Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта

Многозонное заканчивание с гидравлическим разрывом пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

[01] Настоящее изобретение является частичным продолжением заявки U.S. Patent Application No. 12/971932 под названием ″MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION″, John Edward Ravensbergen, зарегистрировано 17 декабря 2010 г., является частичным продолжением заявки U.S. Patent Application No. 12/842099 под названием ″BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHOD OF FRACTURING THEREWITH″, John Edward Ravensbergen и Lyle Laun зарегистрирвано 23 июля 2010 г., которое испрашивает приоритет по временной заявке U.S. Provisional Patent Application No. 61/228793 под названием ″BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHOD OF FRACTURING THEREWITH″, John Edward Ravensbergen, зарегистрирвано 27 июля 2009 г., каждая из которых полностью включена в виде ссылки в данный документ.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[02] Настоящее изобретение относится в общем к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах, и более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[03] Заканчивание нефтяных и газовых скважин обычно выполняется после бурения стволов нефтяных и газовых скважин. Часть способа заканчивания включает в себя спуск компоновки скважинной обсадной колонны в скважину. Компоновка обсадной колонны может включать в себя несколько отрезков обсадных труб, скрепленных вместе переходными муфтами. Стандартная переходная муфта может являться, например, относительно короткой трубчатой или кольцевой конструкцией с внутренней резьбой на концах для скрепления с наружной резьбой на концах отрезков обсадных труб. Компоновка скважинной обсадной колонны может устанавливаться в стволе скважины с помощью различных методик. Одна такая методика включает в себя заполнение кольцевого пространства между стволом скважины и наружным диаметром обсадной колонны цементом.

[04] После установки обсадной колонны в стволе скважины можно выполнять перфорирование и гидроразрыв пласта. В общем, перфорирование включает в себя выполнение отверстий, проходящих через скважинную обсадную колонну в пласт с помощью общеизвестных устройств, таких как стреляющий перфоратор или абразивный перфоратор. Затем перфорированную зону можно гидравлически изолировать и выполнять гидроразрыв пласта для увеличения размера исходных отверстий в пласте. Проппант вводится в увеличенные отверстия для предотвращения закрытия отверстий.

[05] Совсем недавно разработаны методики, по которым перфорирование и гидроразрыв пласта выполняется с помощью колонны гибкой насосно-компрессорной трубы. Одна такая методика известна как способ гидроразрыва пласта через кольцевое пространство гибкой насосно-компрессорной трубы, или сокращенно ГРП с использованием затрубья ГНКТ, раскрыта в патентах U.S. Patent №№ 6474419, 6394184, 6957701 и 6520255, каждый из которых полностью включен в виде ссылки в данный документ. Для применения на практике методик, описанных в упомянутых выше патентах, рабочая колонна, которая включает в себя компоновку низа бурильной колонны (КНБК), в общем остается в стволе скважины во время гидроразрыва (гидроразрывов) пласта.

[06] Один способ перфорирования, известный как абразивное перфорирование абразивным кумулятивным перфоратором, включает в себя использование песчаной суспензии для прорезания отверстий, проходящих через обсадную колонну, цемент и в скважинный пласт. Затем гидроразрыв пласта может осуществляться через отверстия. Одной из проблем, связанных с абразивным перфорированием, является то, что песок, применяемый в перфорировании, может оставаться в кольцевом пространстве ствола скважины и может потенциально мешать процессу гидроразрыва пласта. Поэтому, в некоторых случаях может требоваться очистка от песка ствола скважины, что может являться длительным процессом, занимающим один или несколько часов в каждой продуктивной зоне в скважине. Другой проблемой, связанной с абразивным перфорированием, является то, что увеличивается потребление текучей среды для прорезания перфораций и либо осуществления циркуляции излишних твердых частиц для удаления из скважины или закачки абразивной перфорирующей текучей среды и песка в зону до гидроразрыва и во время гидроразрыва. В промышленности растет потребность создания все большего числа зон в многозонных скважинах, и некоторые горизонтальные скважины могут иметь 40 зон или больше. Очистка от песка такого большого числа зон может значительно увеличивать время работы, требовать использования чрезмерных объемов текучих сред и увеличивать стоимость. Использование чрезмерных объемов текучих сред может также создавать проблемы для окружающей среды. Например, способ требует больше перевозок автотранспортом, увеличения парка емкостей и расходов на подогрев и, кроме того, аналогичные требования возникают при извлечении текучей среды из скважины.

