ОБРАЗОВАНИЕ МНОГОСТВОЛЬНЫХ СКВАЖИН

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к образованию многоствольных скважин.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Углеводороды (например, нефть, природный газ, их сочетания или другие углеводороды) можно добывать через относительно сложные стволы скважин, пересекающие подземную зону (например, пласт, часть пласта или множество пластов). Некоторые скважины, называемые многоствольными скважинами, содержат основный ствол и один или больше боковых стволов скважины, каждый из которых проходит под углом от основного ствола скважины. Выполнение операции гидроразрыва либо в основном стволе, либо в одном из боковых стволов скважины может включать в себя изоляцию остальных стволов скважины от ствола, который подвергается гидроразрыву. Такая изоляция и операция гидроразрыва может потребовать множества проходов в многоствольную скважину и из нее. Множество проходов может приводить к тому, что работа многоствольной скважины будет неэффективной и/или дорогостоящей.

ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1A и 1B приведены схематические изображения, отображающие буровую площадку с примером буровой установки для бурения примера многоствольной скважины.

На фиг. 1C приведено схематическое изображение, отображающее систему гидроразрывов, выполненную на буровой площадке по фиг. 1A и 1B.

На фиг. 2A и 2B приведены схематические изображения, отображающие буровую площадку с примером установки для ремонта для выполнения скважинных операций на примере многоствольной скважины.

На фиг. 3 приведена схема последовательности операций для примера процесса образования многоствольной скважины.

На фиг. 4 приведена схема последовательности операций для примера процесса организации доступа к боковому стволу в многоствольной скважине.

На фиг. 5A-5I приведены схематические изображения, отображающие многоствольную скважину, образуемую в подземной зоне.

Одинаковыми ссылочными символами на различных чертежах обозначены одинаковые элементы.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В настоящем изобретении описано образование многоствольных скважин путем создания гидравлической изоляции основного ствола скважины и каждого бокового ствола, при одновременном ограничении дополнительных проходов, связанных с созданием многоствольных соединений. В некоторых вариантах осуществления для образования многоствольной скважины, чтобы формировать основный ствол скважины, и чтобы формировать один или больше боковых стволов скважин от основного ствола скважины, для бурения подземной зоны может использоваться буровая установка. Для выполнения бокового ствола скважины от основного ствола скважины в основном стволе скважины устанавливают клин-отклонитель в месте, в котором должен быть образован боковой ствол скважины, или ниже него. Нижний участок клина-отклонителя расширен относительно верхнего участка, что приводит к вклиниванию клина-отклонителя в основный ствол скважины. Когда буровое долото, прикрепленное к колонне, опускают в основной ствол скважины, клин-отклонитель отклоняет буровое долото вбок от оси основного ствола скважины для бурения бокового ствола скважины. Клин-отклонитель может быть извлечен из основного ствола скважины, используя механизм для извлечения, включенный в клин-отклонитель. После того как основной ствол скважины и все боковые стволы в многоствольной скважине сформированы, буровая установка может быть удалена. Впоследствии может быть выполнена операция гидроразрыва путем избирательного доступа либо к основному стволу скважины, либо к одному из боковых стволов скважины. Как описано ниже, для избирательного доступа либо к основному стволу скважины, либо к боковому стволу скважины может быть использовано скважинное отклоняющее устройство.

Применение описанного в настоящем документе способа может ограничивать число проходов для выполнения скважинных операций в многоствольных скважинах. Это может сделать многоствольные скважины экономически привлекательным вариантом, например, в нетрадиционных пластах, в которых требуется гидроразрыв. Например, путем бурения основного ствола скважины и боковых стволов скважины перед выполнением операций гидроразрыва, буровая установка, используемая для бурения стволов скважины, может быть выведена, что приводит к значительной экономии средств, благодаря сохранению буровой установки, которые в противном случае могли бы быть утрачены. Иногда основной ствол скважины бурят, подвергают разрыву и уплотняют перед выполнением операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Выполнение этого может препятствовать добыче из основного ствола скважины. Внедрение описанных здесь способов может устранить необходимость в уплотнении основного ствола скважины перед выполнением операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Кроме того, описанные здесь способы могут обеспечить оператору многоствольной скважины доступ к какому-либо стволу скважины, т. е. боковому стволу скважины или основному стволу скважины, для выполнения вначале операции гидроразрыва, наряду с выполнением уплотнения остальных стволов в многоствольной скважине. Иначе говоря, оператору многоствольной скважины не нужно вначале выполнять операцию гидроразрыва на основном стволе скважины, а затем выполнять операцию гидроразрыва на боковом стволе скважины. Вместо этого оператор многоствольной скважины может выбрать вначале выполнение операции гидроразрыва в боковом стволе скважины, а затем выполнение операции гидроразрыва в основном стволе скважины. Оператор может предпочесть разработку либо основного ствола скважины, либо бокового ствола скважины в течение некоторого значительного периода времени перед разработкой остальных стволов скважин. Способы, описанные в настоящем документе, позволили бы отсрочку добычи без необходимости повторного ввода в действие буровой установки. Кроме того, описанные здесь способы обеспечивают доступ к любому стволу скважины или к ним обоим для последующих работ, таких как повторная интенсификация или очистка, чтобы восстановить добычу или закупоривание, или закрывание зон, более не продуктивных, без необходимости повторного ввода в действие буровой установки для повторного вхождения в боковой ствол скважины.

