РАЗЛАГАЕМОЕ ОКНО ДЛЯ РАЗВЕТВЛЕНИЯ МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
EXPANDABLE WINDOW FOR FORKING A MULTI-STREAM WELL

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Скважины могут быть пробурены в подземных формациях для извлечения ценных углеводородов. Различные операции могут выполняться до, в процессе и после бурения скважины для добычи и продолжения вывода потока углеводородных флюидов на поверхность.
[0002] Типичная операция, относящаяся к нефтегазовым операциям, может заключаться в бурении дополнительного ствола скважины в сторону от первоначального ствола скважины, что часто называется «забуриванием нового ствола из скважины». Забуривание нового ствола из скважины может включать создание окна, или отверстия, в обсадной трубе первоначального ствола скважины и бурение из этого окна через подземные формации с образованием дополнительного ствола скважины. Это может быть сделано намеренно или случайно. Может существовать ряд причин, почему желательно забурить новый ствол из скважины. Операция может потребоваться, если в первоначальном стволе скважины застрял объект или инструмент, который невозможно выловить, ствол скважины обрушился, есть намерение обойти часть первоначального ствола скважины, или необходимо исследовать новую подземную формацию поблизости, при этом боковой ствол скважины может усилить контакт с пластом и тем самым увеличить темп добычи. Традиционно процесс забуривания нового ствола из скважины может потребовать нескольких комплектов инструментов и этапов, требующих времени для завершения операции, а обсадные колонны, которые облицовывают пробуренный ствол скважины, могут быть изготовлены из прочного, долговечного материала. Обычно для создания окна путем просверливания обсадных колонн используется фрезерный агрегат. Представляется целесообразным заменить операцию фрезерования другим процессом, поскольку операция фрезерования требует дополнительной спуско-подъемной операции для размещения отдельного инструмента в скважине и приводит к образованию отходов фрезерной обработки из материала обсадных колонн.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0003] Данные чертежи представляют определенные аспекты настоящего изобретения и не должны использоваться для ограничения или определения раскрытия изобретения.
[0004] На ФИГ. 1 показан пример скважинной системы;
[0005] На ФИГ. 2 показан пример компоновки низа бурильной колонны;
[0006] На ФИГ. 3 показан пример отклоняющего клина и уплотнителя;
[0007] На ФИГ. 4 показан пример отклоняющего клина, расположенного рядом с разлагаемой секцией обсадной колонны;
[0008] На ФИГ. 5 показан другой пример отклоняющего клина, расположенного рядом с разлагаемой секцией обсадной колонны;
[0009] На ФИГ. 6A-6B показан пример разлагаемой секции обсадной колонны;
[0010] На ФИГ. 7 показан пример разлагаемой секции обсадной колонны;
[0011] На ФИГ. 8A-8C показан процесс создания выходного окна;
[0012] На ФИГ. 9 показан другой пример отклоняющего клина;
[0013] На ФИГ. 10 показан еще один пример отклоняющего клина;
[0014] На ФИГ. 11 показан график скорости коррозии различных марок материалов;
[0015] На ФИГ. 12 показан график изменения массы различных марок материалов.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0016] Настоящее раскрытие может в целом относиться к операциям бурения, а точнее к системам и способам забуривания нового ствола из существующей скважины. В частности, примеры настоящего раскрытия могут включать создание окна путем введения разлагающей жидкости в скважину для разложения части обсадной колонны, тем самым создавая окно, через которое может быть пробурен дополнительный ствол скважины.
[0017] Система и способ могут использоваться для создания окна в обсадной колонне скважины. Уплотнитель может использоваться в сочетании с отклоняющим клином для направления разлагающей жидкости к определенной части обсадной колонны. Отклоняющий клин может направлять поток разлагающей жидкости в направлении растворяемого окна, сформированного в обсадной колонне из материала, который разлагается при взаимодействии с разлагающей жидкостью. Дополнительные инструменты и оборудование могут использоваться для уплотнения отклоняющего клина рядом с обсадной колонной перед введением в скважину жидкости, изменяющей pH, которая растворяет или иным образом разлагает растворяемое окно, чтобы ограничить непреднамеренный контакт жидкости, изменяющей pH, с частью оборудования и/или частью обсадной колонны.
[0018] На ФИГ. 1 показан пример скважинной системы 100, которая включает оборудование низа бурильной колонны 105. Как показано, оборудование низа бурильной колонны 105 может быть расположено в стволе скважины 110. После завершения ствола скважины 110 может понадобиться расшириться наружу от ствола скважины 110. Другими словами, может понадобиться забуривание нового ствола из ствола скважины 110 путем создания второго ствола скважины, отходящего от ствола скважины 110. Может быть множество причин, по которым оператор может решить это сделать, например, обнаружение близлежащей представляющей интерес области и/или сокращение добычи. Оборудование низа бурильной колонны 105 может использоваться вместе с жидкостью, изменяющей pH, для создания выходного окна 115, при этом выходное окно 115 может быть отверстием или отверстием вдоль боковой стороны ствола скважины 110. Без ограничения, длина выходного окна 115 может быть от приблизительно 91,44 см (3 фута) до приблизительно 12,192 м (40 футов). В примерах длина выходного окна 115 может быть приблизительно такой же, как длина отклоняющего клина (описанного ниже). Без ограничения, диаметр (или ширина) выходного окна 115 может составлять от приблизительно 6,35 см (2,5 дюйма) до приблизительно 45,72 см (18 дюймов). В примерах выходное окно 115 может иметь форму слезы. В альтернативных примерах выходное окно 115 может иметь форму перевернутой слезы. По мере того как фрезерный агрегат (не показан) перемещается вдоль поверхности отклоняющего клина, длина и/или ширина формы выходного окна 115 может изменяться. Что касается настоящего изобретения, выходное окно 115 может иметь различную форму по сравнению с использованием фрезерного агрегата. Могут потребоваться дальнейшие операции бурения через выходное окно 115, и дополнительное буровое оборудование может быть внедрено для исследования близлежащего пласта 120, например, путем создания дополнительного ствола скважины, который проходит от ствола скважины 110 через выходное окно 115.