[07] В технике известны методики заканчивания скважины без перфорирования. Одна такая методика известна по названию фирмы, как заканчивание в стиле Packers-plus. Вместо цементирования в заканчивании, данная методика включает в себя спуск пакеров для необсаженной зоны ствола скважины в скважину для установки компоновки обсадной колонны. Компоновка обсадной колонны включает в себя перходные муфты с окнами и скользящими муфтами. После установки обсадной колонны в скважине окна могут открываться, благодаря срабатыванию скользящих муфт. Затем через окна можно выполнять гидроразрыв пласта.

[08] Для многозонных скважин применяется несколько перходных муфт с окнами в комбинация с компоновками скользящих муфт. Скользящие муфты устанавливаются на внутреннем диаметре обсадной колонны и/или переходных муфт и могут удерживаться на месте срезными штифтами. В некоторых конструктивных решениях самая нижняя скользящая муфта выполняется с возможностью гидравлического открытия с применением перепада давления на компоновке муфт. После установки обсадной колонны с перходными муфтами с окнами выполняется гидроразрыв пласта в самой глубокой зоне скважины. Данный процесс может включать в себя гидравлическое смещение скользящих муфт в первой зоне для открытия окон и затем закачку текучей среды гидроразрыва в пласт через открытые окна первой зоны. После гидроразрыва пласта первой зоны в скважину сбрасывается шар. Шар бьет следующую скользящую муфту, расположенную сверху от первой прошедшей гидроразрыв зоны в скважине и при этом открывает окна для гидроразрыва пласта второй зоны. После гидроразрыва пласта второй зоны, второй шар, который несколько больше первого шара, сбрасывается для открытия окон для гидроразрыва пласта третьей зоны. Данный процесс повторяется с использованием приращения диаметра шаров для открытия окон в каждой последовательно более близкой к устью скважины зоне до выполнения гидроразрыва во всех зонах. Вместе с тем, поскольку диаметр скважины является ограниченным, и диаметры шаров в общем увеличиваются с приращениями в четверть дюйма (6 мм), данный способ ограничивается гидроразрывом пласта только в 11 или 12 зонах в скважине приемлемыми диаметрами шаров. В дополнение, использование компоновок муфт и пакеров для установки скважинной обсадной колонны в данном способе может являться дорогостоящим. В дополнение, компоновки скользящих муфт и шаров могут значительно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны, что часто неприемлемо. После завершения гидроразрыва пласта для интенсификации притока, часто необходимо вырезать шары и гнезда шаров из обсадной колонны.

[09] Другой способ, применяющийся в скважинах с необсаженным стволом в продуктивной зоне (в котором используют пакеры для крепления обсадной колонны в скважине), является аналогичным заканчиванию в стиле Packers-plus, описанному выше, за исключением того, что вместо сбрасывания шаров для открытия окон скользящие муфты подкомпоновок выполнены с возможностью механического открывания. Например, переключающий инструмент можно использовать для открытия и закрытия скользящих муфт для гидроразрыва пласта и/или других требуемых целей. Как в варианте заканчивания в стиле Packers-plus, компоновки скользящих муфт и пакеры для установки скважинной обсадной колонны в данном способе могут являться дорогостоящими. Дополнительно, компоновки скользящих муфт могут нежелательно уменьшать внутренний диаметр обсадной колонны. В дополнение, скользящие муфты подвержены отказам вследствие эрозии от высокой скорости песчаной суспензии и/или песка, создающих помехи механизмам.