На фиг. 1A и 1B приведены схематические изображения, отображающие буровую площадку с примером буровой установки для бурения примера многоствольной скважины. На фиг. 1C приведено схематическое изображение, отображающее систему гидроразрывов, выполненную на буровой площадке по фиг. 1A и 1B. На фиг. 2A и 2B приведены схематические изображения, отображающие буровую площадку с примером установки для ремонта для выполнения скважинных операций (например, разрыва) на примере многоствольной скважины. На фиг. 3 приведена схема последовательности операций для примера процесса 300 образования многоствольной скважины. Операции процесса 300 описаны ниже со ссылками на схематические изображения, показанные на фиг. 1A, 1B, 2A и 2B.

На этапе 302 бурением подземной зоны образуют основной ствол скважины, используя буровую установку. На фиг. 1A приведено схематическое изображение, отображающее пример буровой установки 10 для образования основного ствола 112 многоствольной скважины. Буровая установка 10 представляет собой полномасштабную установку для выполнения операций первичного и/или направленного бурения. В некоторых вариантах осуществления буровая установка 10, расположенная на поверхности или над поверхностью 12, вращает бурильную колонну (не показано) в стволе 110 скважины под поверхностью 12. Бурильная колонна, как правило, содержит бурильную колонну и бурильные трубы, которые вращаются, чтобы передавать вращении вниз по стволу 110 скважины к буровому долоту (не показано) или другому скважинному оборудованию, прикрепленному к дальнему концу бурильной колонны. Бурильная колонна 10 содержит оборудование 14 на поверхности для вращения бурильной колонны и бурового долота, когда буровое долото бурит поземную зону, которая включает в себя пласт, часть пласта или множество пластов (например, первый пласт 102, второй пласт 104, третий пласт 106). В некоторых вариантах осуществления буровая установка 10 может работать для образования основного ствола 112 скважины в третьем пласте 106 от подземной зоны. Основной ствол 112 скважины может быть вертикальным стволом скважины, горизонтальным стволом скважины или наклонным стволом скважины. В некоторых вариантах осуществления основной ствол 112 скважины может проходить сквозь множество пластов в подземной зоне.

На этапе 304 вблизи входа 113 в боковой ствол 114 в многоствольной скважине устанавливают скважинное отклоняющее устройство 140. В некоторых вариантах осуществления скважинное отклоняющее устройство 140 может представлять собой комбинацию клина-отклонителя и дефлектора заканчивания (в дальнейшем «клин-отклонитель»), например, комбинацию клина-отклонителя и дефлектора заканчивания, описанную в патенте США № 8 376 066. Клин-отклонитель может быть установлен вблизи входа в боковой ствол скважины и может работать, чтобы направлять узел от поверхности либо в основной ствол скважины, либо в боковой ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления скважинное отклоняющее устройство 140 (т. е. клин-отклонитель) может содержать поверхность для отклонения режущего инструмента (например, фрезы, бурового долота, или их обоих) для создания бокового ствола 114 скважины и может отклонять колонну заканчивания для заканчивания бокового ствола 114 скважины без необходимости извлечения узла или части узла из ствола 110 скважины, перед тем как выполнять отклонение колонны заканчивания. В некоторых случаях буровое долото спускают в ствол 110 скважины и отклоняют с помощью скважинного отклоняющего устройства 140 в направлении входа 113. В некоторых случаях часть ствола 110 скважины, содержащая и/или окружающая вход 113, может быть обсажена перед установкой скважинного отклоняющего устройства 140 вблизи входа 113. В таких случаях фрезу опускают в ствол 110 скважины для образования окна в обсадной трубе на входе 113. Впоследствии может быть спущено буровое долото.

Поверхность комбинированного клина-отклонителя-дефлектора соответствующим образом сужается, чтобы обеспечить вырезание или выбуривание окна в обсадной колонне, для бурения бокового ствола 114 скважины, для развертывания ответвления колонны заканчивания, например, соединения, и для обеспечения сообщения текучей среды с основным стволом скважины. Например, узел включает в себя один или больше механизмов для закупоривания и уплотнения основного ствола 112 скважины. Узел также защищает от бурового шлама внутрискважинного происхождения. В некоторых вариантах осуществления узел создает непрерывный, уплотненный путь к нижним заканчиваниям в основном стволе 112 скважины и обеспечивает доступ для проведения работ через основной ствол 112 скважины. Поверхность выполнена с возможностью восстановления при использовании внешних механизмов (например, ловильного колокола и овершота или других внешних механизмов) и/или внутренних механизмов (например, инструмента для продвижения/извлечения и труболовки или других внутренних механизмов).