[0019] Со ссылкой на ту же ФИГ. 1 ствол скважины 110 простирается от устья 125 на поверхности 130 вниз в землю в один или более пластов 120. Часть ствола скважины 110, проходящая от устья 125 до пласта 120, облицована обсадными трубами, называемыми нефтепромысловыми трубами 135. Нефтепромысловые трубы 135 могут быть в форме промежуточной обсадной колонны, эксплуатационной обсадной колонны, хвостовика, гибкой трубы или другого подходящего трубопровода, что будет понятно специалистам в данной области техники. В некоторых примерах нефтепромысловая труба 135 может быть любой подходящей обсадной колонной. Хотя это не показано, в стволе скважины 110 также могут быть установлены дополнительные трубопроводы, если это необходимо для конкретного применения. В примерах нефтепромысловые трубы 135 могут быть прикреплены к стенкам ствола скважины 110.
[0020] Транспортная линия 140 показана опущенной с поверхности 130 в ствол скважины 110. Транспортная линия 140 может включать любые подходящие средства для обеспечения механической транспортировки оборудования низа бурильной колонны 105, включая, без ограничения, кабельный канат, трос, гибкие трубы, трубопровод, технологическую колонну, бурильные трубы, бурильную колонну и т.п. В некоторых примерах транспортная линия 140 может обеспечивать механическую подвеску, а также электрическое соединение для оборудования низа бурильной колонны 105. Линия транспортировки 140 может опускать оборудование низа бурильной колонны 105 через ствол скважины 110 на необходимую глубину.
[0021] Как показано, ствол скважины 110 может проходить через пласт 120 и/или множество пластов 120. Хотя ствол скважины 110 показан проходящим в основном вертикально в пласт 120, принципы, описанные в настоящей заявке, также применимы к стволам скважин, таким как горизонтальные и наклонные стволы, которые проходят через пласт 120 под углом. Например, хотя на ФИГ.1 показана вертикальная скважина или с малым углом наклона, также возможно размещение скважины и оборудования с большим углом наклона или горизонтальное размещение. Следует также отметить, что, хотя на ФИГ. 1 в целом изображена наземная эксплуатация, специалисты в данной области техники легко поймут, что принципы, описанные в настоящей заявке, в равной степени применимы к подводной эксплуатации, в которой используются плавучие или морские платформы и буровые установки, не выходя за рамки объема раскрытия.
[0022] На ФИГ. 2 показан пример закрепления оборудования низа бурильной колонны 105 в стволе скважины 110. Во время операций оборудование низа бурильной колонны 105 может быть опущено в ствол скважины 110. Когда оборудование низа бурильной колонны 105 достигает заданной глубины, может потребоваться закрепление оборудования низа бурильной колонны 105, чтобы предотвратить дальнейшее смещение. Может быть внедрено профильное устройство 200 для предотвращения вращения и/или перемещения оборудования низа бурильной колонны 105.
[0023] Профильное устройство 200 может принимать конец или часть конца оборудования низа бурильной колонны 105. Как показано, может быть множество профильных устройств 200, расположенных в стволе скважины 110. Профильное устройство 200 может быть предварительно установлено в стволе скважины 110 на нефтепромысловой трубе 135 и/или установленной в существующем стволе скважины 110 на нефтепромысловой трубе 135. Профильное устройство 200 может иметь любой подходящий размер, высоту и/или форму, которые могут соответствовать концу или части конца оборудования низа бурильной колонны 105. Без ограничения, подходящая форма может включать, без ограничения, формы поперечного сечения, которые являются круглыми, эллиптическими, треугольными, прямоугольными, квадратными, шестиугольными и/или их комбинациями. Профильное устройство 200 может быть выполнено из любого подходящего материала. Подходящие материалы могут включать, без ограничения, металлы, неметаллы, полимеры, керамику и/или их комбинации.
[0024] В примерах, профильное устройство 200 может быть цилиндрическим и может иметь внутренний и внешний диаметр. Может быть отверстие 205, которое проходит вдоль участка, от одного конца профильного устройства 200 до другого, чтобы позволить, например, предметам или инструментам проходить через профильное устройство 200 в стволе скважины 100. В примерах могут быть поверхностные элементы, такие как выступы (например, гребни) и/или углубления (например, канавки), проходящие по внутреннему диаметру профильного устройства 200. Поверхностные элементы могут быть снабжены защелочным соединением 210, расположенным возле дистального конца оборудования низа бурильной колонны 105. Хотя в стволе скважины 110 показано более одного профильного устройства 200, защелочное соединение 210 может быть выполнено для взаимодействия только с одним профильным устройством 200, например, на определенной глубине в стволе скважины 100. В примерах оборудование низа бурильной колонны 105 может входить в отверстие 205 через конец профильного устройства 200. Поверхностные элементы профильного устройства 200 могут взаимодействовать с защелочным соединением 210 для скрепления оборудования низа бурильной колонны 105 в стволе скважины 100. В примерах оборудование низа бурильной колонны 105 может защелкиваться на месте внутри профильного устройства 200.