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

[11] Настоящее изобретение направлено на преодоление или по меньшей мере ослабления действия одной или нескольких проблем, изложенных выше.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[12] Ниже представлена сущность изобретения для обеспечения понимания некоторых аспектов, раскрытых в данном документе. Данная сущность не является исчерпывающим обзором, и не предназначена для идентификации ключевых или критических элементов или определения объема изобретения, изложенного в прилагаемой формуле изобретения.

[13] Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является система заканчивания ствола скважины, которая включает в себя кожух, функционально соединенный с обсадной колонной. Кожух включает в себя по меньшей мере одно окно, проходящее через кожух, и скользящую муфту, соединенную с кожухом, которая может перемещаться между открытым положением и закрытым положением. В закрытом положении скользящая муфта предотвращает гидравлическое сообщение через окна кожуха. Система включает в себя компоновку низа бурильной колонны, которая имеет пакерующий элемент и фиксатор. Фиксатор выполнен с возможностью селективного соединения компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой. Пакерующий элемент выполнен с возможностью создания уплотнения между компоновкой низа бурильной колонны и скользящей муфтой.

[14] Система заканчивания ствола скважины может также включать в себя срезающееся устройство, выполненное с возможностью селективно удерживать скользящую муфту в начальном закрытом положении и высвобождать скользящую муфту в результате приложения силы заданной величины. Система может включать в себя расширяющееся устройство, выполненное с возможностью селективно удерживать скользящую муфту в открытом положении после высвобождения и перемещения из закрытого положения. Расширяющееся устройство может выполняться с возможностью соединения с углублением в кожухе. Компоновка низа бурильной колонны соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой, которая может использоваться для установки компоновки низа бурильной колонны смежно со снабженным окнами кожухом. Компоновка низа бурильной колонны может включать в себя локатор муфт обсадной колонны. Фиксатор и пакерующий элемент компоновки низа бурильной колонны могут приводиться в действие давлением. Система заканчивания ствола скважины может включать в себя множество снабженных окнами кожухов вдоль обсадной колонны, причем каждый включает в себя скользящую муфту, перемещающуюся между закрытым положением и открытым положением.

[15] Одним вариантом осуществления настоящего изобретения является способ обработки скважинного пласта или обработки для интенсификации притока приствольной зоны. Способ включает в себя установку компоновки низа бурильной колонны на участке обсадной колонны, смежном с первой скользящей муфтой, функционально соединенной с обсадной колонной. Скользящая муфта выполнена перемещающейся между первым положением, предотвращающим гидравлическое сообщение через первое окно в обсадной колонне, и вторым положением, обеспечивающим гидравлическое сообщение через первое окно в обсадной колонне. Способ включает в себя соединение участка компоновки низа бурильной колонны с первой скользящей муфтой и перемещение компоновки низа бурильной колонны для перемещения первой скользящей муфты из первого или закрытого положения во второе или открытое положение.

[16] Способ может включать в себя обработку скважинного пласта, смежного с первым окном в обсадной колонне. Способ может дополнительно включать в себя отсоединение компоновки низа бурильной колонны от первой скользящей муфты и установку компоновки низа бурильной колонны смежно со второй скользящей муфтой, функционально соединенной с обсадной колонной. Вторая скользящая муфта выполнена с возможностью перемещения между первым положением, предотвращающим гидравлическое сообщение через второе окно в обсадной колонне, во второе положение, обеспечивающее гидравлическое сообщение через второе окно. Способ может включать в себя соединение участка компоновки низа бурильной колонны со второй скользящей муфтой и перемещение компоновки низа бурильной колонны для перемещения второй скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение. Способ может включать в себя обработку скважинного пласта, смежного со вторым окном.