На этапе 306 боковой ствол скважины выполняют от основного ствола скважины путем бурения подземной зоны, используя буровую установку. На фиг. 1B приведено схематическое изображение, отображающее пример буровой установки 110 для образования бокового ствола 114 многоствольной скважины. В некоторых вариантах осуществления один или больше режущих инструментов (например, фрезы и/или буры) спускают в скважину 110 (например, через обсадную трубу) и отклоняют с помощью поверхности скважинного отклоняющего устройства 140 в направлении входа 113. В тех случаях, когда часть ствола 110 скважины вокруг входа 113 обсажена, режущие инструменты прорезают боковую стенку обсадной трубы, чтобы образовывать окно, через которое режущие инструменты могут создавать боковой ствол 114 скважины во втором пласте 104. Боковой ствол 114 скважины можно, альтернативно или дополнительно, выбуривать через один или больше других пластов в подземной зоне. Режущие инструменты можно удалять из бокового ствола 114 скважины, а колонну заканчивания опускать в ствол 110 скважины. По меньшей мере часть колонны заканчивания может быть отклонена с помощью поверхности скважинного отклоняющего устройства 140 в направлении бокового ствола 114 скважины для заканчивания бокового ствола скважины 114. Один или больше дополнительных боковых стволов скважины могут быть образованы в подземной зоне, используя буровую установку 10, путем применения способов, аналогичных описанным выше, в других местах в стволе 110 скважины.

На этапе 308 буровую установку удаляют после образования многоствольной скважины. Удаление буровой установки включает в себя удаление буровой установки с буровой площадки, на которой бурят многоствольную скважину, при этом буровая площадка включает в себя площадь для размещения буровой установки и связанного с ней оборудования для образования многоствольной скважины. То есть, имущество буровой установки выводят таким образом, что расходы, связанные с содержанием буровой установки, будут сокращены. Скважинное отклоняющее устройство 140 оставляют на месте в стволе скважины.

На этапе 310 организовывают доступ к стволу скважины (например, либо к основному стволу 110 скважины, либо к боковому стволу 112 скважины), используя элемент, расширяемый под воздействием давления, до размеров, которые позволяют либо предотвращают доступ к стволу скважины. На фиг. 2A приведено схематическое изображение, отображающее установку 200 для ремонта для доступа к боковому стволу 114 скважины. По сравнению с буровой установкой установка 200 для ремонта является меньшей и мобильной. Например, все компоненты установки для ремонта могут быть загружены в один грузовой автомобиль и могут транспортироваться между буровыми площадками. Буровые установки, с другой стороны, содержат множество компонентов, которые после завершения бурения демонтируют и увозят с буровой площадки на нескольких грузовых автомобилях. В некоторых вариантах осуществления установка 200 для ремонта работает для опускания колонны 202 в ствол 110 скважины. Элемент 204, расширяющийся под воздействием давления (например, под воздействием текучей среды, проходящей через элемент 204), до размеров, которые позволяют либо предотвращают доступ к боковому стволу 114 скважины, прикреплен к дальнему концу колонны 202. По мере опускания элемента 204 в ствол 110 скважины элемент 204 отклоняют с помощью скважинного отклоняющего устройства 140 в боковой ствол 114 скважины.

На фиг. 4 приведена схема последовательности операций примера процесса 400 для доступа к боковому стволу 114 скважины (или основному стволу 112 скважины) в многоствольной скважине, используя элемент 204. В некоторых вариантах осуществления элемент 204 может содержать узел насадки, имеющий параметры, которые являются регулируемыми в скважине, для избирательного входа в одно или больше ответвлений многоствольной скважины, все за один проход в скважине. Параметры узла насадки, которые могут быть регулируемыми внутри скважины, могут включать в себя длину, диаметр, их сочетание или другие параметры. Регулируемые параметры могут обеспечить оператору скважины грамотное взаимодействие с узлами дефлектора, расположенными во множестве соединений в многоствольной скважине. Каждый узел дефлектора может включать в себя верхний и нижний дефлекторы, расположенные друг от друга на заранее установленном расстоянии. На требуемом узле дефлектора узел насадки может быть приведен в действие для изменения его длины относительно заранее установленного расстояния, таким образом, что он может быть отклонен или направлен либо в боковой ствол скважины, либо дальше вглубь скважины в основном стволе скважины. Аналогично, нижний дефлектор каждого узла дефлектора может включать в себя трубопровод, имеющий заранее заданный диаметр. На требуемом узле дефлектора узел насадки может быть приведен в действие для изменения его диаметра относительно заранее заданного диаметра таким образом, что он может быть направлен либо в боковой ствол скважины, либо дальше вглубь скважины в основном стволе скважины. Соответственно, операторы скважины могут иметь возможность избирательного направления узла насадки во множество ответвлений ствола скважины путем регулирования параметров узла насадки, по необходимости, внутри скважины. Узел насадки может быть приведен в действие путем приложения гидравлического давления к узлу. Например, рабочая жидкость для гидросистемы может быть подведена от места на поверхности через систему подачи (например, гибкие трубы, бурильную трубу, насосно-компрессорную колонну или другую систему подачи), соединенную с узлом насадки. Узел насадки может, альтернативно или дополнительно, приводиться в действие, используя механические и/или электрические механизмы. Пример узла насадки описан в заявке PCT/US13/52100, поданной 25 июля 2013 г. под названием «Expandable and Variable-Length Bullnose Assembly for use with a Wellbore Deflector Assembly».