[0025] Профильное устройство 200 может быть расположено как часть нефтепромысловой трубы 135 ствола скважины 110. Профильное устройство 200 может быть размещено как часть нефтепромысловой трубы 135 с использованием любого подходящего механизма, включая, без ограничения, посредством использования подходящих крепежных деталей, резьбовых соединений, связующих материалов, сварки и/или любого их сочетания. Без ограничения, подходящие крепежные детали могут включать гайки и болты, шайбы, винты, штифты, гнезда, стержни и шпильки, шарниры и/или их любую комбинацию.
[0026] В других примерах, профильное устройство 200 может быть интегрировано в уплотнитель (не показан) и установлено в пост-скважинной конструкции ствола скважины 110. Во время операций, поскольку уплотнитель может быть расположен через ствол скважины 110, профильное устройство 200 может быть смещено соответствующим образом. Поскольку уплотнитель прикрепляется к нефтепромысловой трубе 135 ствола скважины 110, профильное устройство 200 может оставаться неподвижным в стволе скважины 110. В примерах уплотнитель может обеспечивать дополнительную поддержку для удержания оборудования низа бурильной колонны 105 на месте, как только защелочное соединение 210 входит в зацепление с профильным устройством 200.
[0027] На ФИГ. 3 показан пример оборудования низа бурильной колонны 105. Оборудование низа бурильной колонны 105 может содержать отклоняющий клин 300 и уплотнитель 305. При типичных операциях отклоняющий клин 300 может служить для направления фрезерного агрегата (не показан) в нефтепромысловую трубу 135 (со ссылкой на ФИГ. 1) ствола скважины 110 (со ссылкой на ФИГ. 1) для бурения через нефтепромысловую трубу 135. Это может быть поверхность 310 отклоняющего клина 300, который открыт для части нефтепромысловой трубы 135. Поверхность 310 может быть наклонной плоскостью. Обычно фрезерный агрегат перемещается вдоль поверхности 310 отклоняющего клина 300 к заранее выбранной части нефтепромысловой трубы 135, через которую будет пробурено отверстие. В примерах фрезерный агрегат может быть удален, а буровой агрегат может быть введен в скважину для бурения бокового ствола скважины, начиная с выходного окна 115 (например, как показано на ФИГ. 1). Дополнительная нефтепромысловая труба 135 может быть спущена в скважину через выходное окно 115 (например, со ссылкой на ФИГ. 1) для выравнивания недавно пробуренного бокового ствола скважины. Что касается настоящего раскрытия, в некоторых вариантах воплощения жидкость, изменяющая pH (обсуждается ниже), может проходить вдоль поверхности 310 в направлении части нефтепромысловой трубы 135. Хотя поверхность 310 показана как прямая, также предполагается, что поверхность 310 может быть изогнутой в некоторых примерах. Отклоняющий клин 300 может быть выполнен из любого подходящего материала. Подходящие материалы могут включать, без ограничения, металлы, неметаллы, полимеры, керамику и/или их комбинации. Отклоняющий клин 300 может иметь любой подходящий размер, высоту и/или форму. Без ограничения, подходящая форма, может включать, без ограничения, формы поперечного сечения, которые являются круглыми, эллиптическими, треугольными, прямоугольными, квадратными, шестиугольными и/или их комбинациями. В примерах отклоняющий клин 300 может иметь форму наклонного кругового конуса или клина. Площадь поперечного сечения может увеличиваться от конца 315 с вершиной 320 наклонного кругового конуса до основания 325. В примерах уплотнитель 305 может быть соединен с основанием 325 отклоняющего клина 300.
[0028] Уплотнитель 305 может быть соединен с отклоняющим клином 300 с использованием любого подходящего механизма, включая, без ограничения, посредством использования подходящих крепежных деталей, резьбовых соединений, связующих материалов, сварки и/или любого их сочетания. Без ограничения, подходящие крепежные детали могут включать гайки и болты, шайбы, винты, штифты, гнезда, стержни и шпильки, шарниры и/или любую их комбинацию. В примерах срезной штифт может соединять уплотнитель 305 с отклоняющим клином 300. Уплотнитель 305 может изолировать часть ствола скважины 110 (см. ФИГ. 1). После приведения в действие уплотнительные элементы 330 уплотнителя 305 могут расширяться в радиальном направлении в нефтепромысловой трубе 135 (см. ФИГ. 1). В примерах уплотнительные элементы 330 могут захватывать внутреннюю поверхность нефтепромысловой трубы 135, чтобы лучше изолировать часть ствола скважины 110 и ограничить поток углеводородов.