[17] Соединение участка компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой может включать в себя активирование фиксатора для соединения с участком скользящей муфты. Способ может включать в себя создание уплотнения между компоновкой низа бурильной колонны и скользящей муфтой. Способ может включать в себя селективное высвобождение скользящей муфты из первого положения перед перемещением компоновки низа бурильной колонны для перемещения скользящей муфты. Селективно скользящая муфта может содержать срезающееся устройство, которое может срезаться с помощью увеличения давления в обсадной колонне над компоновкой низа бурильной колонны, перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы вниз по обсадной колонне, или комбинации увеличения давления и перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы. Способ может включать в себя селективное удержание скользящей муфты в открытом положении. Установка компоновки низа бурильной колонны и соединение компоновки низа бурильной колонны со скользящей муфтой может содержать перемещение гибкой насосно-компрессорной трубы только в направлении вверх. Способ может включать в себя перекачку текучей среды вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе для приведения в действие фиксатора компоновки низа бурильной колонны.

[18] Вариант осуществления настоящего изобретения предлагает оборудование заканчивания ствола скважины. Оборудование заканчивания ствола скважины содержит компоновку обсадной колонны, содержащую множество звеньев обсадной колонны. По меньшей мере одна переходная муфта устанавливается для соединения звеньев обсадной колонны. По меньшей мере одна переходная муфта содержит трубчатый корпус, имеющий внутренний путь потока и по меньшей мере одно окно гидроразрыва, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между наружной поверхностью переходной муфты и внутренним путем потока. Отрезок гибкой насосно-компрессорной трубы может устанавливаться в нужное место в компоновке обсадной колонны. Гибкая насосно-компрессорная труба содержит внутренний путь потока, при этом, образуется кольцевое пространство между гибкой насосно-компрессорной трубой и компоновкой обсадной колонны. Компоновка низа бурильной колонны соединяется с гибкой насосно-компрессорной трубой. Компоновка низа бурильной колонны содержит отверстие гидроразрыва пласта, выполненное с возможностью создания гидравлического сообщения между внутренним путем потока гибкой насосно-компрессорной трубы и кольцевым пространством. Пакер может устанавливаться в нужное место для обеспечения контакта по меньшей мере с одной переходной муфтой, когда пакер расширяется. Пакер выполнен с возможностью изоляции кольцевого пространства над пакером от кольцевого пространства под пакером, так что текучая среда, проходящая вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе, может создавать на пакере перепад давления для открытия окна гидроразрыва.

[19] Другой вариант осуществления настоящего изобретения предлагает способ заканчивания ствола углеводородной эксплуатационной скважины. Способ содержит спуск гибкой насосно-компрессорной трубы в компоновку обсадной колонны ствола скважины. Компоновка обсадной колонны содержит множество звеньев обсадной колонны и одну или несколько переходных муфт, установленных для соединения вместе звеньев обсадной колонны. Первая переходная муфта из одной или нескольких переходных муфт содержит первое окно гидроразрыва. Текучая среда перекачивается по гибкой насосно-компрессорной трубе для приложения перепада давления для открытия первого окна гидроразрыва компоновки обсадной колонны. Производится гидроразрыв скважинного пласта с помощью подачи текучей среды гидроразрыва через первое окно гидроразрыва.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[20] На Фиг. 1 показано оборудование заканчивания участка ствола скважины с цементированием согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[21] На Фиг. 2 показана с увеличением переходная муфта и компоновка низа бурильной колонны, используемые в заканчивании ствола скважины Фиг. 1 согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[22] На Фиг. 3 показан с увеличением фиксирующий кулачок, используемый в заканчивании ствола скважины Фиг.1, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[23] На Фиг. 4 показана в изометрии переходная муфта согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[24] На Фиг. 5 показано сечение переходной муфты Фиг. 4 согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[25] На Фиг. 6 показан клапан, используемый в переходной муфте Фиг. 4, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[26] На Фиг. 7 показана переходная муфта, используемая с колонной гибкой насосно-компрессорной трубы и разобщающий инструмент с пакерами для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[27] На Фиг. 8 показано оборудование заканчивания участка скважины с пакерами для необсаженного ствола согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[28] На Фиг. 9 показана с увеличением переходная муфта и компоновка низа бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[29] На Фиг. 10 показана компоновка низа бурильной колонны, используемая в заканчивании ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[30] На Фиг. 11 показан с увеличением верхний участок переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны варианта осуществления Фиг. 10.

