Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ МНОГОСТУПЕНЧАТОЙ ОБРАБОТКИ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА СВЯЗАННЫЕ ЗАЯВКИ

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Эксплуатацию запасов нефти и газа можно улучшить с использованием скважин с несколькими ответвлениями или боковыми стволами. Многочисленные боковые стволы скважины обеспечивают улучшение продуктивности скважины и нефтеотдачи с одновременным уменьшением общих затрат на разработку. Кроме того, уже появились технологии многоступенчатого гидроразрыва пласта, но ни одну из данных технологий пока адекватно не используют для многоствольных скважин. Например, многоступенчатую перфорацию и пробки уже использовали в некоторых многоствольных скважинах, но существующие методики не обеспечивают изоляции ствола скважины и не сфокусированы на размещении гидроразрыва. Также существующие методики заканчивания многоствольных скважин не обеспечивают непрерывного нагнетания текучей среды гидроразрыва, поскольку требуется вскрытие следующей зоны скважины с помощью перфорирования, проводимого на гибкой насосно-компрессорной трубе или каротажном кабеле.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В общем, настоящим изобретением создан способ подготовки и обработки для интенсификации притока скважины. Способ содержит развертывание оборудования гидроразрыва в скважине, имеющей множество боковых стволов. Способ и оборудование гидроразрыва выполнены с возможностью обеспечения гидроразрыва множества боковых стволов скважины во время одной мобилизации, например, одной мобилизации установки (установок) гидроразрыва, бригады и буровой установки.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Некоторые варианты осуществления изобретения описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены одинаковые элементы, и на которых показано следующее.

На Фиг.1 показана система многоствольной скважины с множеством боковых стволов, развернутая на коллекторе углеводородов согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.2 схематично показана скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.3 показан боковой ствол скважины Фиг.2 с хвостовиком согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.4 показан ствол, аналогичный Фиг.3, но с развернутой колонной насосно-компрессорной трубы гидроразрыва варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.5 показан ствол, аналогичный Фиг.3, в котором боковой ствол скважины изолирован согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.6 показана скважина, в которой выполнен дополнительный боковой ствол согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.7 показана скважина, аналогичная Фиг.6, в которой дополнительный боковой ствол подготовлен для гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.8, аналогичной Фиг.7, показана колонна насосно-компрессорных труб гидроразрыва развернутая в дополнительном боковом стволе скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.9, аналогичной Фиг.8, показана ситуация с удаленной колонной насосно-компрессорных труб гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.10, аналогичной Фиг.9, показана подготовка скважины к эксплуатации согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.11, аналогичной Фиг.10, показана подготовка скважины к эксплуатации согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.12, аналогичной Фиг.11, показано размещение верхнего пакера для подготовки скважины к эксплуатации и/или выполнению другого бокового ствола согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.13 показана скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.14, аналогичной Фиг.13, показано размещение отклоняющего клина, обеспечивающего выполнение следующего бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.15, аналогичной Фиг.14, показан хвостовик в следующем боковом стволе скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.16, аналогичной Фиг.15, показано развертывание оборудования гидроразрыва в скважине согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.17, аналогичной Фиг.16, показан начальный боковой ствол скважины, в котором проведен гидроразрыв согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.18, аналогичной Фиг.17, показана изоляция начального бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.19, аналогичной Фиг.18, показана подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.20, аналогичной Фиг.18, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.21, аналогичной Фиг.20, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.22, аналогичной Фиг.21, показана дополнительная подготовка следующего бокового ствола скважины к гидроразрыву, где следующий боковой ствол скважины изолирован для подачи текучей среды гидроразрыва согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.23, аналогичной Фиг.22, показан следующий боковой ствол скважины, в котором проведен гидроразрыв согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.24 показан спуск извлекающего инструмента в скважину для подъема оборудования, использованного в гидроразрыве пласта, согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.25, аналогичной Фиг.23, показана подготовка скважины к эксплуатации и/или выполнению дополнительного бокового ствола согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.26, аналогичной Фиг.25, показана подготовка скважины к эксплуатации и/или выполнению дополнительного бокового ствола согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.27, аналогичной Фиг.26, показано эксплуатационное оборудование, развернутое в скважине, для обеспечения добычи углеводородной текучей среды из множества боковых стволов скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.28 показана другая скважина, в которой выполнен начальный боковой ствол согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.29, аналогичной Фиг.28, показано размещение бокового хвостовика с изолирующими клапанами в боковом стволе скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.30, аналогичной Фиг.29, показан спуск инструмента селективной установки конструкции, в общем, в вертикальном стволе скважины, согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.31, аналогичной Фиг.30, показано развертывание блока отклоняющего клина и выполнение следующего бокового ствола скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.32, аналогичной Фиг.31, показан извлеченный отклоняющий клин и развернутый селективный сквозной ввод насосно-компрессорной трубы согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.33, аналогичной Фиг.32, показаны изолирующие клапаны и другое оборудование, спущенное в следующий боковой ствол скважины согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.34, аналогичной Фиг.33, показана многоствольная скважина с подготовленным для гидроразрыва верхним боковым стволом согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.35, аналогичной Фиг.34, показана муфта извлечения, спущенная в ствол скважины для извлечения сквозного селективного ввода насосно-компрессорной трубы согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.36, аналогичной Фиг.35, показана многоствольная скважина, с подготовленным к гидроразрыву нижним боковым стволом согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

