Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине

Система и способ позиционирования компоновки низа бурильной колонны в горизонтальной скважине

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Настоящее изобретение относится, в общем, к системе соединительных муфт или соединительных устройств и к способу использования соединительных муфт со скважинными инструментами в нефтяных и газовых скважинах и, конкретнее, к заканчиванию с оборудованием, снабженным окнами в комбинации с системой соединительных муфт и компоновкой низа бурильной колонны, которые можно использовать для гидроразрыва пласта скважин с несколькими продуктивными интервалами.

Заканчивание нефтяных и газовых скважин обычно выполняют после бурения стволов эксплуатационных нефтегазовых скважин. Часть процесса заканчивания включает в себя спуск компоновки скважинной обсадной колонны в скважину. Компоновка обсадной колонны может включать в себя многочисленные звенья труб обсадной колонны, скрепленные друг с другом переходными муфтами. Стандартная переходная муфта может являться, например, относительно коротким трубным изделием или кольцевой конструкцией с охватывающей резьбой на каждом конце для скрепления с концами снабженных вставной резьбой звеньев обсадной колонны. Компоновку скважинной обсадной колонны можно устанавливать в ствол скважины с использованием различных методик. Одна такая методика включает в себя заполнение цементом кольцевого пространства между стволом скважины и наружным диаметром обсадной колонны.

После установки обсадной колонны в стволе скважины можно проводить перфорирование и гидроразрыв пласта. В общем, перфорирование включает в себя создание сквозных отверстий, проходящих через скважинную обсадную колонну в пласт, с помощью общеизвестных устройств, таких как стреляющий перфоратор или пескоструйный перфоратор. После этого перфорированную зону можно гидравлически изолировать и выполнять гидроразрыв пласта для увеличения размера ранее выполненных отверстий в пласте. Проппант вводится в увеличенные отверстия для предотвращения их закрытия.

Совсем недавно разработаны методики, по которым перфорирование и гидроразрыв пласта выполняют с помощью колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Одна такая методика известна как способ гидроразрыва пласта с использованием кольцевой гибкой насосно-компрессорной трубы или сокращенно способ Act-Frac, раскрыт в US Patent №№ 6474419, 6394184, 6957701 и 6520255, каждый из которых полностью включен в данный документ в виде ссылки. Для осуществления на практике методик, описанных в вышеупомянутых патентах, рабочая колонна, которая включает в себя компоновку низа бурильной колонны ("КНБК"), в общем, остается в стволе скважины во время операции (операций) гидроразрыва пласта.

Один способ перфорирования, известный как технология пескоструйного перфорирования, включает в себя использование песчаной суспензии для струйного пробивания отверстий, проходящих через обсадную колонну и цемент в пласт скважины. Затем через отверстия можно проводить гидроразрыв пласта. Одной из проблем пескоструйного перфорирования является то, что песок от процесса перфорирования может оставаться в кольцевом пространстве ствола скважины и может потенциально мешать процессу гидроразрыва пласта. Поэтому в некоторых случаях может возникать необходимость промывки для удаления песка из ствола скважины, что может представлять собой долгий процесс, занимающий час или несколько часов на каждую зону добычи в скважине. Другой проблемой пескоструйного перфорирования является то, что большой объем текучей среды тратится для прорезания перфораций и как циркуляции для удаления излишней твердой фазы из скважины, так и перекачки текучей среды пескоструйного перфорирования и песка в зону до и во время обработки гидроразрыва. В промышленности требуются скважины с несколькими продуктивными интервалами, причем число зон в каждой скважине постоянно увеличивается и некоторые горизонтальные скважины могут иметь 40 зон или больше. Промывка для удаления песка из такого большого числа зон может значительно увеличивать время обработки, требовать чрезмерного расхода текучих сред и увеличивать стоимость. Чрезмерный расход текучих сред может также создавать экологические проблемы. Например, данный способ требует больших объемов перевозки, большего парка емкостей и отопления и, дополнительно, аналогичные требования возникают, когда текучую среду удаляют из скважины.