[31] На Фиг. 12 показан с увеличением нижний участок переходной муфты и компоновки низа бурильной колонны варианта осуществления Фиг. 10.

[32] На Фиг. 13 показан с увеличением участок мандрели компоновки низа бурильной колонны согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[33] На Фиг. 14 показано сечение конца переходной муфты Фиг. 11.

[34] На Фиг. 15 показано сечение переходной муфты с клапаном в закрытом положении согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[35] На Фиг. 16 показана переходная муфта, используемая с колонной гибкой насосно-компрессорной трубы, и разобщающий инструмент с пакерами для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[36] На Фиг. 17 показано сечение снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[37] На Фиг. 18 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины Фиг. 17 с переходной муфтой снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины в закрытом положении.

[38] На Фиг. 19 показано сечение компоновки низа бурильной колонны, закрепленной на участке снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины Фиг. 17 с переходной муфтой снабженного окнами оборудования заканчивания ствола скважины в открытом положении.

[39] На Фиг. 20 показано сечение оборудования заканчивания ствола скважины согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[40] На Фиг. 21 показано сечение оборудования заканчивания ствола скважины, которое включает в себя абразивный перфоратор, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

[41] Хотя изобретение может иметь различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны в качестве примера на чертежах и подробно описаны ниже в данном документе. Вместе с тем должно быть понятно, что изобретение не ограничивается конкретными раскрытыми формами. Напротив, изобретение охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие сущности и объему изобретения, определенному в прилагаемой формуле изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[42] На Фиг. 1 показан участок 100 оборудования заканчивания ствола скважины, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Участок 100 заканчивания ствола скважины включает в себя компоновку 102 низа бурильной колонны (″КНБК″) внутри обсадной колонны 104. Любую подходящую КНБК можно использовать. В варианте осуществления КНБК 102 может иметь конструктивное исполнение для проведения гидроразрыва пласта в многозонной скважине. Пример подходящей КНБК раскрыт в заявке одновременного рассмотрения U.S. Patent Application No. 12/626006, зарегистрировано 25 ноября 2009 г., на имя John Edward Ravensbergen и под названием, COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR ASSEMBLY, полностью включена в виде ссылки в данный документ.

[43] Как более ясно показано на Фиг. 2 и 3, обсадная колонна 104 может включать в себя несколько звеньев 106A, 106B и 106C обсадной колонны, которые могут соединяться с помощью одной или нескольких переходных муфт, таких как переходные муфты 108 и 110. Звенья 106A, 106B и/или 106C обсадной колонны могут являться укороченными звеньями трубы, секциями обсадной трубы приблизительно шесть (6) футов (1,8 м), которые могут выполняться с возможностью содействия надлежащей установке КНБК в требуемой зоне ствола скважины. Переходная муфта 108 может являться любой подходящей переходной муфтой. Примеры переходных муфт для соединения звеньев обсадной колонны хорошо известны в технике. В варианте осуществления переходная муфта 108 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбовыми вставными концами звеньев 106 обсадной колонны.

[44] В изометрии переходная муфта 110 показана на Фиг. 4 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Переходная муфта 110 может включать в себя одно или несколько окон 112 гидроразрыва и одно или несколько клапанных выпускных отверстий 114. Окна 112 гидроразрыва могут пересекать клапанные отверстия 118, которые могут располагаться продольно в центраторах 116. Пробка 128 может устанавливаться в клапанных отверстиях 118 для предотвращения или уменьшения нештатного прохода текучей среды вверх через клапанные отверстия 118. В варианте осуществления внутренний диаметр 113 (показан на Фиг. 2) переходной муфты 110 может быть приблизительно равен или больше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Таким образом, кольцевое пространство между переходной муфтой 110 и КНБК 102 незначительно дросселируется. В других вариантах осуществления внутренний диаметр переходной муфты 110 может быть меньше внутреннего диаметра обсадной колонны 104. Переходная муфта 110 может крепиться к звену 106 обсадной колонны любым подходящим устройством. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбовыми вставными концами звеньев 106B и 106C обсадной колонны.