На Фиг.37, аналогичной Фиг.36, показан многоствольная скважина, при заканчивании оборудованная скользящей втулкой, которую можно открывать для совместной добычи согласно альтернативному варианту осуществления настоящего изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В следующем описании представлен ряд деталей для лучшего понимания настоящего изобретения. Вместе с тем, специалисту в данной области техники следует понимать, что настоящее изобретение можно реализовать без данных деталей и возможны многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления.

Настоящее изобретение, в общем, относится к способу, использующему многоступенчатый гидроразрыв пласта в многоствольных скважинах для создания эффективного подхода к обработке скважин для интенсификации притока. Способ гидроразрыва можно реализовать как в системах с необсаженным стволом, так и в системах с обсаженным стволом и обеспечивать непрерывный гидроразрыв многочисленных боковых стволов при одной мобилизации, например, одной мобилизации установки или установок гидроразрыва, бригады и буровой установки, иногда именуемыми одним монтажом.

Для выполнения гидроразрыва множества боковых стволов скважины при одной мобилизации используют пробки или другие подходящие изолирующие устройства для изоляции боковых стволов скважины и для обеспечения гидроразрыва конкретных боковых стволов скважины. Колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва гидравлически соединяют с одним боковым стволом скважины единовременно и поток текучей среды гидроразрыва направляют в конкретный боковой ствол скважины в режиме, обеспечивающем получение необходимого гидроразрыва. По завершении гидроразрыва первого бокового ствола скважины колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва изолируют от обработанного гидроразрывом бокового ствола. В зависимости от варианта применения изоляцию можно обеспечить с помощью различных инструментов и способов, таких как инструмент геотехнических мероприятий, действие гидравлической линии управления, способа, использующего пульсации давления, или другого способа, используемого для гидравлической изоляции колонны насосно-компрессорных труб от бокового ствола скважины, уже обработанного гидроразрывом. Кроме того, колонну насосно-компрессорных труб гидроразрыва затем перемещают и соединяют со следующим боковым стволом скважины, подлежащим обработке гидроразрывом. В двух или больше боковых стволах скважины таким способом можно проводить заканчивание.

Способ обеспечивает эксплуатацию углеводородных, например нефтяных и/или газовых, коллекторов с несколькими ответвлениями скважины или боковыми стволами скважины с улучшением продуктивности и нефтеотдачи при уменьшении общих затрат. Многоступенчатый подход для многоствольных скважин можно использовать в различных внешних средах, включающих в себя коллекторы с низкой проницаемостью и естественной трещиноватостью. Выполнение многочисленных боковых стволов скважины улучшает возможности для заканчивания скважин, обеспечивающего их рентабельность. Например, горизонтальные боковые стволы вместе с гидроразрывом увеличивают продуктивность скважины в «плотных» пластах. Боковые стволы скважины, перпендикулярные природным трещинам, могут значительно улучшать производительность скважины.