[0029] На ФИГ. 4 показан пример отклоняющего клина 300, расположенного рядом с разлагаемой секцией 400 в нефтепромысловой трубе 135. Разлагаемая секция 400 может включать материал, отличный от остальной части нефтепромысловой трубы 135. Разлагаемая секция 400 может быть обозначенной частью нефтепромысловой трубы 135, где должно быть сформировано выходное окно 115 (например, со ссылкой на ФИГ. 1). Разлагаемая секция 400 может быть изготовлена из любого подходящего разлагаемого материала, способного претерпевать необратимую деградацию на месте при контакте с жидкостью, изменяющей pH. В контексте данного документа, термин «необратимая» означает, что разлагаемый материал должен разлагаться на месте (т.е. в скважине), но не должен рекристаллизовываться или повторно уплотняться после разложения. Подходящие разлагаемые материалы включают материалы, реагирующие с изменяющей pH жидкостью (более подробно обсуждаемые ниже), будь то ухудшение разлагаемого материала в результате растворения или коррозии. Разлагаемые материалы должны быть инертными в условиях окружающей среды и должны разлагаться при контакте с другими скважинными флюидами, чтобы разложение могло быть активировано воздействием жидкости, изменяющей pH. В примерах деградация разлагаемой секции 400 может происходить с любой приемлемой скоростью. Примеры подходящих разлагаемых материалов могут включать, без ограничения, металлы, неметаллы, полимеры, керамику и/или их комбинации. Без ограничения, разлагаемый материал может включать один или более металлов, включая, без ограничения, алюминий, магний, медь, цинк, олово и/или их комбинации. В некоторых примерах разлагаемый материал может включать алюминий, поскольку алюминий может подвергаться разложению как в кислотной, так и в щелочной среде. Например, разложение алюминия может происходить как при низком pH (например, ниже 4), так и при высоком pH (например, выше 9). Алюминий также может быть стабильным в обычных буровых растворах и рассоле, поэтому алюминий не может преждевременно разлагаться до контакта с жидкостью, изменяющей pH. В некоторых вариантах воплощения ингибитор может быть включен в скважинные флюиды для предотвращения преждевременной деградации. Подходящие ингибиторы могут включать, без ограничения, полифосфат натрия и соединения на основе калия. В некоторых вариантах воплощения растворимая секция 400 может включать покрытие. Покрытие может быть нанесено как на внутреннюю поверхность 402, так и/или на внешнюю поверхность 404. Покрытие может защищать разложимое окно, например, от других скважинных флюидов (например, цементных растворов) до контакта с флюидом, изменяющим pH. Подходящие покрытия могут включать, без ограничения, краски, эпоксидные смолы, полимеры, стекло, цемент, керамику, осаждения металлов, металлическую облицовку, парафины и/или их комбинации.
[0030] Разлагаемая секция 400 может быть расположена на одной линии с нефтепромысловой трубой 135. Разлагаемая секция 400 может быть расположена на одной линии с нефтепромысловой трубой 135 с использованием любого подходящего механизма, включая, без ограничения, подходящие крепежные детали, резьбовые соединения, связующие материалы, сварку и/или любые их сочетания. В примерах секция 400 может быть толще нефтепромысловой трубы 135, чтобы компенсировать разницу в свойствах материала. Например, разлагаемая секция 400 может иметь толщину, которая больше прилегающих частей обсадной колонны на 10, 20, 30% или даже более. В примерах разлагаемая секция 400 может иметь трубчатую форму, при этом стороны разлагаемая секции 400 охватывают 360 градусов вращения. В других примерах разлагаемая секция 400 может охватывать только часть окружности нефтепромысловой трубы 135. Разлагаемая секция 400 может иметь любые подходящие размеры. Без ограничения, внутренний диаметр разлагаемой секции 400 может находиться в диапазоне от приблизительно 6,35 см (2,5 дюйма) до приблизительно 60,96 см (24 дюйма, а внешний диаметр разлагаемого окна 400 может варьировать от приблизительно 6,35 см (2,5 дюйма) до приблизительно 66,04 см (26 дюймов). Без ограничения, толщина секции 400 может составлять от приблизительно 0,635 см (1/4 дюйма) до приблизительно 5,08 см (2 дюйма).
