основного ствола скважины с помощью, например, гидромеханического инструмента 806 для спуска.
На фиг. 9 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после того, как инструменты для заканчивания бокового ствола скважины спускают ниже места соединения. Оборудование 902 для заканчивания бокового ствола скважины и соединение 904 могут быть установлены за одну операцию спуска-подъема. Длинное ответвление 906 соединения 904 может быть отклонено в боковой ствол скважины, а короткое ответвление 908 может быть ориентировано и установлено внутри обратимого уплотнительного узла внутри дефлектора 802 для заканчивания. При этом короткое ответвление и длинное ответвление механически соединены. В основном стволе 102 скважины может быть установлено подвесное устройство для хвостовика или пакер 910, чтобы создать герметичность конструкции соединения с образованием соединения 5-го уровня. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 912 доставляет флюиды к началу скважины.
На фиг. 10 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины со спускаемым, приводимым в качестве примера оборудованием для верхнего заканчивания скважины. В случае двухствольной боковой скважины может быть установлено оборудование 1002 для верхнего заканчивания скважины, содержащее, например, перфорированный переводник со скользящей муфтой 1004, эксплуатационный пакер 1006, клапан для нагнетания химических реагентов и газлифтный клапан 1008 и забойный переводник 1010, как показано на фиг. 10, а буровая установка (не показана) может быть перемещена с места, если это применимо. Вместо этого в случае нескольких проходящих один над другим боковых стволов скважины могут использовать рабочую колонну для интенсификации притока.
На фиг. 11 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с приводимым в качестве примера оборудованием для верхнего заканчивания скважины с использованием интеллектуального оборудования для заканчивания скважины. Это альтернативный вариант реализации оборудования для верхнего заканчивания скважины, показанного на фиг. 10. В качестве альтернативы, оборудование для верхнего заканчивания скважины может быть интеллектуальным оборудованием для заканчивания скважины с использованием клапанов интеллектуального управления (ICV; Intelligent Control Valve), таких как ICV 1102 или ICV 1104 с защитным кожухом.
На фиг. 12 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины, показывающее подвергаемую интенсификации зону заканчивания бокового ствола скважины. На фиг. 13 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины после интенсификации зон заканчивания бокового ствола скважины.
Оборудование для заканчивания бокового ствола скважины может быть установлено в качестве разделительных зон 1202, 1204, 1206, как показано на фиг. 12. Каждый отсек 1202, 1204, 1206 может быть выполнен с возможностью использования различных систем инструментов для многоэтапной интенсификации для интенсификации каждой зоны по отдельности. Ниже описана наиболее распространенная система сбрасывания шаров. Способ сбрасывания растворяемого градуированного шара, проиллюстрированный на фиг. 12, является лишь примером. Могут быть использованы любые другие способы установки муфты гидроразрыва пласта (ГРП). В стволе скважины могут нагнетать давление для приведения в действие муфты забойного переводника 1010. Затем может быть сброшен самый маленький шар 1208, чтобы открыть самый нижний клапан. Затем может быть закачан агент для кислотной обработки для интенсификации притока. Затем может быть сброшен шар следующего размера (в свою очередь, 1210 и 1212), и процесс может повторяться до тех пор, пока не будут подвергнуты интенсификации все зоны заканчивания боковых стволов скважины, как показано на фиг. 13. Следует отметить, что на фиг. 13 шары 1208, 1210 и 1212 и соответствующее оборудование 1214, 1216, 1218 для их приема перемещаются последовательно, чтобы открывать соответствующие зоны 1202, 1204, 1206 для интенсификации притока. Никаких геолого-технических мероприятий не требуется, потому что соединение 904 и герметизированное оборудование 401 для заканчивания основного ствола скважины (герметизированные устройством 402 для водоотдачи бурового раствора) автоматически направляют объекты и жидкости для кислотной обработки для интенсификации притока в боковой ствол скважины. Несколько боковых ответвлений могут быть образованы друг над другом с использованием одного и того же метода/способа.
На фиг. 14 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с путями смешанного потока. На фиг. 15 представлено схематическое изображение ствола многоствольной скважины с использованием интеллектуального оборудования для заканчивания скважины с путями смешанного потока.