На Фиг.1 показан один вариант осуществления системы 30 скважины, представляющий собой скважину 32 с множеством боковых стволов 34 скважины. Боковые стволы 34 скважины проходят через один или несколько подземных коллекторов 36 для обеспечения добычи нефти и/или газа. В показанном примере, в общем, вертикальный ствол 38 скважины пробурен вниз под наземным оборудованием 40, например буровой установкой и/или установкой гидроразрыва, и боковые стволы 34 отходят в боковом направлении от, в общем, вертикального ствола 38 скважины. Для примера боковые стволы 34 скважины могут являться, по существу, горизонтальными стволами. Как описано более подробно ниже, в многоствольной скважине 32 можно проводить заканчивание и обработку для интенсификации притока согласно различным методикам. Например, каждый боковой ствол 34 скважины можно бурить и заканчивать независимо. Альтернативно, все боковые стволы 34 скважины можно вначале бурить и затем заканчивать всей группой.

Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения боковые стволы 34 скважины бурят и заканчивают последовательно во время одной мобилизации, например, монтажа оборудования, и этот вариант осуществления показан и описан со ссылками на Фиг.2-12. На Фиг.2 показан начальный этап, на котором бурят первый боковой ствол 34 скважины в необходимую зону коллектора 36. Обсадная колонна 42 также может быть развернута в вертикальной секции 38 ствола скважины до первого бокового ствола 34 скважины. Следует заметить, что многоступенчатую методику для многоствольных скважин, описанную в данном документе, можно использовать как для необсаженных, так и обсаженных стволов скважины.

В показанном варианте первый боковой ствол 34 скважины затем крепят хвостовиком 44, который может иметь множество задвижек 46, как показано на Фиг.3. Хвостовик 44 цементируют по месту в боковом стволе 34 скважины и соединяют с узлом 48 подвески хвостовика. Дополнительно, разъединительный переводник 50 устанавливают на верхнем участке узла 48 подвески хвостовика для селективного размещения колонн гидроразрыва.

Как показано на Фиг.4, например, колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва спускают в многоствольную скважину 32 и скрепляют с разъединительным переводником 50. Это обеспечивает выполнение необходимой процедуры гидроразрыва в начальном боковом стволе 34 скважины. С помощью закачки текучей среды гидроразрыва в боковой ствол 34 скважины через задвижки 46 создают или и/или расширяют многочисленные трещины 54 в окружающей породе коллектора. В некоторых вариантах применения фрезерные инструменты извлечения можно использовать для обеспечения выполнения способа многоступенчатого гидроразрыва пласта.

После гидроразрыва начального бокового ствола 34 скважины колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва отсоединяют для обеспечения развертывания изолирующего устройства 56, такого как пробка, как показано на Фиг.5. Изолирующее устройство 56 изолирует начальный боковой ствол 34 скважины для формирования и гидроразрыва следующего бокового ствола скважины. Как показано на Фиг.6, следующий боковой ствол 34 скважины бурят и крепят другим хвостовиком 44, который затем цементируют по месту. Как и в первом боковом стволе скважины, следующий хвостовик 44 может содержать множество задвижек 46. Следует заметить, что описание в данном документе относится к выполнению двух боковых стволов 34 скважины, но подход может быть повторен для дополнительных боковых стволов скважины для создания необходимой многоствольной скважины 32. Как дополнительно показано на Фиг.6, блок 58 отклоняющего клина с отклоняющим клином 59 можно использовать для содействия выполнению проема в обсадной колонне 42 и бурению второго бокового ствола 34 скважины.

Затем узел 60 уплотнения можно спустить в скважину и соединить с хвостовиком 44 второго бокового ствола 34 скважины, как показано на Фиг.7. В качестве примера, узел 60 уплотнения может содержать пакер 62 и обсадную трубу или насосно-компрессорную трубу 64 проходящую между пакером 62 и хвостовиком 44. Колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва затем спускают в скважину для соединения с пакером 62, как показано на Фиг.8. После соединения процедуру гидроразрыва можно выполнить в следующем боковом стволе 34 скважины для создания трещин 54. Фрезерные инструменты извлечения или другие аналогичные устройства могут быть также использованы для содействия процедуре многоступенчатого гидроразрыва пласта в следующем боковом стволе скважины.

По завершении процедуры гидроразрыва колонну 52 насосно-компрессорных труб гидроразрыва удаляют вместе с пакером 62 и насосно-компрессорной трубой 64. Подходящий постоянный пакер 66 можно затем установить сверху или вблизи конца хвостовика 44 в следующем боковом стволе 34 скважины, как показано на Фиг.9. Кроме того, отклоняющий клин 59 также можно открепить и удалить из скважины.