На этапе 402 текучая среда проходит через элемент 204 при первом расходе, чтобы принуждать элемент перемещаться к боковому стволу 114 скважины без расширения. Например, система гидроразрыва работает для пропускания жидкости для гидроразрыва через элемент 204, чтобы обеспечить циркуляцию элемента 204 без расширения в направлении бокового ствола 114 скважины. По мере перемещения элемента 204 через ствол 110 скважины, скважинное отклоняющее устройство 140 отклоняет элемент 204 в направлении бокового ствола 114 скважины. На этапе 404 текучая среда проходит через элемент 204 при втором расходе, большем, чем первый расход. Например, система гидроразрыва работает для пропускания жидкости для гидроразрыва через элемент 204 при втором расходе, при котором элемент 204 расширяется, чтобы входить в боковой ствол 114 скважины. На этапе 406 текучая среда проходит через элемент 204 при третьем расходе, чтобы принуждать элемент сжиматься, для пропускания через боковой ствол 114 скважины. Например, система гидроразрыва работает для пропускания жидкости для гидроразрыва через элемент 204 при третьем расходе, меньшем, чем второй расход, чтобы позволить элементу 204 входить в отверстие уплотнения или проходить ограничения в боковом стволе 114 скважины. На этапе 408, текучую среду пропускают через элемент 204 при четвертом расходе для гидроразрыва бокового ствола 114 скважины. Например, система гидроразрыва работает для пропускания жидкости для гидроразрыва при четвертом расходе, большем, чем третий расход, принуждая элемент 204 сжиматься, но позволяя жидкости для гидроразрыва проходить для гидроразрыва бокового ствола 114 скважины. В некоторых вариантах осуществления четвертый расход может быть наибольшим из четырех расходов, при которых жидкость для гидроразрыва пропускают через элемент 204.

В некоторых вариантах осуществления элемент 204 представляет собой узел насадки, содержащий насадку. Узел насадки работает, чтобы регулировать различные параметры узла, будучи внутри скважины, так что узел может избирательно входить во множество ответвлений многоствольной скважины, все за один проход внутрь скважины. Параметры узла насадки, которые могут быть регулируемыми внутри скважины, могут включать в себя длину, диаметр, их сочетание или другие параметры. В некоторых вариантах осуществления насадка в узле насадки может быть полной насадкой, тогда как в других вариантах, она не обязательно бывает полной насадкой. Вместо этого насадка может включать в себя сквозное отверстие, и может расширяться радиально только по наружному диаметру. Насадка может функционировать таким образом, что чередующиеся последовательности потока или давления при определенном расходе могут расширять или не расширять насадку. Такая расширяющаяся насадка может обеспечить использование одной и той же колонны для входа в основной ствол 112 скважины ниже скважинного отклоняющего устройства 140 или в боковой ствол 114 скважины для выполнения операции гидроразрыва.

В некоторых вариантах осуществления элемент 204 представляет собой режущий инструмент, например, фрезу или бур с лезвиями, которые раздвигаются под воздействием потока или давления. В таких вариантах осуществления режущий инструмент может работать в качестве собственной расширяющейся насадки. Режущий инструмент и узел гибких труб может быть расположен выше скважинного отклоняющего устройства 140. Затем режущий инструмент может быть раздвинут, например, под воздействием давления или потока, таким образом, что наружный диаметр режущего инструмента расширяется, чтобы стать слишком большим для прохода через скважинное отклоняющее устройство 140, и он отклоняется в боковой ствол 114 скважины. В боковом стволе 114 скважины режущий инструмент может быть либо оставлен в раздвинутом состоянии, либо сжат до такого диаметра, чтобы пробки и шар/шаровые седла в боковом стволе 114 скважины могли быть вырезаны.