После интенсификации притока общее оборудование для заканчивания может быть установлено для прохождения смешанного потока из двух боковых стволов скважины, как показано на фиг. 14 и 15. Расположенное ниже устройство 402 для водоотдачи бурового раствора может открываться, чтобы пропускать добываемые флюиды из основного ствола 401 скважины. Указанный поток может проходить через зону 1402 с канавками соединения 904 в насосно-компрессорную колонну через перфорированный переводник или скользящую муфту. В качестве альтернативного варианта, устройство 402 для водоотдачи бурового раствора может быть заменено клапаном с дистанционным управлением.
Пункт 1. Способ кислотной обработки для интенсификации многоствольной скважины, включающий:
бурение основного ствола скважины;
заканчивание и интенсификацию основного ствола скважины;
герметизацию основного ствола скважины;
бурение бокового ствола скважины, отходящего от основного ствола скважины;
ввод соединения, которое обеспечивает механический доступ и гидравлическую связь с боковым стволом скважины и обеспечивает связь с основным стволом скважины;
интенсификацию бокового ствола скважины без геолого-технических мероприятий; и
разгерметизацию основного ствола скважины, обеспечивающую прохождение смешанного потока из основного ствола скважины и бокового ствола скважины.
Пункт 2. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что герметизация основного ствола скважины таким образом, что поток пропускается только в направлении вверх, включает:
установку оборудования для заканчивания основного ствола скважины; и
установку устройства для водоотдачи бурового раствора над оборудованием для заканчивания основного ствола скважины, при этом устройство для водоотдачи бурового раствора имеет открытое положение, в котором флюид может проходить через него, и закрытое положение, в котором поток флюидов не пропускается, и при этом устройство для водоотдачи бурового раствора установлено над оборудованием для заканчивания основного ствола скважины в закрытом положении.
Пункт 3. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что разгерметизация основного ствола скважины включает в себя перевод устройства для водоотдачи бурового раствора из закрытого положения в открытое положение.
Пункт 4. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что устройство регулирования потока флюидов содержит створчатый клапан.
Пункт 5. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что устройство регулирования потока флюидов содержит клапан с дистанционным управлением.
Пункт 6. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что интенсификация бокового ствола скважины без проведения геолого-технических мероприятий включает в себя интенсификацию бокового ствола скважины через соединение, в то время как основной ствол скважины все еще герметично закрыт.
Статья 7. Система для добычи углеводородов из многоствольной скважины, содержащая:
основной ствол скважины, проходящий от начала скважины;
боковой ствол скважины, ответвляющийся от основного ствола скважины;
оборудование для заканчивания основного ствола сквжины, расположенное в зоне добычи из основного ствола скважины в основном стволе скважины;
оборудование для заканчивания бокового ствола скважины, установленное в боковой продуктивной зоне в боковом стволе скважины;
соединение, содержащее:
первое ответвление, расположенное в боковом стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания бокового ствола скважины;
второе ответвление, расположенное в основном стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания основного ствола скважины; и
соединительную муфту, в которой механически соединены первое ответвление и второе ответвление;
устройство для водоотдачи бурового раствора, расположенное между оборудованием для заканчивания основного ствола скважины и соединением, при этом устройство для водоотдачи бурового раствора имеет открытое положение, в котором флюиды могут проходить через него, и закрытое положение, в котором поток флюдов не пропускается, и при этом устройство для водоотдачи бурового раствора может приводиться в действие, переходя из закрытого положения в открытое положение.
Пункт 8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что интенсификацию бокового ствола скважины проводят без геолого-технических мероприятий.
Пункт 9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что интенсификация бокового ствола скважины без геолого-технических мероприятий включает в себя интенсификацию бокового ствола скважины через соединение, в то время как устройство для водоотдачи бурового раствора находится в закрытом положении.
Пункт 10. Система по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что добыча смешанного потока из бокового ствола скважины и основного ствола скважины происходит тогда, когда устройство для водоотдачи бурового раствора находится в открытом положении.