На данном этапе удлинитель и шаблонирующий блок 68 быстродействующего соединения может быть спущен в скважину для соединения с оставшейся частью блока 58 отклоняющего клина, как показано на Фиг.10. Это обеспечивает соединение насосно-компрессорной трубы 70 соединителя между пакером 66 и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения, как показано на Фиг.11. Насосно-компрессорная труба 70 соединителя может содержать, например, буферные патрубки и быстродействующий соединитель. Затем комплект 72 пакера развертывают в скважине для соединения с верхним участком удлинителя и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения, как показано на Фиг.12. В данном варианте осуществления узел 72 пакера содержит пакер 74, который можно приводить в действие для уплотнения к обсадной колонне 42 в вертикальной секции 38 ствола скважины. Узел 72 пакера также может содержать насосно-компрессорную трубу 76, проходящую между пакером 74 и шаблонирующим блоком 68 быстродействующего соединения. В зависимости от варианта применения узел 72 пакера также может содержать различные другие или дополнительные компоненты, такие как переходники, патрубки, уплотнения и другие компоненты для осуществления добычи углеводородных текучих сред.

Изолирующее устройство 56, например пробку, также отсоединяют от разъединительного переводника 50. Если уже выполнено достаточное число боковых стволов 34 скважины, изолирующее устройство может быть удалено полностью для обеспечения добычи из многоствольной скважины 32. Если, с другой стороны, необходимо выполнить дополнительные боковые стволы скважины, изолирующее устройство 56 можно опять использовать для изоляции боковых стволов скважины, уже прошедших гидроразрыв, на время бурения и гидроразрыва следующего бокового ствола 34 скважины. С использованием данных компонентов и последовательности процедуры осуществляют гидроразрыв и заканчивание многочисленных боковых стволов скважины во время одной мобилизации наземного оборудования 40.

На Фиг.13-27 показан другой вариант осуществления методики многоступенчатой обработки многоствольной скважины для интенсификации притока. В данном варианте осуществления вначале, например, бурят все боковые стволы 34 скважин и затем проводят групповое заканчивание боковых стволов скважины во время одной мобилизации. Как показано на Фиг.13, в многоствольной скважине 32 вначале выполняют первый боковой ствол 34. В многоствольной скважине 32 можно затем провести каротаж и крепление скважины обсадной колонной 78, проходящей, в общем, через вертикальную секцию 38 ствола скважины и боковой ствол 34 скважины. Соединительная муфта 80 обсадной колонны может быть установлена в вертикальной секции 38 ствола скважины на небольшом расстоянии над боковым стволом 34 скважины. Дополнительно, башмак 82 обсадной колонны может быть установлен на дальнем конце обсадной колонны, проходящей вдоль бокового ствола 34 скважины.

Затем блок 84 отклоняющего клина спускают в скважину в соединение с соединительной муфтой 80 обсадной колонны, как показано на Фиг.14. Блок 84 отклоняющего клина содержит отклоняющий клин 86, содействующий выполнению проема 88 в обсадной колонне 78. В качестве примера, проем 88 в обсадной колонне можно фрезеровать в стенке обсадной колонны для обеспечения выполнения, т.е. бурения, второго бокового ствола 34 скважины, как показано на Фиг.15.

После бурения второго бокового ствола 34 скважины боковой хвостовик 90 развертывают во втором боковом стволе 34 скважины. Гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской может быть установлено сверху/вблизи конца бокового хвостовика 90. Кроме того, боковой хвостовик 90 можно цементировать по месту в боковом стволе 34 скважины.

Как показано на Фиг.16, блок 84 отклоняющего клина можно затем извлечь из скважины для обеспечения развертывания узла 94 пакера, устанавливаемого на окружающую обсадную колонну 78, в общем, вертикальной секции 38 ствола скважины, непосредственно над начальным боковым стволом 34 скважины. Комплект 94 пакера может содержать пакер 98 и райзер 100, проходящий вверх от пакера 98 в вертикальной секции 38 ствола скважины между боковыми стволами 34 скважины. После установки пакера 98 узел 102 второго пакера спускают в скважину и соединяют, например, устанавливают в райзер 100. Узел 102 второго пакера содержит пакер 104 и насосно-компрессорную трубу 106, проходящую вниз от пакера 104 и в соединение с райзером 100, например, через узел уплотнения.