Выше были описаны примеры способов для организации доступа к боковому стволу 114 скважины перед доступом к основному стволу 112 скважины. В некоторых вариантах осуществления доступ к основному стволу 112 скважины может быть организован раньше доступа к боковому стволу 114 скважины, благодаря внедрению способов, аналогичных описанным выше со ссылками на фиг. 4 и процесс 400. Например, скважинное отклоняющее устройство 140 (например, комбинированный клин-отклонитель-дефлектор) может содержать сквозное отверстие 116, через которое может быть пропущен элемент 204 (например, узел насадки или режущий инструмент) для доступа к основному стволу 112 скважины. В некоторых вариантах осуществления скважинное отклоняющее устройство 140 (например, комбинированный клин-дефлектор), которое установлено на входе 113 в боковой ствол 112 скважины, может быть закупорено с помощью разбуриваемого материала 206. Поскольку разбуриваемый материал 206 блокирует (например, полностью или частично) доступ ниже скважинного отклоняющего устройства 140, скважинное отклоняющее устройство 140 отклоняет элемент 204 в боковой ствол 114 скважины. Уплотнение, сформированное из разбуриваемого материала 206, может альтернативно или дополнительно, ограничивать/препятствовать падению бурового шлама в основной ствол 112 скважины ниже скважинного отклоняющего устройства 140 в продолжение скважинных операций, например, вырезания выхода обсадной трубы, бурения бокового ствола 114 скважины или других скважинных операций, выполняемых возле скважинного отклоняющего устройства 140 или выше него. Для организации доступа к основному стволу 112 скважины перед доступом к боковому стволу 114 скважины гибкие трубы, которые содержат режущий инструмент и двигатель, могут быть спущены в скважинное отклоняющее устройство 140. Режущий инструмент может пробуривать разбуриваемый материал 206, обеспечивая доступ к основному стволу 114 скважины.

После образования основного ствола 112 скважины и бокового ствола 114 скважины (и других боковых стволов) многоствольной скважины и удаления буровой установки с буровой площадки могут быть выполнены операции гидроразрыва в многоствольной скважине. На этапе 312 система гидроразрыва может работать для выполнения операции гидроразрыва на боковом стволе 114 скважины, а на этапе 314 боковой ствол 112 скважины может быть открыт для добычи. Например, система гидроразрыва может включать в себя автомобили-сейсмостанции 25, автомобильные насосные установки 27 и другое оборудование. Система гидроразрыва может выполнять гидроразрыв подземной зоны, например, таким образом, чтобы нагнетаемые текучие среды могли распространяться через открытые разрывы. Операция гидроразрыва может включать в себя минимальный испытательный гидроразрыв, операцию обычного или полного гидроразрыва, операцию последующего гидроразрыва, операцию повторного гидроразрыва, операцию окончательного гидроразрыва или другой тип операции гидроразрыва. Альтернативно, на этапе 316 система гидроразрыва может работать для выполнения операции гидроразрыва на основном стволе 112 скважины, а на этапе 318 основной ствол 112 скважины может быть открыт для добычи. Иначе говоря, либо основной ствол 112 скважины, либо боковой ствол 114 скважины (или любой из боковых стволов) может быть выбран вначале для выполнения операции гидроразрыва. На фиг. 2B приведено схематическое изображение, отображающее, что операции гидроразрыва выполнены в основном стволе 112 скважины и в боковом стволе 114 скважины.

В некоторых вариантах осуществления, в которых операцию гидроразрыва выполняют на основном стволе 112 скважины прежде, чем на боковом стволе 114 скважины, основной ствол 112 скважины, в котором выполняется операция гидроразрыва, может быть временно заблокирован с помощью блокировочного механизма, например, откидного клапана, шарового клапана или другого блокировочного механизма, который может быть перемещен в закрытое состояние после выполнения операции гидроразрыва и вытягивания колонны гидроразрыва из основного ствола 112 скважины. Затем боковой ствол 114 скважины может быть проложен через скважинное отклоняющее устройство 140 (например, буровой клин-отклонитель). Для этого в некоторых вариантах осуществления может применяться система, аналогичная устройству для снижения кривизны бокового хвостовика. Система многоствольного управления притоком FlexRite® Multibranch Inflow Control (MIC), предлагаемая компанией Halliburton Energy Services, Inc., является примером устройства для снижения кривизны бокового хвостовика. В некоторых вариантах осуществления боковой хвостовик может быть продвинут и опущен в боковой ствол 114 скважины. Если извлекающий инструмент для подъема скважинного отклоняющего устройства 140 (например, клина-отклонителя) был продвинут ниже снижения кривизны бокового хвостовика, то снижение кривизны бокового хвостовика и извлекающий инструмент могут быть вытянуты обратно в основной ствол 112 скважины. Извлекающий инструмент может быть использован для зацепления и извлечения клина-отклонителя из ствола 110 скважины на том же проходе, что и продвижение бокового хвостовика. После того как клин-отклонитель извлечен, дефлектор заканчивания (например, дефлектор заканчивания FlexRite®, Halliburton Energy Services, Inc., Хьюстон, штат Техас) может быть опущен в скважину для восстановления доступа к боковому стволу 114 скважины.