Пункт 11. Система по любому из пп. 7-10, дополнительно содержащая:
эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, соединенную с боковым стволом скважины, а также с основным стволом скважины, когда устройство для водоотдачи бурового раствора находится в открытом положении.
Пункт 12. Система по любому из пп. 7-11, дополнительно содержащая:
эксплуатационную насосно-компрессорную колонну;
клапан, соединенный с одной стороны с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, а с другой стороны с боковым стволом скважины;
причем клапан соединен с основным стволом скважины;
при этом в положении для добычи смешанного потока клапан смешивает поток добываемых флюидов из основного ствола скважины и бокового ствола скважины; и
клапан пропускает поток добываемых флюидов из бокового ствола скважины, но не из основного ствола скважины, находясь в положении для добычи только из бокового ствола скважины.
Пункт 13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что клапан содержит перфорированный переводник со скользящей муфтой.
Пункт 14. Система по любому из пп. 12 или 13, отличающаяся тем, что клапан содержит интервальный регулирующий клапан.
В данном документе слово "соединенный” означает прямое соединение или непрямое соединение.
Текст, приведенный выше, описывает один или более конкретных вариантов реализации данного изобретения в более широком смысле. Данное изобретение также реализуется в ряде альтернативных вариантов реализации и таким образом оно не ограничено вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе. Изложенное выше описание варианта реализации данного изобретения представлено с целью иллюстрации и описания. Оно не претендует на исчерпывающий или ограничивающий изобретение в описанной форме характер. Многочисленные модификации и варианты возможны с точки зрения идей, изложенных в приведенном выше описании. Предполагается, что объем данного изобретения не ограничивается приведенным выше подробным описанием, а скорее соответствует прилагаемой формуле изобретения.
Claims (32)
1. Способ добычи углеводородов из многоствольной скважины, включающий:
бурение основного ствола скважины;
заканчивание и интенсификацию основного ствола скважины;
герметизацию основного ствола скважины посредством перевода устройства для водоотдачи бурового раствора в закрытое положение;
бурение бокового ствола скважины, отходящего от основного ствола скважины;
ввод соединения, которое обеспечивает механический доступ и гидравлическую связь с боковым стволом скважины и обеспечивает связь с основным стволом скважины;
установку устройства для водоотдачи бурового раствора в верхней части оборудования для заканчивания основного ствола скважины, при этом устройство для водоотдачи бурового раствора имеет открытое положение, в котором флюид может проходить через него, и закрытое положение, в котором поток флюидов не пропускается, интенсификацию бокового ствола скважины; через соединение, в то время как устройство для водоотдачи бурового раствора находится в закрытом положении, и
разгерметизацию основного ствола скважины, обеспечивающую прохождение смешанного потока из основного ствола скважины и бокового ствола скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разгерметизация основного ствола скважины включает перевод устройства для водоотдачи бурового раствора из закрытого положения в открытое положение.
3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что устройство для водоотдачи бурового раствора содержит створчатый клапан.
4. Способ по п. 2, отличающийся тем, что устройство для водоотдачи бурового раствора содержит клапан с дистанционным управлением.
5. Система для добычи углеводородов из многоствольной скважины, содержащая:
основной ствол скважины, проходящий от начала скважины;
боковой ствол скважины, ответвляющийся от основного ствола скважины;
оборудование для заканчивания основного ствола скважины, расположенное в зоне добычи из основного ствола скважины в основном стволе скважины;
оборудование для заканчивания бокового ствола скважины, установленное в боковой продуктивной зоне в боковом стволе скважины;
соединение, содержащее:
первое ответвление, расположенное в боковом стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания бокового ствола скважины;
второе ответвление, расположенное в основном стволе скважины между началом скважины и оборудованием для заканчивания основного ствола скважины; и
соединительную муфту, в которой механически соединены первое ответвление и второе ответвление;
устройство для водоотдачи бурового раствора, расположенное в верхней части оборудования для заканчивания основного ствола скважины, при этом устройство для водоотдачи бурового раствора имеет открытое положение, в котором флюиды могут проходить через него, и закрытое положение, в котором поток флюидов не пропускается, и при этом устройство для водоотдачи бурового раствора может приводиться в действие, переходя из закрытого положения в открытое положение.