Процесс выполнения бокового ствола 34 скважины можно повторять до выполнения и заканчивания необходимого числа боковых стволов 34 скважины с необходимыми компоновками хвостовика. На данном этапе текучую среду гидроразрыва закачивают в скважину через узлы 102 и 94 пакеров в начальный, например самый нижний, боковой ствол 34 скважины для проведения процедуры гидроразрыва, в которой создают множество трещин 108, как показано на Фиг.17. Испытания на приток и другие испытания можно затем выполнять в прошедшем гидроразрыв боковом стволе скважины.

После гидроразрыва и испытания в данном начальном боковом стволе 34 скважины изолирующее устройство 110, например пробку, спускают в скважину на место вблизи нижнего пакера 98, как показано на Фиг.18. Изолирующее устройство 110 служит для изоляции следующего по порядку бокового ствола 34 скважины от бокового ствола или стволов, уже прошедших гидроразрыв.

Извлекающий инструмент 112 затем спускают в скважину, как показано на Фиг.19. Извлекающий инструмент 112 используют для извлечения верхнего пакера 104 и насосно-компрессорной трубы 106, как показано на Фиг.20. Другие компоненты также могут быть извлечены, если необходимо, для осуществления гидроразрыва следующего по порядку бокового ствола 34 скважины. Дополнительно, райзер 100 или участки райзера 100 могут быть удалены с его места в вертикальной секции 38 ствола скважины между боковыми стволами 34 скважины. Например, райзер 100 может содержать узел уплотнения с овершотом, удаляемый посредством извлекающего инструмента 112. Узлы уплотнения с овершотом можно использовать в данном варианте осуществления для содействия соединению с оборудованием 102 второго пакера и в других вариантах осуществления для содействия соединению компонентов, спущенных в скважину.

Затем блок 84 отклоняющего клина опять перемещают к забою скважины в соединение с соединительной муфтой 80 обсадной колонны, как показано на Фиг.21. Блок 84 отклоняющего клина и его отклоняющий клин 86 содействуют развертыванию комплекта 114 пакера, выполненного с возможностью осуществления гидроразрыва, как показано на Фиг.22. В данном примере комплект 114 пакера содержит собственно пакер 116 и конструкцию 118 насосно-компрессорной трубы, проходящую от пакера 116 в гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской. В качестве примера, конструкция 118 насосно-компрессорной трубы может содержать узел уплотнения 120, выполненный с возможностью заведения в гнездо 92 хвостовика для стыковки с подвеской.

После соединения насосно-компрессорной трубы 118 с гнездом 92 хвостовика для стыковки с подвеской и установки пакера 116 можно выполнять процедуру гидроразрыва. Во время процедуры гидроразрыва текучую среду гидроразрыва закачивают в скважину через пакер 116 и через конструкцию 118 насосно-компрессорной трубы в следующий, например верхний, боковой ствол 34 скважины для создания многочисленных трещин 108, как показано на Фиг.23. В следующем боковом стволе 34 скважины можно затем проводить испытания на приток и другие испытания, предшествующие эксплуатации.

По завершении испытаний следующего бокового ствола 34 скважины извлекающий инструмент 112 спускают в скважину и соединяют с пакером 116, как показано на Фиг.24. Пакер 116 высвобождают, и затем весь узел 114 пакера может быть удален из гнезда 92 хвостовика и извлечен из скважины через вертикальную секцию 38 ствола, как показано на Фиг.25. Аналогично, блок 84 отклоняющего клина также можно извлечь, как дополнительно показано на Фиг.26. После выполнения всех необходимых боковых стволов 34 скважины изолирующее устройство 110 также может быть удалено для окончательного обеспечения притока добываемой текучей среды из всех боковых стволов скважины. Благодаря использованным компонентам и последовательности действий осуществляют гидроразрыв и заканчивание многочисленных боковых стволов скважины во время одной мобилизации наземного оборудования 40.