[0031] Во время работы отклоняющий клин 300 может быть расположен в стволе скважины 110 рядом с разлагаемой секцией 400. Отклоняющий клин 300 может быть размещен, например, после завершения ствола скважины 110 и когда желательно забурить новый ствол из ствола скважины 110 через разлагаемую секцию 400. Жидкость, изменяющая pH, может затем подаваться в разлагаемую секцию 400, например, путем введения через ствол скважины 110 в разлагаемую секцию 400. Отклоняющий клин 110 должен направлять жидкость, изменяющую pH, в разлагаемую секцию 400. Жидкость, изменяющая pH, должна разлагать материал разлагаемой секции 400, формируя, таким образом, выходное окно 115 (например, показанное на ФИГ. 1) в нефтепромысловой трубе 135. Как показано, отклоняющий клин 110 может включать сальник 405. Сальник 405 может быть расположен на краях поверхности 310 отклоняющего клина 300, чтобы минимизировать поток жидкости, изменяющей pH, вокруг отклоняющего клина 110 к части нефтепромысловой трубы 135, в которой деградация нежелательна. В примерах сальник 405 может входить в разлагаемую секцию 400 для предотвращения циркуляции потока изменяющей pH жидкости за отклоняющим клином 300. Без ограничения, сальник 405 может быть набухающим эластомером, вспененным эластомером, эластомером с остаточной деформацией при сжатии, резиновым выступом, уплотнительным кольцом, уплотнением с металлическими кольцами и/или их комбинациями. В некоторых примерах сальник 405 сформирован внутренним размером разлагаемой секции 400, контактирующей с краями поверхности 310. В некоторых примерах зазор между сальником 405 может быть создан за счет посадки с натягом и/или плотной посадки по краям поверхности 310. В некоторых примерах покрытие может быть нанесено на поверхность 310 отклоняющего клина 300. Покрытие может быть нанесено, например, во время установки отклоняющего клина 300 в ствол скважины 110. Покрытие может защищать поверхность 310 отклоняющего клина 300 от жидкости, изменяющей pH. В примерах поверхность отклоняющего клина может быть покрыта для минимизации коррозии отклоняющего клина 300 от воздействия жидкости, изменяющей pH. Поверхность 310 также может быть покрыта для уменьшения абразивного истирания при любых возможных операциях фрезерования. Подходящие покрытия для отклоняющего клина 300 могут включать, без ограничения, краски, эпоксидные смолы, полимеры, стекло, цемент, керамику, осаждения металлов, металлическую облицовку, парафины и/или их комбинации.
[0032] На ФИГ. 5 показан альтернативный пример отклоняющего клина 300, расположенного рядом с разлагаемой секцией 400 в нефтепромысловой трубе 135. В данном примере может быть одно или более крыльев 500, расположенных на пересечении между разлагаемой секцией 400 и нефтепромысловой трубой 135. Может быть множество крыльев 500, используемых для защиты механизма, применяемого для соединения разлагаемой секции 400 с нефтепромысловой трубой 135, от изменяющей pH жидкости. Крыло 500 может быть выполнено из любого подходящего материала. Подходящие материалы могут включать, без ограничения, металлы, неметаллы, полимеры, керамику и/или их комбинации. Без ограничения, крыло 500 может быть выполнено из пластика и/или эластомера. В примерах крыло 500 может оставаться в скважине до тех пор, пока последующие операции бурения не оторвут крыло 500. Как показано, крыло 500 может выходить из конца 500 (например, ближнего конца) отклоняющего клина 300. Когда отклоняющий клин 300 расположен рядом с разлагаемой секцией 300 крыло 500 может перекрывать пересечение между разлагаемой секцией 400 и нефтепромысловой трубой 135. Крыло 500 может быть продолжением отклоняющего клина 300, например, крыло 500 может быть выполнено как одно целое с отклоняющим клином 300. В качестве альтернативы, крыло 500 может быть прикреплено к отклоняющему клину 300.
[0033] На ФИГ. 6A показан другой пример разлагаемой секции 400, сформированной в нефтепромысловой трубе 135. В представленном примере, разлагаемая секция 400 имеет форму разлагаемого окна 600, сформированного в нефтепромысловой трубе 135. В качестве примера, отверстие (закрытое для обозрения разлагаемым окном 600) может быть изготовлено как часть нефтепромысловой трубы 135. В примерах отверстие может быть затем закрыто разлагаемым окном 600. Для закрепления разлагаемого окна 600 в нефтепромысловой трубе 135 может использоваться любой подходящий способ, например, крепеж, резьба, связывающие материалы, сварка и/или любая их комбинация. В примерах разлагаемое окно может быть штифтовой сваркой трением в нефтепромысловой трубе 135. В предыдущих примерах разлагаемая секция 400 была показана трубчатой формой, при этом стороны разлагаемой секции 400 охватывали 360 градусов вращения. В настоящем примере ширина кривизны секции 400 в виде разлагаемого окна 600 может быть частью окружности нефтепромысловой трубы 135. Без ограничения, ширина кривизны разлагаемого окна 600 может составлять от приблизительно 20 градусов до приблизительно 180 градусов. В примерах ширина кривизны разлагаемого окна 600 может составлять около 60 градусов. На ФИГ. 6B отклоняющий клин 300 показан расположенным рядом с разлагаемым окном 600 в нефтепромысловой трубе 135. Как показано на ФИГ. 6В, отклоняющий клин 300 может быть ориентирован перед операциями так, чтобы выровняться с разлагаемым окном 600, чтобы предотвратить воздействие на нефтепромысловую трубу 135 изменяющей pH жидкости.
[0034] На ФИГ. 7 показан другой пример разлагаемой секции 400, сформированной в нефтепромысловой трубе 135. Как обсуждалось ранее, в нефтепромысловой трубе 135 может быть отверстие 700 для формирования выходного окна 115 (например, со ссылкой на ФИГ. 1). В примерах, разлагаемая секция 400 может быть втулкой 705, расположенной вокруг нефтепромысловой трубы 135. Втулка 705 может закрывать отверстие 700. Без ограничения, втулка 705 может быть прикреплена к нефтепромысловой трубе 135 с помощью любого подходящего механизма, включая, без ограничения, использованием подходящих крепежных деталей, резьбовых соединений, связующих материалов, сварки и или любой их комбинации.