Методики заканчивания скважины, не включающие в себя перфорирование, известны в технике. Одна такая методика известна как заканчивание с необсаженным стволом в зоне забоя со сбросом шара. Вместо цементирования при заканчивании данная методика включает в себя спуск пакеров в необсаженный ствол в зоне забоя скважины при установке компоновки обсадной колонны. Компоновка обсадной колонны включает в себя переходные муфты с окнами. После установки обсадной колонны в скважине окна могут открываться при срабатывании скользящих муфт. Гидроразрыв пласта может затем выполняться через окна.

Для скважин с несколькими продуктивными интервалами используют компоновки переходных муфт с несколькими окнами в комбинации со скользящими муфтами. Скользящие муфты устанавливаются во внутреннем диаметре обсадной колонны и/или муфт и могут удерживаться на месте срезными штифтами. В некоторых вариантах конструктивного исполнения самая нижняя муфта может открываться гидравлически с приложением перепада давления к компоновке муфты. После установки обсадной колонны со снабженными окнами переходными муфтами гидроразрыв пласта выполняется в самой нижней зоне скважины. Данный способ может включать в себя использование гидравлически управляемых скользящих муфт в первой зоне для открытия окон и затем закачку текучей среды гидроразрыва в пласт через открытые окна в первой зоне. После гидроразрыва пласта в первой зоне в скважину сбрасывают шар. Шар ударяет по следующей муфте выше первой зоны, где выполнен гидроразрыв, и при этом открывает окна для гидроразрыва пласта второй зоны. После гидроразрыва пласта второй зоны второй шар, который немного больше первого шара, сбрасывают для открытия окон для гидроразрыва пласта третьей зоны. Данный процесс повторяют с использованием постепенно увеличивающихся шаров для открытия окон в каждой последовательно более близкой к устью зоне в скважине до проведения гидроразрыва во всех зонах. Вместе с тем, поскольку диаметр скважины является ограниченным, и приращение диаметра шаров обычно составляет четверть дюйма (6 мм), данный способ ограничен гидроразрывом пласта только в 11 или 12 зонах в скважине до достижения предельного диаметра шара. Кроме того, использование компоновок скользящих муфт и пакеров для установки скважинной обсадной колонны в данном способе может являться дорогостоящим. Дополнительно, компоновки скользящих муфт и шары могут значительно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны, что часто является нежелательным. По завершении гидроразрыва пласта для интенсификации притока часто требуется удалять шары и шаровые гнезда из обсадной колонны фрезерованием.

Другой способ, используемый в скважинах с необсаженным стволом в зоне забоя (в котором используют пакеры для крепления обсадной колонны в скважине), является аналогичным способу со сбросом шара при заканчивании с необсаженным стволом в зоне забоя, описанному выше, за исключением того, что вместо решения со сбросом шаров для открытия окон муфты подкомпоновок выполняют с возможностью механического открытия. Например, толкатель можно использовать для открытия и закрытия муфты для гидроразрыва пласта и/или других целей. Как и в описанном выше случае заканчивания, компоновки скользящих муфт и пакеры для установки скважинной обсадной колонны в данном способе могут являться дорогостоящими. Дополнительно, компоновка скользящих муфт может нежелательно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны. Кроме того, муфты подвержены отказам вследствие эрозии под действием высокоскоростной песчаной суспензии и/или песка, мешающего работе механизмов.

Другая методика для гидроразрыва пласта скважин без перфорирования раскрыта в заявке U.S. Patent Application № 12/826372 совместного рассмотрения под названием "JOINT OR COUPLING DEVICE INCORPORATING A MECHANICALLY-INDUCED WEAK POINT AND METHOD OF USE", зарегистрировано 29 июня 2010 г., на имя Lyle E. Laun, полностью включено в данный документ в виде ссылки.

Другие методики для гидроразрыва пласта скважин без перфорирования раскрыты в заявке U.S. Patent Applications № 12/842099 совместного рассмотрения под названием "BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF FRACTURING THEREWITH," зарегистрировано July 23, 2010 на имя John Edward Ravensbergen and Lyle Laun, and № 12/971932 под названием "MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION," зарегистрировано Dec. 17, 2010 на имя John Edward Ravensbergen - обе полностью включены в данный документ в виде ссылки.