В некоторых вариантах осуществления самоустанавливающаяся защелка и система соединения защелки или не вращающаяся система защелки, или аналогичная система может работать для выполнения скважинных операций с установкой подземного ремонта вместо буровой установки после того как клин-отклонитель был извлечен. Примеры самоустанавливающейся защелки и системы соединения защелки приведены в патенте США № 8 678097 и/или 8 376 054. Выполнение этого может обеспечить экономию финансов. Например, дефлектор может обеспечить возможность повторного входа в боковой ствол 114 скважины для выполнения операции гидроразрыва с помощью колонны гидроразрыва. Дефлектор может также работать, чтобы отклонять колонну уплотнения в отверстие уплотнения бокового хвостовика и обеспечивать выполнение операции гидроразрыва. Дефлектор может содержать глухое отверстие или отверстие, достаточно большое для продвижения и извлечения дефлектора с помощью извлекающего инструмента. Альтернативно или дополнительно дефлектор может содержать большее отверстие, позволяющее оставлять дефлектор в скважине и вести добычу через дефлектор. Для извлечения дефлектора и, таким образом, восстановления доступа к основному стволу 112 скважины после операции гидроразрыва в боковом стволе 114 скважины, переключающий инструмент может быть опущен в нижнюю часть дефлектора или близко к ней, чтобы открыть клапан, изолирующий основной ствол 112 скважины.

На фиг. 5A-5I приведены схематически изображения, отображающие многоствольную скважину, образованную в подземной зоне за ограниченное число проходов. На фиг. 5A приведено схематическое изображение, отображающее продвижение защелочного соединения как части обсадной трубы. Основной ствол 112 скважины пробурен и подвергнут гидроразрыву. Система гидроразрыва может быть, например, системой интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации. Система интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации включает в себя скважинные перфораторы и композитные пробки для гидроразрыва, устанавливаемые посредством кабельной проволоки в стволе скважины. Для гидроразрыва основного ствола 112 скважины система интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации работает, чтобы перфорировать каждую зону, выполнять гидроразрыв перфорированной зоны, а затем изолироваться от зон выше нее путем установки пробки. Например, скважинные перфораторы могут быть продавлены до достижения требуемой глубины. На глубине устанавливается пробка. Затем перфораторы могут быть вытянуты вверх по скважине и взорваны на различных глубинах с интервалом.

В некоторых вариантах осуществления зоны могут быть подвергнуты гидроразрыву с помощью соединительных патрубков для интенсификации, вместо системы интенсификации добычи с установкой мостовой пробки в зоне перфорации. Такие альтернативные системы могут быть опущены внутрь хвостовика или в ствол скважины. Система включает в себя канальные соединительные патрубки, установленные между изоляционными пакерами на одной колонне-хвостовике. Пакеры разделяют ствол скважины на ступени. Шары могут быть опущены с поверхности для открывания соединительных патрубков для интенсификации и для изоляции зон, находящихся ниже, по мере подвергания гидроразрыву каждой последующей зоны. Например, шар, опущенный в текучую среду и продавленный в колонну, будет установлен в механическом патрубке. Данное действие будет открывать патрубки, открывая каналы и отклоняя текучую среду в пласт, что создает гидроразрыв в изолированной зоне. Система может работать за счет постепенного закачивания шаров большого размера и работы патрубков от забоя скважины до приствольного участка. Ствол скважины может быть очищен с помощью обратного потока к поверхности, который возвращает текучую среду и твердые частицы. Шары и шаровые седла могут быть выбурены с помощью гибких труб. Данный процесс гидроразрыва не добавляет дополнительные проходы, кроме проходов для гидроразрыва, за исключением продвижения защелочного соединения в ствол 110 скважины. После выполнения операции гидроразрыва на последней зоне колонна гидроразрыва может быть вытянута до защелочного соединения для выкачивания из основного ствола 112 скважины какого-либо скважинного расклинивающего наполнителя или бурового шлама, который может попадать в защелочное соединение. При необходимости отдельный проход для очистки защелки может быть использован, чтобы очищать защелочное соединение, и чтобы подтверждать работу защелочного соединения.

На фиг. 5B приведено схематическое изображение, отображающее прогон клина-отклонителя для обеспечения вырезания выхода в обсадной трубе и бурения бокового ствола 114 скважины. Данная операция может добавить один проход, связанный с многоствольным бурением, для выполнения операции гидроразрыва. Клин-отклонитель может включать в себя осевое отверстие, временно закупоренное поддающимся вырезанию/выбуриванию материалом (например, композит, цемент или другой легко поддающийся вырезанию/выбуриванию материал), как описано выше. На фиг. 5C приведено схематическое изображение, отображающее продвигаемый боковой хвостовик. Спуск в боковом хвостовике не требует дополнительного прохода сверх обычных одиночных операций ответвления. На фиг. 5D показан цементированный хвостовик, который может быть опущен вместо хвостовика со снижением кривизны, если применяется полностью цементированный хвостовик. Эта операция также не добавляет дополнительного прохода сверх одиночных операций ответвления.