[0035] На ФИГ. 8A-8C показаны примеры процесса создания выходного окна 115 в нефтепромысловой трубе 135. На ФИГ. 8А показан внутренний вид нефтепромысловой трубы 135. Как показано, нефтепромысловая труба 135 может включать разлагаемую секцию 400. Отклоняющий клин 300 может быть расположен в нефтепромысловой трубе 135 на разлагаемой секции 400. Затем в нефтепромысловую трубу 135 может быть введена изменяющая pH жидкость 800 на разлагаемой секции 400. Любой подходящий способ может быть использован для введения в скважину жидкости, изменяющей pH. Без ограничения, изменяющая pH жидкость может опускаться в скважину на кабеле в контейнере, закачиваться с поверхности 130 (например, со ссылкой на ФИГ.1) через отдельный фрезерный агрегат и/или трубу, размещенную внутри и приводимую в действие отклоняющим клином 300, и/или применяться их комбинации. Поверхность 310 отклоняющего клина 300 может направлять изменяющую pH жидкость 800 на контакт с разлагаемой секцией 400. Как показано на ФИГ. 8B, изменяющая pH жидкость 800 может реагировать с разлагаемой частью 400 для удаления из нее материала, например, путем растворения и/или коррозии. Без ограничения, скорость разложения разлагаемой секции 400 может составлять от приблизительно 0,127 см (0,05 дюйма) в час до приблизительно 2,5 см (1 дюйм) в час. В примерах скорость коррозии может составлять от приблизительно 1 см (0,4 дюйма) в час до приблизительно 1,5 см (0,6 дюйма) в час. Как описано ранее, вокруг краев поверхности 310 отклоняющего клина 300, для минимизации потока изменяющей pH жидкости 800 к другим частям нефтепромысловой трубы 135, может быть предусмотрен сальник 405. На ФИГ. 8C, изменяющая pH жидкость 800 может разложить материал разлагаемой секции 400, чтобы создать выходное окно 115 в нефтепромысловой трубе 135. В примерах, как только изменяющая pH жидкость сформировала выходное окно 115, буферная жидкость 805 может быть введена в нефтепромысловую трубу 135 для выхода из окна 115, чтобы обеспечить циркуляцию изменяющей pH жидкости из оставшихся частей разлагаемой секции 400. Без ограничения, буферная жидкость 805 может включать соляной раствор, грязь и/или их комбинации. В качестве альтернативы, буферная жидкость 805 может включать кислую и/или щелочную жидкость для нейтрализации изменяющей pH жидкости. Например, кислая жидкость может использоваться в буферной жидкости 805, в которой жидкость, изменяющая pH, является щелочью. В качестве дополнительного примера, щелочная жидкость может использоваться в буферной жидкости 805, в которой жидкость, изменяющая pH, является кислотой. В альтернативных примерах процесс введения жидкости, изменяющей pH, в разлагаемую секцию 400 может быть объединен с процессом фрезерования. Например, изменяющая pH жидкость 800 может использоваться для ослабления или иного удаления материала из разлагаемой секции 400, в то время как фреза (не показана) может использоваться для механического удаления материала из разлагаемой секции 400.
[0036] На ФИГ. 9 показан еще один пример отклоняющего клина 300, который может включать внутреннюю камеру 900 для изменяющей pH жидкости 800. Как показано, отклоняющий клин 300 может включать корпус 905, который включает по меньшей мере одну поверхность 310. Уплотнитель 305 также может быть соединен с отклоняющим клином 300. Уплотнитель 305 может включать один или более уплотнительных элементов 335. Внутренняя камера 900 может быть сформирована в корпусе 905 отклоняющего клина 300. Внутренняя камера 900 может содержать изменяющую pH жидкость 800. При приведении в движение изменяющая pH жидкость 800 может вытесняться из внутренней камеры 900 и течь через канал потока 905 в корпусе и через выходное отверстие 910 на поверхности 310. Таким образом, изменяющая pH жидкость 800 может выпускаться из отклоняющего клина 300 в скважине.
[0037] Как обсуждалось ранее, изменяющая pH жидкость 800 может использоваться для разложения разлагаемой секции 400 (например, показанной на ФИГ. 8A). Изменяющая pH жидкость 800 может быть любой подходящей жидкостью, которая может создавать среду, контактирующую с разлагаемой частью 400, для облегчения разложения. Изменяющая pH жидкость 800 называется «изменяющей pH», поскольку окружающая среда создается путем изменения pH. В примерах изменяющая pH жидкость 800 может быть кислой или щелочной. Изменяющая pH жидкость 800, которая является кислой, может иметь pH менее 7 или, альтернативно, менее приблизительно 4. Если она кислая, изменяющая pH жидкость 800 может включать, без ограничения, неорганическую и/или органическую кислоту. Подходящие кислоты могут включать, без ограничения, HCl, карбоновую кислоту, уксусную кислоту, муравьиную кислоту, глюконовую кислоту, молочную кислоту, щавелевую кислоту, винную кислоту и/или их комбинации. Изменяющая pH жидкость 800 может быть органической кислотой или неорганической кислотой. В альтернативных примерах изменяющая pH жидкость 800 может включать кислоту и соляной раствор. Хлорид или другие галогены в соляном растворе могут действовать вместе с кислотой, удаляя любую защитную пленку на разлагаемой секции 400. Изменяющая pH жидкость 800, которая является щелочной, может иметь pH более 7 и, альтернативно, более, чем приблизительно 10. Если она щелочная, изменяющая pH жидкость 800 может включать, без ограничения, гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид кальция, алкоксид, амид натрия, аммиак и их комбинации.