[45] Как более ясно показано на Фиг. 5, окна 112 гидроразрыва могут располагаться проходящими через центраторы 116, что может обеспечивать окну 112 гидроразрыва установку относительно близко к пласту. В случае, если обсадная колонна цементируется в стволе скважины, данное может увеличивать возможность получения для окон 112 гидроразрыва сквозного или почти сквозного прохода через цемент.

[46] Клапаны 120 для управления подачей текучей среды через окна 112 гидроразрыва устанавливаются в клапанных отверстиях 118 центраторов 116. Когда клапаны 120 находятся в закрытом положении, как показано на Фиг. 6, предотвращается или уменьшается подача текучей среды через окна 112 гидроразрыва.

[47] Клапаны 120 могут включать в себя одно или несколько уплотнений для уменьшения протечек. Любое подходящее уплотнение можно использовать. Пример подходящего уплотнения 122 показан на Фиг. 6. Уплотнение 122 может выполняться с возможностью прохода вокруг окна 112 гидроразрыва, когда клапан 120 установлен в нужное место в закрытом положении. Уплотнение 122 может включать в себя кольцо 122A, которое плотно прилегает по периметру вокруг клапана 120 на одном конце, и круглый участок 122B, который проходит только вокруг участка клапана 120 на противоположном конце. Данная конфигурация может создавать требуемый эффект уплотнения, являясь простой в изготовлении.

[48] Срезной штифт 124 может использоваться для удержания клапана 120 в закрытом положении во время установки и уменьшает вероятность преждевременного открытия клапана 120. Срезной штифт 124 может иметь такое конструктивное исполнение, что когда штифт срезается, часть штифта 124 остается в стенке переходной муфты 110 и проходит в паз 126 клапана 120. Данное обеспечивает действие срезанной части штифта 124 как направляющей, поддерживая клапан 120 в требуемой ориентации, так что уплотнение 122 устанавливается в правильное место относительно окна 112 гидроразрыва. Использование срезанной части штифта 124 как направляющей показано на Фиг. 2, на которой показан клапан 120 в открытом положении.

[49] Переходная муфта 110 может прикрепляться к звеньям обсадной колонны любым подходящим способом. В варианте осуществления переходная муфта 110 может включать в себя два участка с внутренней резьбой для соединения с резьбой вставных концов звеньев 106 обсадной колонны, как показано на Фиг. 2.

[50] Как также показано на Фиг. 2, пакер 130 может устанавливаться в обсадной колонне между окнами 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Когда пакер 130 приводится в действие, он уплотняется на внутреннем диаметре переходной муфты 110 для предотвращения или уменьшения прохода текучей среды далее вниз по кольцевому пространству ствола скважины. Таким образом, когда текучая среда проходит в скважине от поверхности в кольцевом пространстве между скважинной обсадной колонной 104 и КНБК 102, на пакере образуется перепад давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Перепад давления может использоваться для открытия клапана 120.

[51] Любую подходящую методику можно использовать для установки в нужном положении пакера 130 в муфте 110. В одном примере методики, показанном на Фиг. 3, применяется кулачок 132, который может выполняться в конфигурации для захода в углубление 134 между участками 106A и 106B обсадной колонны. Как показано на Фиг. 1, кулачок 132 может являться частью КНБК 102. Длина участка 106B обсадной колонны может выбираться с возможностью расположения переходной муфты 110 на требуемом расстоянии от углубления 134, так что пакер 130 может устанавливаться между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Во время установки бурильщик может устанавливать КНБК 102, опуская кулачок мимо углубления 134 и затем поднимая КНБК 102 до входа кулачка 132 в углубление 134. Дополнительное сопротивление при вытягивании кулачка 132 из углубления 134 должно обнаруживаться на поверхности и может обеспечивать бурильщику определение момента, когда КНБК 102 правильно устанавливается в нужное место в обсадной колонне. Данное может обеспечивать бурильщику локацию пакера 130 относительно стандартной переходной муфты 108, которая может являться следующей самой нижней переходной муфтой относительно переходной муфты 110.