6. Система по п. 5, отличающаяся тем, что устройство для водоотдачи выполнено с возможностью добычи смешанного потока из бокового ствола скважины и основного ствола скважины, когда устройство для водоотдачи бурового раствора находится в открытом положении.
7. Система по любому из пп. 5, 6, дополнительно содержащая:
эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, соединенную с боковым стволом скважины, а также с основным стволом скважины, когда устройство для водоотдачи бурового раствора находится в открытом положении.
8. Система по любому из пп. 5-7, дополнительно содержащая:
эксплуатационную насосно-компрессорную колонну;
клапан, соединенный с одной стороны с эксплуатационной насосно-компрессорной колонной, а с другой стороны с боковым стволом скважины;
причем клапан соединен с основным стволом скважины;
при этом в положении для добычи смешанного потока клапан смешивает поток добываемых флюидов из основного ствола скважины и бокового ствола скважины; и
клапан пропускает поток добываемых флюидов из бокового ствола скважины, но не из основного ствола скважины, находясь в положении для добычи только из бокового ствола скважины.
9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что клапан содержит перфорированный переводник со скользящей муфтой.
10. Система по п. 8 или 9, отличающаяся тем, что клапан содержит интервальный регулирующий клапан.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62/672,359 | 2018-05-16 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2772318C1 true RU2772318C1 (ru) | 2022-05-18 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2337234C1 (ru) * | 2007-10-19 | 2008-10-27 | Антон Юрьевич Батурин | Способ разработки залежи нефти |
| US20090139717A1 (en) * | 2007-12-03 | 2009-06-04 | Richard Bennett M | Multi-Position Valves for Fracturing and Sand Control and Associated Completion Methods |
| RU2459945C1 (ru) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин |
| CN103244075A (zh) * | 2013-05-16 | 2013-08-14 | 西安石油大学 | 一种智能井层段控制阀 |
| WO2017086936A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip multilateral tool |
| WO2017099777A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation |
| WO2017099780A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced trip well system for multilateral wells |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2337234C1 (ru) * | 2007-10-19 | 2008-10-27 | Антон Юрьевич Батурин | Способ разработки залежи нефти |
| US20090139717A1 (en) * | 2007-12-03 | 2009-06-04 | Richard Bennett M | Multi-Position Valves for Fracturing and Sand Control and Associated Completion Methods |
| RU2459945C1 (ru) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин |
| CN103244075A (zh) * | 2013-05-16 | 2013-08-14 | 西安石油大学 | 一种智能井层段控制阀 |
| WO2017086936A1 (en) * | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip multilateral tool |
| WO2017099777A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation |
| WO2017099780A1 (en) * | 2015-12-10 | 2017-06-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reduced trip well system for multilateral wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10731417B2 (en) | Reduced trip well system for multilateral wells | |
| CA2691769C (en) | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well | |
| EP3161249B1 (en) | Multi-lateral well system | |
| EP0852652B1 (en) | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access | |
| US10082003B2 (en) | Through tubing diverter for multi-lateral treatment without top string removal | |
| Bosworth et al. | Key issues in multilateral technology | |
| AU2014395531B2 (en) | Forming multilateral wells | |
| CN106661927B (zh) | 接合输送的完井工具和操作 | |
| US20190003258A1 (en) | Tool Assembly and Process for Drilling Branched or Multilateral Wells with Whip-Stock | |
| US10538994B2 (en) | Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation | |
| US11448051B2 (en) | Multilateral acid stimulation process | |
| AU2016423175B2 (en) | Plug deflector for isolating a wellbore of a multi-lateral wellbore system | |
| WO2021119302A1 (en) | Downhole tool with a releasable shroud at a downhole tip thereof | |
| RU2772318C1 (ru) | Процесс кислотной обработки для интенсификации притока в многоствольной скважине | |
| US11851992B2 (en) | Isolation sleeve with I-shaped seal | |
| US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
| WO2017061979A1 (en) | Isolating a multi-lateral well with a barrier | |
| Brooks et al. | Development & Application of a Through Tubing Multi-Lateral Re-Entry System. |