2
2
2
3
[0038] В качестве альтернативы, изменяющая pH жидкость 800 может быть получена в скважине из подходящего безводного твердого вещества. На ФИГ. 10 безводное твердое вещество 1000 может быть размещено на поверхности 310 отклоняющего клина 300. При воздействии скважинных флюидов безводное твердое вещество 1000 может гидролизоваться и образовывать соответствующую жидкость в нефтепромысловой трубе 135, имеющую значение pH, необходимое для удаления материала из разлагаемой секции 400, показанную на ФИГ. 10, как изменяющая pH жидкость 800. Подходящие безводные твердые вещества могут включать, без ограничения, ангидрид карбоновой кислоты, уксусный ангидрид, лимонный ангидрид, NaO, KO, CaO, AlO и/или их комбинации. Данный вариант может быть предпочтителен в том, что изменяющая pH жидкость, образованная в скважине, не будет воздействовать на другие компоненты в стволе скважины, кроме разлагаемой секции 400.
[0039] Системы, способы и устройства, как описано в настоящем раскрытии, могут дополнительно характеризоваться одним или несколькими из следующих пунктов.
[0040] Пункт 1. Способ создания окна в нефтепромысловой трубе, включающий: обеспечение подачи изменяющей pH жидкости в нефтепромысловую трубу, расположенную в стволе скважины; и приведение в контакт разлагаемой секции нефтепромысловой трубы с изменяющей pH жидкостью для разложения по меньшей мере части разлагаемой секции и образования выходного окна в нефтепромысловой трубе.
[0041] Пункт 2. Способ по п.1, в котором обеспечение подачи изменяющей pH жидкости включает закачку изменяющей pH жидкости с поверхности через нефтепромысловую трубу в разлагаемую секцию.
[0042] Пункт 3. Способ по п. 1 или 2, в котором обеспечение подачи изменяющей pH жидкости включает подачу изменяющей pH жидкости из контейнера, расположенного в стволе скважины.
[0043] Пункт 4. Способ по п. 3, в котором контейнер представляет собой отклоняющий клин, расположенный в разлагаемой секции, при этом жидкость, изменяющая pH, расположена во внутренней камере отклоняющего клина.
[0044] Пункт 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором обеспечение подачи включает гидролиз безводного твердого вещества с образованием изменяющей pH жидкости в стволе скважины.
[0045] Пункт 6. Способ по п. 5, в котором безводное твердое вещество размещают на поверхности отклоняющего клина, при этом отклоняющий клин размещают в стволе скважины на разлагаемой секции.
[0046] Пункт 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором изменяющая pH жидкость течет вдоль поверхности отклоняющего клина, расположенного в разлагаемой секции, чтобы направить изменяющую pH жидкость в разлагаемую секцию, при этом плоскость поверхности наклонна.
[0047] Пункт 8. Способ по п.7, в котором одно или более крыльев проходят от края отклоняющего клина и закрывают пересечение разлагаемой секции и нефтепромысловой трубы.
[0048] Пункт 9. Способ по п.7, в котором один или более сальников располагаются по краям лицевой стороны.
[0049] Пункт 10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость, изменяющая pH, является щелочной.
[0050] Пункт 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость, изменяющая pH, является кислой.
[0051] Пункт 12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором разлагаемая секция содержит трубу, которая расположена на одной линии с соседними секциями нефтепромысловой трубы.
[0052] Пункт 13. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором разлагаемая секция содержит втулку, расположенную над отверстием, сформированным в нефтепромысловой трубе.
[0053] Пункт 14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором жидкость, изменяющая pH, разлагает по меньшей мере часть разлагаемой секции со скоростью в диапазоне от приблизительно 0,127 см (0,05 дюйма) до приблизительно 2,54 см (1 дюйм) в час.
[0054] Пункт 15. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором разлагаемая секция включает покрытие для защиты разлагаемой секции до контакта с жидкостью, изменяющей pH.
[0055] Пункт 16. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором разлагаемая секция содержит по меньшей мере один разлагаемый материал, выбранный из группы, состоящей из алюминия, магния, меди, цинка, олова и их комбинаций.
[0056] Пункт 17. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий бурение дополнительного ствола скважины из ствола скважины через выходное окно.
[0057] Пункт 18. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий измельчение части разлагаемой секции, в то время как жидкость, изменяющая pH, находится в контакте с частью разлагаемой секции.
[0058] Пункт 19. Способ создания окна в обсадной колонне, включающий: размещение отклоняющего клина в стволе скважины рядом с разлагаемой секцией обсадной колонны, расположенной в стволе скважины, при этом разлагаемая секция содержит алюминий и расположена на одной линии с соседними секциями обсадной колонны; и обеспечение подачи кислой жидкости в обсадную колонну в разлагаемой секции для разложения по меньшей мере части разлагаемой секции и образования выходного окна в обсадной колонне.
[0059] Пункт 20. Способ по п. 19, дополнительно включающий бурение второго ствола скважины из ствола скважины через выходное окно.
[0060] Чтобы облегчить понимание настоящего раскрытия, приведены следующие примеры определенных аспектов некоторых систем и способов. Ни в коем случае не следует считать следующие примеры как ограничение или формирование всего объема раскрытия.