[52] Обсадная колонна 104 может устанавливаться после бурения скважины как часть оборудования 100 заканчивания. В варианте осуществления обсадная колонна 104, включающая в себя одну или несколько переходных муфт 110, может цементироваться в стволе скважины. На Фиг. 1 показан цемент 105, который подается в пространство между наружным диаметром обсадной колонны 104 и внутренним диаметром ствола 107 скважины. Методики для цементирования обсадной колонны хорошо известны в технике. В другом варианте осуществления обсадная колонна 104 и переходные муфты 110 могут устанавливаться в стволе скважины с использованием расположения пакеров для необсаженной зоны ствола скважины, где вместо цемента устанавливаются пакеры 111 в нужном месте между внутренним диаметром ствола 107 скважины и наружным диаметром обсадной колонны 104, как показано на Фиг. 8. Такие пакеры для заканчивания необсаженной зоны ствола скважины хорошо известны в технике и специалист в данной области техники может легко применять переходные муфты настоящей заявки в заканчивании с пакерами для необсаженной зоны ствола скважины.

[53] Переходные муфты 110 могут устанавливаться в нужное место в обсадной колонне повсюду, где требуются окна для гидроразрыва пласта. Например, следует отметить, что хотя стандартная переходная муфта 108 показана как часть обсадной колонны, переходную муфту 108 можно заменить второй переходной муфтой 110. В варианте осуществления муфты 110 настоящего изобретения могут устанавливаться в нужное место в каждой зоне многозонной скважины.

[54] Во время цементирования обсадная колонна спускается в скважину, и цементом заполняют кольцевое пространство между обсадной колонной 104 и скважинным пластом. Там, где клапан 120 устанавливается в центраторе, может располагаться небольшое углубление 136 между наружным диаметром центратора 116 и наружным диаметром клапана 120, как показано на Фиг. 5. Углубление 136 может потенциально заполняться цементом во время цементирования. Поэтому, перед подачей текучей среды через клапан 120 в нем может находиться тонкий слой цемента, который должен пробиваться. Альтернативно, углубление 136 может не заполняться цементом. В варианте осуществления возможно до цементирования заполнение углубления 136 консистентной смазкой, смазкой, создающей препятствие цементу, или другим веществом для уменьшения вероятности заполнения углубления 136 цементом.

[55] Потенциальным преимуществом конструктивного решения переходной муфты Фиг. 4 является то, что открытие клапана 120 вытесняет объем текучей среды из клапанного отверстия 118 в кольцевое пространство между обсадной колонной 106 и КНБК 102 через клапанное выпускное отверстие 114. Таким образом, весь вытесненный объем, получающийся при открытии клапанов 120, располагается внутри оборудования заканчивания. Указанное обеспечивает заполнение пространства между стволом скважины и наружным диаметром 106 обсадной колонны цементом, например, без обязательного создания пространства снаружи переходной муфты для объема текучей среды, которая вытесняется, когда клапан 120 открывается.

[56] Другим возможным преимуществом конструктивного решения переходной муфты Фиг. 4 является реализация по существу небольшого перепада давления или отсутствия перепада давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114 переходной муфты 110, до уплотнения внутреннего диаметра переходной муфты между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Данное означает, что в многозонных скважинах, имеющих несколько переходных муфт 110, бурильщик может контролировать открытие конкретного окна гидроразрыва, устанавливая уплотняющий механизм, такой как пакер 130, в требуемом месте, не опасаясь нештатного открытия других окон гидроразрыва на других местах в скважине.

[57] Переходные муфты настоящего изобретения можно использовать в скважине любого типа. Примеры типов скважин, в которых переходные муфты можно использовать, включают в себя горизонтальные скважины, вертикальные скважины и наклонно-направленные скважины.