Одной потенциальной проблемой при использовании гибкой насосно-компрессорной трубы в горизонтальной скважине является точное позиционирование КНБК на нужном месте в скважине для установки КНБК смежно с окнами гидроразрыва, обеспечивающими сообщение с зоной, подлежащей гидроразрыву пласта и/или обработке. При перемещении КНБК к верху обсадной колонны операторы, работающие с гибкой насосно-компрессорной трубой, часто полагаются на лист учета, указывающий длину звеньев обсадной колонны или трубных изделий, спускаемых в скважину. Операторы, работающие с гибкой насосно-компрессорной трубой, в общем, спускают КНБК на гибкой насосно-компрессорной трубе на дно забоя скважины и затем поднимают гибкую насосно-компрессорную трубу в обсадной колонне с использованием листа учета для указания звеньев обсадной колонны, соединительных муфт или соединений вдоль колонны обсадных труб. При подъеме КНБК вверх по колонне локатор муфт обсадной колонны ("CLL") используется для помощи в определении местоположения КНБК. Как известно специалисту в данной области техники, механический локатор муфт обсадной колонны входит в контакт профилем локации на стыках или соединениях между участками обсадной колонны или трубными участками, что требует от оператора увеличения силы подъема из скважины, когда локатор муфт обсадной колонны проходит через каждое соединение при перемещении КНБК к устью скважины.

Оператор использует лист учета в комбинации с подъемом локатора муфт обсадной колонны через каждое соединительное устройство для определения фактического местоположения КНБК. Вместе с тем выполненные во время установки обсадной колонны или насосно-компрессорной трубы записи глубины на листе учета могут являться неточными. Например, при создании листа учета может быть записана неправильная длина трубного изделия или звена обсадной колонны, что ведет к неточному определению текущего местоположения КНБК. Оператор может встречаться со стыком раньше, чем рассчитывает, что обуславливает остановку процесса оператором для определения фактического местоположения КНБК. Каждое такое определение может добавлять дополнительные часы к общему времени, требуемому для процесса обработки и/или обработки для интенсификации притока. Скважина обычно может иметь 15-20 зон обработки и/или обработки для интенсификации притока. Проблема неправильного листа учета для локации одной зоны может делать проблематичной локацию следующих зон в процессе работы. С проблемами локации нескольких зон в процессе обработки и/или интенсификации притока на нескольких продуктивных интервалах можно потратить много часов дополнительного времени и получить дополнительные расходы при проведении работ. Таким образом, улучшение достоверности данных при надлежащем определении местоположения КНБК дает большие выгоды при частоте отказов, по меньшей мере, 1 из 50 или даже лучше 1 из 100 для потенциальной минимизации общей стоимости работы.

Дополнительно, работающий с гибкой насосно-компрессорной трубой оператор может обнаруживать ложную индикацию на поверхности, создающую дополнительные ошибки определения фактического местоположения КНБК. Ложная индикация обуславливается увеличением усилия подъема из скважины без контакта локатора муфт обсадной колонны с профилем муфты. Ложная индикация может быть обусловлена несколькими факторами. Усилие подъема из скважины является функцией контактных усилий по длине гибкой насосно-компрессорной трубы и коэффициента трения. В горизонтальной скважине только участок гибкой насосно-компрессорной трубы находится в контакте со скважинной обсадной колонной вследствие спиральной или искривленной формы гибкой насосно-компрессорной трубы и ствола скважины. Поэтому ложная индикация, создаваемая изменениями усилия подъема из скважины, может быть обусловлена данными геометрическими изменениями и/или разницей между коэффициентами трения покоя и трения скольжения. Усилия подъема из скважины обычно больше усилия, требуемого для протаскивания локатора муфт обсадной колонны через профиль переходной муфты, и поэтому изменения являются достаточно большими для создания ложной индикации. Кроме того, песок в горизонтальной скважине вводит дополнительную переменную, которая может мешать перемещению КНБК и потенциально приводить к ложной индикации на поверхности.