ПРИМЕР 1
[0061] Были проведены испытания для определения скорости разложения различных сортов алюминия в кислой среде. Испытания проводились с различными массовыми концентрациями HCl при 150°F (66°C). Результаты испытаний представлены на ФИГ. 11, а данные, собранные для каждого варианта испытания, представлены в таблице 1 ниже:
Таблица 1
Класс образца
Концентрация HCL
Скорость коррозии (дюйм/час)
Время (минуты)
2024 Al
28%
0,75
5
2024 Al
28%
0,45
10
2024 Al
28%
0,48
15
2024 Al
28%
0,51
20
2024 Al
28%
н.д.
25
7075 Al
28%
0,75
5
7075 Al
28%
0,45
10
7075 Al
28%
0,48
15
7075 Al
28%
0,49
20
7075 Al
28%
н.д.
25
2024 Al
18%
0,70
5
2024 Al
18%
0,41
10
2024 Al
18%
0,40
15
2024 Al
18%
0,41
20
2024 Al
18%
0,39
25
7075 Al
18%
0,80
5
7075 Al
18%
0,49
10
7075 Al
18%
0,48
15
7075 Al
18%
0,55
20
7075 Al
18%
н.д.
25
ПРИМЕР 2
[0062] Как правило, алюминий стабилен в обычных буровых растворах и соляных растворах. Алюминиевая бурильная труба эксплуатировалась в природных буровых растворах с диапазоном pH от 7 до 10, включая буровые растворы, содержащие NaCl до 25000 ppm с диапазоном pH от 7 до 10,5, солевые растворы, содержащие до 180000 ppm NaCl с диапазоном pH от 7,5 до 9, и буровую грязь на нефтяной основе. Были проведены испытания изменения массы, чтобы определить влияние обычного соляного раствора для заканчивания скважины на разные сорта алюминия. Испытания проводились при концентрации KCL 15% по массе при 90°C (194°F). Результаты испытаний представлены на ФИГ. 11, а данные, собранные для каждого сценария испытания, представлены в таблице 2 ниже:
Таблица 2
Класс образца
Масса (г)
Время (дни)
2024 Al
22
0
2024 Al
22
4
2024 Al
22
7
2024 Al
22
11
2024 Al
22
16
4032 Al
36
0
4032 Al
36
4
4032 Al
36
7
4032 Al
36
11
4032 Al
36
16
[0063] Как показано, алюминий не разлагался при воздействии обычного соляного раствора для заканчивания скважины (15% KCL).
[0064] В предыдущем описании представлены различные примеры раскрытых в настоящей заявке систем и способов использования, которые могут содержать различные этапы способа и альтернативные комбинации компонентов. Следует понимать, что несмотря на то, что в настоящей заявке могут обсуждаться отдельные примеры, настоящее раскрытие охватывает все комбинации раскрытых примеров, включая, без ограничения, различные комбинации компонентов, комбинации этапов способа и свойства системы. Следует понимать, что композиции и способы описаны терминами «содержащий», «вмещающий» или «включающий» различные компоненты или этапы; композиции и способы также могут «состоять в основном из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Более того, неопределенные артикли «а» или «an», используемые в формуле изобретения, означают в настоящей заявке один или более элементов, которые они представляют.
[0065] Для краткости в настоящей заявке явно раскрыты только определенные диапазоны. Однако для указания диапазона, не указанного явно, диапазоны от любого нижнего предела могут быть объединены с любым верхним пределом, диапазоны от любого нижнего предела могут быть объединены с любым другим нижним пределом, а также диапазоны от любого верхнего предела могут быть объединены с любым другим верхним пределом. Кроме того, всякий раз, когда раскрывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, конкретно раскрываются любое число и любой включенный диапазон, попадающий в этот диапазон. В частности, каждый диапазон значений (в форме «от приблизительно a до приблизительно б» или, что эквивалентно, «от приблизительно a до б», или, что эквивалентно, «от приблизительно a-б»), раскрытый в настоящей заявке, следует понимать как каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений, даже если он не указан явно. Таким образом, каждая точка или отдельное значение может служить в качестве своего собственного нижнего или верхнего предела в сочетании с любой другой точкой или отдельным значением, или любым другим нижним или верхним пределом для указания диапазона, не указанного явно.
[0066] Следовательно, данные примеры хорошо адаптированы для достижения целей и преимуществ, упомянутых в настоящей заявке, а также тех, которые им присущи. Конкретные примеры, раскрытые выше, являются только иллюстративными, и их можно модифицировать и применять на практике различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, пользующихся преимуществами изложенных в настоящей заявке идей. При том, что обсуждаются отдельные примеры, раскрытие охватывает все комбинации всех примеров. Кроме того, не предполагается никаких ограничений в отношении деталей конструкции или дизайна, показанных в настоящей заявке, кроме тех, которые описаны в формуле изобретения ниже. К тому же термины в формуле изобретения имеют общепринятое значение, если иное явно и четко не определено владельцем патента. Таким образом очевидно, что конкретные иллюстративные примеры, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все подобные изменения рассматриваются в пределах объема и сущности этих примеров. Если есть какое-либо противоречие в использовании слова или термина в этом описании и в одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены сюда посредством ссылки, следует принять определения, которые соответствуют настоящему описанию.