Удаление оборудования гидроразрыва обеспечивает развертывание оборудования 122 заканчивания для ввода в эксплуатацию, как показано на Фиг.27. Оборудование 122 заканчивания может меняться в различных вариантах применения в зависимости от внешней среды, числа боковых стволов скважины и других факторов, влияющих на добычу углеводородных текучих сред. В качестве примера, оборудование 122 заканчивания может содержать верхний пакер 124, установленный, в общем, в вертикальной секции 38 ствола скважины над боковым стволом 34 скважины для изоляции многоствольной скважины 32 от нежелательного притока текучей среды. Оборудование 122 заканчивания может также содержать множество колонн 126, 128 насосно-компрессорных труб, сообщающихся текучей средой с соответствующими боковыми стволами 34 скважины. Например, колонна 126 насосно-компрессорных труб проходит вниз через верхний пакер 124 и в соединение с райзером 100 для подачи скважинных текучих сред из нижнего бокового ствола 34 скважины. Аналогично колонна 128 насосно-компрессорных труб проходит вниз через пакер 124 к верхнему боковому стволу 34 скважины для подачи скважинных текучих сред из верхнего бокового ствола 34 скважины. Вместе с тем оборудование 122 заканчивания может содержать различные другие компоненты 130, включающие в себя линии управления, системы датчиков, клапаны регулирования расхода, манифольды регулирования расхода и другие компоненты осуществления добычи текучих среды из боковых стволов 34 скважины.

В вариантах осуществления, описанных выше, приведены примеры систем и способы с включением в состав методик многоступенчатого гидроразрыва пласта в многоствольных скважинах. Как описано, гидроразрыв всех боковых стволов скважины можно выполнять в одном рейсе заканчивания с одной мобилизацией буровой установки. Кроме того, боковые стволы скважины можно бурить и заканчивать по технологии многоступенчатого разрыва пласта, использующей цементируемые хвостовики, системы с необсаженным стволом или другие подходящие системы. В итоге колонну заканчивания спускают для подключения каждого бокового ствола скважины к насосно-компрессорной трубе заканчивания, проходящей на поверхность, как показано на Фиг.27.

На Фиг.28-37 показан другой вариант осуществления способа многоступенчатой обработки многоствольной скважины для интенсификации притока. В данном варианте осуществления многоствольную скважину 32 выполняют бурением вначале основного, в общем, вертикального ствола 38 скважины. Затем обсадную колонну 42 спускают в вертикальный ствол 38 скважины с муфтой 132 обсадной колонны, повернутой в заданное положение, и бурят первый необсаженный боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.28. На данном этапе нижний боковой хвостовик 134 с множеством изолирующих клапанов 136 и, по меньшей мере, одним изолирующим пакером 138 может быть спущен в нижний боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.29. В некоторых вариантах применения боковой хвостовик 134 можно цементировать по месту в боковом стволе скважины.

Затем инструмент 140 селективной установки конструкции спускают в скважину на муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение, и определяют ориентацию паза муфты обсадной колонны, как показано на Фиг.30. Верхняя муфта 132 обсадной колонны, повернутая в заданное положение, также может быть установлена, в общем, в вертикальной секции 38 ствола скважины. Положение отклоняющего клина 142 затем корректируют на поверхности относительно инструмента 140 селективной установки конструкции и спускают в скважину на нижнюю муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение, как показано на Фиг.31. Отклоняющий клин 142 обеспечивает фрезерование окна 144 в обсадной колонне 42. Следом за фрезерованием можно выполнять промывочную операцию перед спуском компоновки низа бурильной колонны, используемой для бурения второго и верхнего бокового ствола 34 скважины, как дополнительно показано на Фиг.31.

Отклоняющий клин 142 затем извлекают для обеспечения спуска дефлектора 146 селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы, как показано на Фиг.32. Дефлектор 146 спускают в вертикальной секции 38 ствола скважины на нижнюю муфту 132 обсадной колонны, повернутую в заданное положение. Затем другой боковой хвостовик 134 с изолирующими клапанами 136 спускают в верхний боковой ствол 34 скважины, как показано на Фиг.33. Боковой хвостовик 134 можно спускать с наружной сквозной извлекаемой муфтой 147 селективного ввода насосно-компрессорной трубы в боковой ствол и гнездом 148 для стыковки с подвеской. После развертывания оборудования в верхнем боковом стволе скважины инструмент спуска хвостовика можно извлечь из скважины. Это дает возможность перемещения буровой установки из многоствольной скважины 32 и перемещения буровой установки капремонта и насосных блоков на скважину.