Одним возможным путем ограничения ложного распознавания сигналов является увеличение усилия подъема из скважины, требуемого для протаскивания локатора муфт обсадной колонны через профиль муфты с помощью увеличения усилия на подпружиненных собачках на локаторе муфт обсадной колонны. Вместе с тем с увеличением силы подпружинивания собачек также увеличивается сила проталкивания, требуемая для спуска в скважину. При этом может становиться затруднительным проталкивание КНБК с локатором муфт обсадной колонны на дно забоя горизонтальной скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе вследствие ограничения расчетного усилия проталкивания гибкой насосно-компрессорной трубой. Увеличение диаметра гибкой насосно-компрессорной трубы можно использовать для увеличения расчетного усилия проталкивания, но использование увеличенного диаметра гибкой насосно-компрессорной трубы также приводит к увеличению стоимости.

Интенсификация притока и/или обработка нескольких зон в скважине является долгой и дорогостоящей работой. Время, требуемое для обработки для интенсификации притока назначенных нескольких зон, потенциально увеличивается, если оператору повторно требуется тратить дополнительное время для определения фактического местоположения КНБК вместо получения возможности перемещаться напрямую в каждую зону и выполнять интенсификацию притока и/или обработку. Таким образом, весьма полезным является создание системы и/или способа, увеличивающего производительность при перемещении и определении местоположения КНБК в каждой зоне, назначенной для интенсификации притока и/или обработки.

Настоящее изобретение направлено на преодоление или, по меньшей мере, ослабление одной или нескольких из проблем, изложенных выше.

Ниже описана сущность изобретения для обеспечения понимания некоторых аспектов, раскрытых в данном документе. Данная сущность изобретения не является исчерпывающим обзором и не направлена на идентификацию ключевых или критических элементов изобретения или определения объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является заканчивание ствола для горизонтальной скважины, содержащее кожух, имеющий, по меньшей мере, одно окно, проходящее через кожух, и обеспечивающий гидравлическое сообщение внутреннего пространства с пространством снаружи. Окно выполнено с возможностью селективного открытия для обеспечения гидравлического сообщения через окно и закрытия для предотвращения гидравлического сообщения через окно. Система включает в себя первую соединительную муфту, соединяющуюся с первым концом первого короткого переводника. Первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны, который соединен с гибкой насосно-компрессорной трубой. Система включает в себя вторую соединительную муфту, соединенную со вторым концом первого короткого переводника и также соединенную с первым концом снабженного окнами кожуха. Вторая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны. Система включает в себя третью соединительную муфту, соединенную со вторым концом кожуха. Третья соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны.

Система может включать в себя второй короткий переводник и четвертую соединительную муфту. Третья соединительная муфта соединяется с первым концом второго короткого переводника, и четвертая соединительная муфта соединяется со вторым концом второго короткого переводника. Четвертая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с собачкой локации локатора муфт обсадной колонны. Первый короткий переводник, второй короткий переводник и кожух могут каждый иметь длину 8 метров или меньше. Первый и второй короткие переводники могут иметь длину приблизительно 1,8 метра, и кожух может иметь длину приблизительно 2,65 метра. Соединительные муфты могут, каждая, включать в себя соединения с высококачественной резьбой. Длина коротких переводников и снабженного окнами кожуха может быть приспособлена для установки компоновки низа бурильной колонны смежно с окнами кожуха, когда локатор муфт обсадной колонны входит в контакт с первой соединительной муфтой, второй соединительной муфтой, третьей соединительной муфтой или четвертой соединительной муфтой.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является система заканчивания ствола для горизонтальной скважины, имеющая кожух, по меньшей мере, с одним окном, проходящим через кожух, которая селективно обеспечивает гидравлическое сообщение через окно с пространством снаружи кожуха. Система включает в себя первую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой с первым концом кожуха. Первая соединительная муфта включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны, соединенного с гибкой насосно-компрессорной трубой. Система включает в себя вторую соединительную муфту, соединяющуюся высококачественной резьбой со вторым концом кожуха. Вторая соединительная муфта имеет углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с участком локатора муфт обсадной колонны.

Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является способ обработки нескольких зон в горизонтальной скважине, включающий в себя перемещение инструмента вверх по обсадной колонне к первой зоне и вход в контакт первой соединительной муфты с участком инструмента. Способ включает в себя протаскивание инструмента в первую соединительную муфту, что дает первую индикацию на поверхности. Способ включает в себя вход в контакт второй соединительной муфты с участком инструмента и протаскивание инструмента во вторую соединительную муфту, что дает вторую индикацию на поверхности. Расстояние между первой и второй соединительными муфтами может составлять 8 метров или меньше. Способ включает в себя ввод в контакт третьей соединительной муфты и протаскивание инструмента в третью соединительную муфту, что дает третью индикацию на поверхности. Способ включает в себя обработку первой зоны.

Способ может дополнительно включать в себя позиционирование инструмента для обеспечения обработки первой зоны перед обработкой первой зоны. Позиционирование инструмента может включать в себя перемещение в первую соединительную муфту, вторую соединительную муфту или третью соединительную муфту и вход в контакт с ними. Перемещение в одну из соединительных муфт и вход в контакт с ней может устанавливать пакерный элемент инструмента смежно со снабженным окнами кожухом, обеспечивающим селективное сообщение с первой зоной. Установка инструмента может альтернативно включать в себя перемещение инструмента для установки пакерного элемента смежно со снабженным окнами кожухом без входа в контакт с одной из соединительных муфт.

Способ может дополнительно включать в себя вход в контакт четвертой соединительной муфты с участком инструмента перед обработкой зоны и протаскивание инструмента в четвертую соединительную муфту, что дает четвертую индикацию на поверхности. Позиционирование инструмента может включать в себя перемещение инструмента под первую соединительную муфту, перемещение инструмента вверх для входа в контакт с первой соединительной муфтой, протаскивание инструмента через первую соединительную муфту и перемещение инструмента вверх для входа в контакт со второй соединительной муфтой. Индикация на поверхности, создаваемая протаскиванием в соединительные муфты, может являться индикацией усилия.

Способ может включать в себя перемещение инструмента во вторую зону после обработки первой зоны. Способ может повторяться для входа в контакт и протаскивания в соединительных муфтах для второй зоны, обеспечивая индикацию на поверхности. Вторую зону можно затем обрабатывать. Перед обработкой второй зоны инструмент может перемещаться и входить в контакт с одной из соединительных муфт для надлежащей установки инструмента для обеспечения обработки второй зоны.

Сущность изобретения поясняется на чертежах.

На фиг.1 показан участок заканчивания ствола скважины с цементированием.

На фиг.2 показан с увеличением вариант осуществления переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны, которые можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.3 показана с увеличением собачка локации, используемая в заканчивании ствола скважины фиг.1.

На фиг.4 показан участок варианта осуществления снабженной окнами переходной муфты, который можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.5 показано сечение варианта осуществления заканчивания ствола скважины с окнами в колонне, которое можно использовать в настоящем изобретении.

На фиг.6 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке заканчивания ствола скважины с окнами в колонне фиг.5.

На фиг.7 показан вариант осуществления конфигурации соединительных муфт, который может использоваться для установки КНБК в снабженной окнами переходной муфте или кожухе.

На фиг.8 показано сечение КНБК, установленной в снабженный окнами кожух.

На фиг.9 показано с увеличением сечение локатора муфт обсадной колонны, используемого для установки КНБК фиг.8.

На фиг.10 показано сечение варианта осуществления соединительной муфты, которая включает в себя зазор для локатора муфт обсадной колонны и может использоваться для локации КНБК в снабженном окнами кожухе.

На фиг.11 показан вариант осуществления конфигурации соединительных муфт, которые можно использовать для установки КНБК в снабженной окнами переходной муфте или кожухе.

Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны в качестве примера на чертежах и описаны подробно ниже в данном документе. Вместе с тем следует понимать, что изобретение не ограничено конкретными раскрытыми формами. Все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие идеям и объему изобретения, определяются прилагаемой формулой изобретения.