[58] Компоновки заканчивания, описанные выше и показанные на Фиг. 1-3 предназначены для методик гидроразрыва пласта через кольцевое пространство, где текучую среду гидроразрыва закачивают в кольцевое пространство ствола скважины между скважинной обсадной колонной 104 и КНБК 102. Вместе с тем переходные муфты 110 настоящего изобретения можно также использовать в других методиках гидроразрыва пласта.

[59] Одна такая методика гидроразрыва пласта показана на Фиг. 7, где колонна гибкой насосно-компрессорной трубы применяется с разобщающим инструментом, имеющим пакеры 140A, 140B для изоляции в скважине зоны проведения гидроразрыва. Как показано на Фиг. 7, пакер 140B может устанавливаться в нужное место между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114. Данное обеспечивает открытие клапана 120 с помощью создания перепада давления между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114, когда в зоне в стволе скважины между пакерами 140A, 140B нагнетается давление. Нагнетание давления может выполняться с помощью подачи текучей среды вниз по гибкой насосно-компрессорной трубе с подходящим давлением для открытия клапана 120. Текучая среда для открытия клапана 120 может являться текучей средой гидроразрыва пласта или другой подходящей текучей средой. После открытия клапана 120 текучая среда гидроразрыва пласта (не показано) может перекачиваться на забой скважины по гибкой насосно-компрессорной трубе, в кольцевое пространство через отверстие 144 и затем в пласт через окно 112 гидроразрыва. Потенциальным преимуществом компоновки разобщающего инструмента на гибкой насосно-компрессорной трубе Фиг. 7 является то, что любой проппант, используемый во время гидроразрыва пласта, можно изолировать между пакерами 140A и 140B от остального кольцевого пространства ствола скважины.

[60] Ниже описан способ многозонного гидроразрыва пласта с применением переходных муфт 110 настоящего изобретения. Способ может включать в себя спуск обсадной колонны 104 и переходных муфт 110 в ствол скважины после бурения. Обсадную колонну 104 и переходные муфты 110 можно либо крепить в стволе скважины с помощью цементирования, или с использованием пакеров в компоновке пакеров для необсаженного участка ствола скважины, как рассмотрено выше. После установки обсадной колонны в стволе скважины КНБК 102, скрепленная с концом колонны гибкой насосно-компрессорной трубы, может спускаться в скважину. В варианте осуществления КНБК 102 может вначале спускаться на дно забоя или в точку вблизи дна забоя скважины. Во время спуска в скважину кулачки 132 (Фиг. 3) благодаря своему профилю не полностью входят в контакт и/или легко проскальзывают мимо углублений 134. Например, кулачки 132 можно выполнять в конфигурации с малым углом 131 скольжения на обращенной к забою стороне для обеспечения их более легкого скольжения мимо углублений 134 с небольшим аксиальным усилием при спуске в скважину.

[61] После спуска на требуемую глубину КНБК 102 бурильщик может начинать подъем колонны насосно-компрессорной трубы и КНБК 102 к поверхности. Кулачки 132 могут иметь профиль для входа в контакт с углублением 134 под большим углом 133 на вершине кулачков 132, при этом результатом является увеличенное аксиальное усилие подъема вверх при вытягивании кулачков 132 из углублений. Данное увеличенное сопротивление обеспечивает бурильщику обнаружение нужного места в скважине для установки пакера 130, как рассмотрено выше. Придание кулачкам 132 профиля, обеспечивающего уменьшенное сопротивление при спуске в скважину и увеличенное сопротивление при подъеме из скважины, является в общем хорошо известным в отрасли. После установки пакера 130 на требуемом месте пакер 130 можно активировать для изоляции скважинного кольцевого пространства между КНБК 102 и требуемой переходной муфтой 110 между окном 112 гидроразрыва и клапанным выпускным отверстием 114.

[62] После изоляции скважинного кольцевого пространства на требуемой переходной муфте 110 в скважинном кольцевом пространстве может нагнетаться давление с поверхности до давления, достаточного для открытия клапанов 120. Подходящее давление может иметь диапазон, например, от около 100 фунт/дюйм² (0,7 МПа) до около 10000 фунт/дюй