Как показано на Фиг.34, узел 150 уплотнения и инструмент 152 селективного соединения с втулкой и со сквозным проходом насосно-компрессорной трубы для ввода в боковой ствол может быть спущен в скважину и соединен с гнездом 148 хвостовика для стыковки с подвеской. Затем выполняют гидроразрыв в верхнем боковом стволе 34 скважины, изолированном от нижнего бокового ствола скважины. Если верхний боковой хвостовик 134 требует цементирования, цементирование можно выполнять при спуске бокового хвостовика или в отдельном рейсе в скважину. После гидроразрыва пласта узел 150 уплотнения поднимают из скважины с наружной сквозной извлекаемой муфтой 147 селективного ввода насосно-компрессорной трубы в боковой ствол и муфту 147 опять спускают для соединения с дефлектором 146 селективного ввода со сквозным проходом для насосно-компрессорной трубы в боковой ствол, как показано на Фиг.35. Муфту 147 поднимают вверх для освобождения дефлектора 146 и всю компоновку извлекают из скважины.

Затем узел уплотнения, например узел 150 уплотнения, спускают в скважину к нижнему боковому стволу 34 скважины на рабочей колонне 154 со скользящей втулкой 156, как показано на Фиг.36. Подходящее наружное пространство используют для установки подвески и уплотнения насосно-компрессорной трубы в соответствующем гнезде 158 хвостовика для стыковки с подвеской. Это обеспечивает выполнение гидроразрыва пласта в нижнем боковом стволе 34 скважины, как дополнительно показано на Фиг.36, при изоляции нижнего бокового ствола 34 изолирующим пакером 138. Насосные установки можно затем переместить от скважины и боковые стволы 34 скважины можно отдельно испытывать на приток с помощью скользящей втулки 156. В некоторых вариантах применения верхний пакер также эксплуатируют. На данном этапе многоствольная скважина 32 является законченной и скользящую втулку 156 можно открывать для совместной эксплуатации, как показано на Фиг.37.

Следует заметить, что способы заканчивания и гидроразрыва скважин, описанные в данном документе, можно корректировать, приспосабливая к различным скважинам, внешним средам и типам оборудования. Например, различные компоненты можно использовать для регулирования распределения текучей среды гидроразрыва по конкретным боковым стволам скважины, обрабатываемым в данное время. Как описано выше, отводящие системы, такие как оборудование пакеров и устройства типа манифольда, можно использовать для управления подачей текучей среды гидроразрыва в конкретные боковые стволы скважины. Во время гидроразрыва все другие боковые стволы скважины гидравлически изолируют от колонны насосно-компрессорных труб гидроразрыва. Дополнительно, различные компоненты и технологии можно использовать для распределения текучей среды гидроразрыва. Например, различные серийно выпускаемые клапанные системы можно использовать для регулирования расхода текучей среды гидроразрыва. В некоторых вариантах применения клапаны или втулки переключаются механически с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы или троса. В других вариантах применения в системах клапанов можно использовать клапаны, открывающиеся и закрывающиеся давлением циркуляции, электроприводом, гидроприводом или с использованием других методик. По меньшей мере, в некоторых вариантах осуществления возможность выполнения многоступенчатой обработки в многоствольной скважине для интенсификации притока во время одной мобилизации буровой установки обеспечивает непрерывную накачку текучей среды гидроразрыва во время гидроразрыва многочисленных боковых стволов скважин.

Скважинная система может быть выполнена с компонентами многих типов, использующимися в скважинных системах многих типов. Типы пакеров, отклоняющих клиньев, насосно-компрессорных труб, блоков уплотнения, изолирующих устройств, извлекающих инструментов и других компонентов могут отличаться в различных работах. Различные компоненты можно выбирать и оптимизировать согласно конкретному применению и внешней среде, в которой используют компоненты. Дополнительно, число, длину и ориентацию боковых стволов скважины можно корректировать в соответствие с коллектором и имеющимися углеводородными текучими средами данного проекта нефтепромысла.

Хотя только несколько вариантов осуществления настоящего изобретения детально описаны выше, специалисту в данной области техники должно быть ясно, что возможны многие модификации в объеме данного изобретения, определяемого формулой изобретения.