На фиг.7 показан вариант осуществления конфигурации соединительных устройств или соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 (ниже именуются соединительными муфтами), обеспечивающей увеличенную производительность в локации КНБК 102 (показано на фиг.8) в снабженном окнами кожухе 110, 210 или 310. Примеры различных вариантов осуществления снабженных окнами кожухов или снабженных окнами муфт 110, 210 или 310 показаны на фиг.1-6 и рассмотрены ниже. Конфигурации снабженных окнами кожухов даны для иллюстрации, поскольку система и способ, относящиеся к соединительным муфтам 10, 20, 30 и 40, могут использоваться для локации скважинного инструмента, такого как КНБК, в различных кожухах и снабженных окнами частях, как должно быть ясно специалисту в данной области техники, с пользой применяющему данное изобретение.

Соединительные муфты 10, 20, 30 и 40 используются для соединения друг с другом звеньев обсадной колонны конкретной длины A и снабженного окнами кожуха также конкретной длины B. Соединительные муфты выполнены с возможностью точной индикации местоположения КНБК 102 на поверхности, а также надлежащей установки КНБК 102 смежно со снабженным окнами кожухом 110 для обработки для интенсификации притока и/или обработки пласта скважины смежного со снабженным окнами кожухом 110, как рассмотрено ниже. Каждая из соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 включает в себя углубление, выполненное с возможностью входа в контакт с механическим локатором 50 муфт обсадной колонны. Локатор 50 муфт обсадной колонны включает в себя выдвигающийся элемент 55, входящий в контакт с углублением в соединительной муфте 10, 20, 30 и 40.

Первая или самая нижняя соединительная муфта 10 соединяется с нижним концом звена 60 обсадной колонны и вторая или следующая самая нижняя соединительная муфта 20 соединяется с верхним концом звена 60 обсадной колонны. Звено обсадной колонны имеет длину A, которая предпочтительно может составлять 1,8 метра. Третья или следующая, самая нижняя соединительная муфта 30 соединяется с нижним концом второго звена 65 обсадной колонны, которая имеет длину A, идентичную длине первого звена 60 обсадной колонны. Четвертая или самая верхняя соединительная муфта 40 соединяется с верхним концом второго звена 65 обсадной колонны. Вторая соединительная муфта 20 также соединяется с нижним концом снабженного окнами кожуха 110, и третья соединительная муфта 30 также соединяется с верхним концом снабженного окнами кожуха 110. Снабженный окнами кожух имеет длину B, которая предпочтительно может составлять 2,65 метра. Снабженная окнами секция кожуха может содержать снабженный окнами кожух и звено обсадной колонны, соединенные друг с другом и имеющие общую длину B.

На фиг.1 показан участок заканчивания 100 ствола скважины, который включает в себя КНБК 102, прикрепленную к гибкой насосно-компрессорной трубе и установленную внутри снабженной окнами компоновки переходной муфты. На фиг.2 показано с увеличением сечение КНБК 102 в снабженной окнами переходной муфте 110 компоновки снабженной окнами переходной муфты. Предпочтительно, КНБК 102 имеет конструктивное исполнение для выполнения гидроразрыва пласта в скважине с несколькими продуктивными интервалами. Пример подходящего КНБК раскрыт в U.S. Patent Application № 12/626006 совместного рассмотрения, зарегистрировано 25 ноября 2009 г. на имя John Edward Ravensbergen и под названием COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR ASSEMBLY, полностью включено в данный документ в виде ссылки.

Как более ясно показано на фиг.2 и 3, снабженная окнами компоновка переходной муфты может включать в себя несколько обсадных труб 106A, 106B и 106C, которые могут соединяться одной или несколькими переходными муфтами, такими как муфты 108 и 110. Переходные муфты могут быть снабжены окнами, как показано переходной муфтой 110. Переходная муфта 108 может являться любой подходящей переходной муфтой. Примеры переходных муфт для соединения труб обсадной колонны хорошо известны в технике. В варианте осуществления переходная муфта 108 может включать в себя два охватывающих резьбовых участка для соединения со вставными резьбовыми концами труб 106 обсадной колонны.