На фиг. 5E приведено схематическое изображение, отображающее операцию гидроразрыва, выполняемую в ответвлении, что исключает дополнительный проход многоствольного бурения. Затем шаровые седла ответвления (при использовании патрубков для интенсификации) могут быть вырезаны в гибких трубах, в результате чего боковой ствол 114 скважины становится действующим, без дополнительного прохода, связанного с многоствольным бурением. Гибкие трубы могут быть опущены с установкой для ремонта, и не требуют значительно большей и менее мобильной буровой установки. Затем такая же полоса гибких труб может быть использована для выбуривания временного заполнителя в отверстии клина-отклонителя. Гибкие трубы могут продолжаться вниз для вырезания шаров/шаровых седел основного ствола 112 скважины, чтобы начать добычу из основного ствола 112 скважины. Клин-отклонитель может быть оставлен в стволе скважины, и добыча ведется через него. В некоторых ситуациях один или два дополнительных прохода могут быть выполнены для очистки и обследования защелочного соединения, в дополнение к тем, которые выполнены в ходе операций образования многоствольной скважины. В ситуациях, в которых вместо клина-отклонителя используется комбинация клина-отклонителя/дефлектора, может быть проведено заканчивание, чтобы изолировать соединение, и чтобы можно было вести добычу через клин-отклонитель. При этом может быть использован дополнительный проход, связанный с многоствольным бурением.

На фиг. 5F приведено схематическое изображение, отображающее опускание и цементирование бокового хвостовика для полностью цементированного бокового хвостовика. На фиг. 5G приведено схематическое изображение, отображающее проложенный боковой ствол 114 скважины, который был цементирован, но в котором еще не выполнена операция гидроразрыва. Проход выполнен для вымывания клина-отклонителя. На фиг. 5H приведено схематическое изображение, отображающее обработанный клин-отклонитель для восстановления доступа к боковому стволу 114 скважины. Альтернативно дефлектор или отклоняющее устройство может быть опущено для организации доступа к боковому стволу 114 скважины при дополнительном проходе, связанном с многоствольным бурением. На фиг. 5I приведено схематическое изображение, показывающее подвергнутый гидроразрыву боковой ствол 114 скважины. Операция гидроразрыва может быть выполнена в боковом стволе 114 скважины с обработанным клином-отклонителем, находящимся на месте, который может работать как дефлектор. Как описано выше, шаровые седла ответвления (при использовании патрубков для интенсификации) или пробки могут быть вырезаны и/или выбурены в гибких трубах, в результате чего боковой ствол 114 скважины становится действующим, без дополнительного прохода, связанного с многоствольным бурением. Затем такие же гибкие трубы могут быть использованы для выбуривания временной пробки в обработанном клине-отклонителе. Гибкие трубы могут продолжаться вниз для вырезания шаров/шаровых седел основного ствола 112 скважины, чтобы начать добычу из основного ствола 112 скважины. Обработанный клин-отклонитель может быть оставлен в стволе скважины, и добыча ведется через него.

Примеры операций, описанных выше, включают в себя три общих прохода, связанных с многоствольным бурением, и, возможно, четыре прохода, если требуется дополнительный проход для очистки защелочного соединения, при этом проход для обследования защелочного соединения выполняют для подвергнутой гидроразрыву многоствольной скважины. Проход должен быть добавлен, если боковой ствол 114 скважины должен быть цементирован. Оставление клина-отклонителя (или обработка клина-отклонителя) в скважине и добыча через клин-отклонитель (или обработанный клин-отклонитель) внутри ствола скважины может ограничить число проходов, связанных с многоствольным бурением, выполняемых в многоствольной скважине.

Некоторые аспекты объекта изобретения, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы как способ образования многоствольной скважины. Используя буровую установку, подземную зону бурят для образования основного ствола скважины. Используя буровую установку, клин-отклонитель устанавливают в основном стволе скважины. Используя буровую установку, подземную зону бурят для образования бокового ствола скважины от основного ствола скважины. Буровую установку удаляют после образования многоствольной скважины, содержащей основной ствол скважины и боковой ствол скважины, оставляя клин-отклонитель в основном стволе скважины. Используя систему гидроразрыва, выполняют операцию гидроразрыва в боковом стволе скважины.