Множество кожухов или переходных муфт 110, которые включают в себя один или несколько окон 112 гидроразрыва, могут быть установлены вдоль обсадной колонны 104. Внутренний диаметр 113 снабженной окнами переходной муфты 110 может быть приблизительно равен или больше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. При этом кольцевое пространство между переходной муфтой 110 и КНБК 102 значительно не дросселируется. В других вариантах осуществления внутренний диаметр переходной муфты 110 может быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Переходная муфта 110 может прикрепляться к трубным звеньям 106 обсадной колонны любым подходящим механизмом. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два охватывающих резьбовых участка для соединения со вставными резьбовыми концами трубных звеньев 106B и 106C обсадной колонны.

Клапан может быть установлен в переходной муфте 110, которая может приводиться в действие для селективного открытия или закрытия окон гидроразрыва, проходящих через муфту 110 для соединения труб. Срезной штифт 124 можно использовать для удержания клапана в закрытом положении во время установки и уменьшения вероятности преждевременного открытия клапана.

Как также показано на фиг.2, пакер 130 на КНБК 102 может быть установлен в обсадной колонне смежно со снабженными окнами переходной муфтой 110. Когда пакер 130 приводится в действие, он уплотняется на внутреннем диаметре переходной муфты 110 для предотвращения или уменьшения потока текучей среды, проходящего вглубь по кольцевому пространству ствола скважины. Перепад давления, образующийся на пакере, можно использовать для открытия окон 112 гидроразрыва или обработки переходной муфты 110.

Необходимо надлежащим образом устанавливать КНБК 102 и особенно пакер 130 в нужном положении в конкретной переходной муфте 110 вдоль обсадной колонны 104. КНБК 102 может включать в себя локатор муфт обсадной колонны, который входит в контакт с пазом в соединительных устройствах, расположенных вдоль обсадной колонны 104. На фиг.3 показана собачка 132, используемая в соединении с механическим локатором муфт обсадной колонны, которая может быть выполнена с возможностью входа в углубление 134 между звеньями 106A и 106B обсадной колонны. Как показано на фиг.3, собачка 132 может быть включена в состав КНБК 102, как ее часть. Длина звена 106В обсадной колонны может быть выбрана подходящей для установки переходной муфты 110 на нужном расстоянии от углубления 134 для установки пакера 130 надлежащим образом в снабженной окнами переходной муфте 110. Оператор скважины может устанавливать КНБК 102, спуская собачку с проходом мимо углубления 134 и затем поднимая КНБК 102 вверх до входа собачки 132 в углубление 134. Дополнительное усилие подъема из скважины при вытаскивании собачки 132 из углубления 134 должно обнаруживаться на поверхности и может обеспечивать определение оператором правильной установки КНБК 102 в обсадной колонне. Собачки 132 (показаны на фиг.3) могут иметь такой профиль, что во время спуска в скважину они не полностью входят в контакт и/или легко проскальзывают мимо углублений 134. Например, собачки 132 могут быть выполнены в конфигурации с малым углом 131 скольжения на обращенной к забою стороне для обеспечения их лучшего проскальзывания по углублению 134 с созданием незначительного осевого усилия при спуске в скважину. Вместе с тем, как рассмотрено выше, использование гибкой насосно-компрессорной трубы в горизонтальной скважине и неточный лист учета могут затруднять надлежащую локацию КНБК 102 в конкретной переходной муфте 110. Для уменьшения возможности неточного позиционирования КНБК 102 с помощью конкретной переходной муфты 110 система звеньев 60, 65 обсадной колонны и соединительных муфт 10, 20, 30 и 40 фиг.7 может использоваться в соединении с переходной муфтой 110 на месте звеньев 106 обсадной колонны, соединяющихся с переходной муфтой 110.

Обсадная колонна 104, которая может включать в себя множество секций, которые включают в себя снабженный окнами кожух, систему соединительных муфт и соответствующие звенья обсадной колонны, может быть установлена после бурения скважины как часть заканчивания 100. На фиг.1 показан цемент 105, который подан в пространство между наружным диаметром обсадной колонны 104 и внутренним диаметром ствола 107 скважины. Методики цементирования обсадной колонны являются хорошо известными в технике.