Этот и другие аспекты могут включать в себя одну или больше следующих особенностей. Удаление буровой установки может включать в себя удаления буровой установки с буровой площадки, на которой выбуривается многоствольная скважина. Буровая площадка может включать в себя площадь для установки буровой установки и связанного с ней оборудования для образования многоствольной скважины. Добыча может производиться через клин-отклонитель. Операция гидроразрыва может быть выполнена в основном стволе скважины, либо до, либо после выполнения операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Для выполнения операции гидроразрыва в боковом стволе скважины к боковому стволу скважины может быть организован доступ, используя элемент, расширяемый под воздействием давления, до размеров, которые позволяют или предотвращают доступ к боковому стволу скважины. Для организации доступа к боковому стволу скважины, используя элемент, жидкость для гидроразрыва может быть направлена через элемент, используя систему гидроразрыва. Жидкость для гидроразрыва может быть направлена через элемент при первом расходе, чтобы принуждать элемент перемещаться к боковому стволу скважины без расширения. Система гидроразрыва может заполняться через элемент при втором расходе, большем, чем первый расход. Второй расход вызывает расширение элемента для вхождения в боковой ствол скважины. Элемент может представлять собой либо насадку, либо режущий инструмент. Используя систему гидроразрыва, операция гидроразрыва может быть выполнена в основном стволе скважины перед выполнением операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Основной ствол скважины может быть уплотнен после выполнения операции гидроразрыва, используя дефлектор заканчивания. Основной ствол скважины может быть открыт для добычи после выполнения операции гидроразрыва в основном стволе скважины. Основной ствол скважины может содержать патрубок обсадной трубы или пробку. Открывание основного ствола скважины для добычи может включать в себя сдвигание патрубка обсадной трубы через основной ствол скважины или ликвидацию пробки. Боковой ствол скважины может быть открыт для добычи после выполнения операции гидроразрыва. Боковой ствол скважины может содержать патрубок обсадной трубы или пробку. Открывание бокового ствола скважины для добычи может включать в себя сдвигание патрубка обсадной трубы через боковой ствол скважины или ликвидацию пробки.

Некоторые аспекты объекта изобретения, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы для образования многоствольной скважины. Скважину образуют в подземной зоне, используя буровую установку. Скважина содержит основной ствол скважины и боковой ствол скважины, выполненный от главного ствола скважины. Буровую установку удаляют после образования многоствольной скважины. Клин-отклонитель устанавливают в основном стволе скважины. Операцию гидроразрыва избирательно выполняют либо в основном стволе скважины, либо в боковом стволе скважины, используя систему гидроразрыва.

Этот и другие аспекты могут включать в себя одну или больше следующих особенностей. Удаление буровой установки может включать в себя удаления буровой установки с буровой площадки, на которой бурят многоствольную скважину. Буровая площадка может включать в себя площадь для установки буровой установки и связанного с ней оборудования для заканчивания многоствольной скважины. Добыча может производиться через основной ствол скважины. Избирательное выполнение операции гидроразрыва либо в основном стволе скважины, либо в боковом стволе скважины может включать в себя выполнение операции гидроразрыва в основном стволе скважины перед выполнением операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Клин-отклонитель может содержать разбуриваемый материал, который предотвращает доступ к основному стволу скважины. Выполнение операции гидроразрыва в боковом стволе скважины перед выполнением операции гидроразрыва в основном стволе скважины может включать в себя организацию доступа к основному стволу скважины. Для этого гибкие трубы могут быть опущены в направлении клина-отклонителя. Гибкие трубы могут содержать режущий инструмент. Разбуриваемый материал может быть разбурен, используя режущий инструмент, содержащийся в гибких трубах.

Некоторые аспекты объекта изобретения, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы для образования многоствольной скважины. Основной ствол скважины образуют, используя буровую установку. Клин-отклонитель устанавливают в основном стволе скважины, вблизи входа в боковой ствол скважины от основного ствола скважины. Используя буровую установку, боковой ствол скважины образуют от основного ствола скважины на входе. Буровую установку удаляют после образования основного ствола скважины и бокового ствола скважины. К основному стволу скважины или боковому стволу скважины избирательно организуют доступ, используя клин-отклонитель. Операцию гидроразрыва выполняют в основном стволе скважины или боковом стволе скважины в соответствии с избирательным доступом.

Этот и другие аспекты могут включать в себя одну или больше следующих особенностей. Удаление буровой установки может включать в себя удаления буровой установки с буровой площадки, на которой бурят многоствольную скважину. Буровая площадка может включать в себя площадь для установки буровой установки и связанного с ней оборудования для заканчивания многоствольной скважины. Выполнение операции гидроразрыва в основном стволе скважины или вспомогательном стволе скважины может включать в себя выполнение операции гидроразрыва в боковом стволе скважины. Для этого система гидроразрыва может направлять жидкость для гидроразрыва через расширяемый элемент, во-первых, при первом расходе, чтобы принуждать элемент заполнять боковой ствол скважины без расширения, и, во-вторых, при втором расходе, большем, чем первый расход, при этом второй расход принуждает элемент расширяться, чтобы входить в боковой ствол скважины.

Был описан ряд вариантов осуществления. Тем не менее, должно быть понятно, что могут быть выполнены различные модификации, не отступая от сущности и объема настоящего изобретения.