Как рассмотрено выше, снабженные окнами муфты 110 и/или снабженные окнами кожухи могут быть установлены в обсадной колонне, где окна необходимы для гидроразрыва пласта. В варианте осуществления переходные муфты 110 по настоящему изобретению и система соединительных муфт могут быть установлены в каждой зоне скважины с несколькими продуктивными интервалами.

На фиг.4 показан участок другого варианта осуществления снабженной окнами переходной муфты 210, которую можно использовать в соединении с системой соединительных муфт по настоящему изобретению. Переходная муфта 210 содержит мандрель 209, которая может содержать участок длины обсадной колонны, кожух 203 клапана и выпускной кожух 201. Клапан в виде муфты 220 установлен в кольцевом пространстве 218A между мандрелью 209 и кожухом 203 клапана. Муфта 220 перемещается между открытым положением, обеспечивающим сообщение между внутренним диаметром мандрели 209 и наружными окнами 212B гидроразрыва через внутренние окна 212А гидроразрыва, расположенные в мандрели 209. Кольцевое пространство 218А проходит вокруг периметра мандрели и сообщается с кольцевым пространством 218B между выпускным кожухом 201 и мандрелью 209. Муфта 220 может перемещаться в закрытое положение, прекращая гидравлическое сообщение между внутренним окном 212А гидроразрыва и наружным окном 212B гидроразрыва. Муфта 220 эффективно изолирует в кольцевом пространстве 218 верхний участок 218A и 218B, таким образом обеспечивая перемещение благодаря перепаду давления между двумя кольцевыми пространствами муфты 220 между открытым и закрытым положениями. Уплотнительное кольцо 215 можно использовать для соединения кожуха 203 клапана с выпускным кожухом 201.

На фиг.5 показан другой вариант осуществления снабженного окнами кожуха 310, который можно использовать в данном изобретении. Система соединительных муфт и соответствующих звеньев может заменять короткие переводники и переходники, описанные здесь и показанные на фиг.5. Короткий переводник 306 может соединяться с одним концом снабженного окнами кожуха 310 верхним переходником 315. Короткие переводники хорошо известны в технике как звенья, используемые для установки между соединительными муфтами или соединительными устройствами, и которые короче обычных звеньев обсадной колонны. Короткий переводник обычно имеет длину 1-3 метра, но может иметь длину 1-8 метров. Другой конец снабженного окнами кожуха 310 соединяется с другим коротким переводником 306 нижним переходником 317. Короткие переводники 306 могут соединяться с обычными трубами обсадной колонны для составления секции обсадной колонны. Звенья обсадной колонны соединяются друг с другом с помощью резьбы 343. Соединения с помощью резьбы и конфигурация звеньев обсадной колонны показаны для иллюстрации, поскольку различные средства соединения и любые подходящие конфигурации можно использовать в соответствие с сущностью изобретения. Например, снабженный окнами кожух 310 может соединяться напрямую с короткими переводниками 306 без использования соединительных устройств 315, 317 переходника.

Снабженный окнами кожух 310 включает в себя, по меньшей мере, одно окно 312 гидроразрыва, обеспечивающее гидравлическое сообщение между внутренним пространством и пространством снаружи кожуха 310. Муфта 320 может соединяться с возможностью скольжения по внутренней поверхности кожуха 310. В начальном положении, как показано на фиг.5, муфта 320 может быть установлена так, что уплотнения 322 предотвращают гидравлическое сообщение через окна 312. Срезное устройство 324 можно использовать для селективного удержания муфты 320 в начальном закрытом положении. Срезное устройство 324 может представлять собой срезной штифт, разрушающееся кольцо или другое устройство, выполненное с возможностью селективного высвобождения муфты 320 из кожуха 310 в результате приложения определенного усилия, которое может создаваться гидравлическим давлением, как рассмотрено подробно ниже.

На фиг.6 показана КНБК 302, соединенная с гибкой насосно-компрессорной трубой 342, спущенная в обсадную колонну и используемая для открытия муфты 320 на снабженном окнами кожухе 310. Локатор муфт обсадной колонны можно использовать для установки КНБК 302 на нужное место в обсадной колонне. Например, нижний переходник 317 может включать в себя профиль 333, выполненный с