用于在水平井中定位底部钻具组合的系统和方法 |
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| 申请号 | CN201180062758.2 | 申请日 | 2011-12-20 | 公开(公告)号 | CN103380258B | 公开(公告)日 | 2017-09-26 |
| 申请人 | 贝克休斯公司; | 发明人 | J·E·拉文斯伯根; L·劳恩; J·米塞尔布罗克; | ||||
| 摘要 | 一种用于将连接至挠性管的、诸如底部钻具组合之类的井下工具 定位 在 套管 管柱的 选定 段内的接头系统以及该接头的使用方法。套管的选定段可以是允许对附近的油井 地层 进行处理和/或刺激的带孔接箍或带孔壳体。接头系统可以是两个、三个或者四个以预定长度间隔开的接头。该预定长度可以短于一般的套管段长度。第一与第二接头之间的距离可以基本与第三与第四接头之间的距离相同。接头之间的短于传统套管段距离的使用可以以比依靠传统计数单更高的可信度提供关于底部钻具组合的 位置 的地表指示。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种用于多层区水平井的井眼完井系统，该系统包括： |
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| 说明书全文 | 用于在水平井中定位底部钻具组合的系统和方法[0001] 相关申请 [0002] 本发明要求由John Edward Ravensbergen、Lyle Erwin Laun和John G.Misselbrook于2010年12月27日申请的名称是“System and Method for Positioning a Bottom Hole Assembly in a Horizontal Well”的美国临时专利申请号61/427,442的优先权，其全文通过引用并入于此。 技术领域背景技术[0004] 油井和天然气井的完井通常是在钻出碳氢化合物开采井眼之后执行的。完井过程的一部分包括将井套管组件下放到井中。套管组件可以包括通过接箍连接在一起的多节管状套管。标准接箍例如可以是相对短管件或环形结构，其在任一端处具有内螺纹用于与套管段的外螺纹端连接。井套管组件可以通过各种技术设置在井眼中。一种这样的技术包括用水泥填充井眼与套管外径之间的环形空间。 [0005] 在将套管设置在井眼中之后，可以执行穿孔和压裂操作。一般地，穿孔需要通过通常公知的装置（比如射孔枪或者水力喷砂射孔器）形成穿过井眼套管并进入地层中的开口。此后，可以液压隔离穿孔区并且执行压裂操作以增加地层中初始形成的开口的尺寸。将支撑剂材料引入到扩大的开口中以防止开口闭合。 [0006] 最近，已经开发了利用挠性管柱执行穿孔和压裂操作的技术。在美国专利号6,474,419、6,394,184、6,957,701和6,520,255中披露了一种这样的技术，叫做环状挠性管压裂工艺或者简称ACT-Frac工艺，它们的各自的全文通过引用并入于此。为了实践之前提到的专利中描述的技术，包括底部钻具组合（“BHA”）的工作管柱在压裂操作期间一般保持在井眼中。 [0007] 一种叫做水力喷砂射孔程序的穿孔方法需要使用砂浆射出穿过套管、水泥并进入油井地层中的孔。然后可以通过这些孔进行压裂。水力喷砂射孔的其中一个问题是来自于穿孔工艺中的砂粒会留在井眼环中并且可能干涉压裂过程。因此，在一些情况下将砂粒清除出井眼是理想的，这是一个长的过程，油井中各开采区需要花费一个或几个小时。水力喷砂射孔的另一个问题是消耗更多的流体来切割穿孔以及在压裂处理之前或期间从油井循环过剩的固体或者将水力喷砂射孔流体和砂粒泵送到所述层区中。工业中需要的是去向多层井中的越来越多的层区中，一些水平型井可能具有40个层区或者更多。从这样大数量的层区中清除砂粒可以增加显著的处理时间，需要使用过多的流体，并且增加成本。使用过多的流体还产生了环境问题。例如，该过程需要更多的卡车运输、槽容量以及加热，另外，当从油井重新获得所述流体时这些相同的需求是必要的。 [0008] 不需要穿孔的完井技术在本领域中是公知的。一种这样的技术叫做落球开孔式完井。取代水泥完井，这种技术需要将开孔封隔器延伸到井眼中以设置套管组件。套管组件包括具有衬套的带孔接箍。在将套管设置在井中之后，通过操作滑动衬套可以打开这些孔。然后通过这些孔可以执行压裂。 [0009] 对于多层井，已经使用了多个带孔接箍与滑动衬套组件的结合。所述滑动衬套安装在套管和/或衬套的内径上并且可以由剪切销保持就位。在一些设计中，最低端的衬套能够通过向衬套组件施加压差来以液压方式打开。在安装带孔接箍的衬套之后，在油井最底端层区上执行压裂过程。该过程可以包括在第一层区中液力地滑动衬套以打开孔，然后将压裂流体通过第一层区的打开的孔泵送到地层中。在压裂第一层区之后，沿着油井落下球。该球从第一压裂层区撞击井中的下一个衬套，从而打开用于压裂第二层区的孔。在压裂第二层区之后，比第一球稍大的第二球落下以打开用于压裂第三层区的孔。使用逐渐增大的球重复该过程以打开井中各连续较大层区中的孔直到压裂所有的层区。然而，因为油井直径在尺寸上受限并且球尺寸一般以四分之一英寸的增量增加，因此该过程在球尺寸用完之前受限于仅压裂油井中大约11或12个层区。此外，在该方法中使用滑动衬套组件和封隔器来设置井套管成本高。还有，滑动衬套组件和球可以显著减小套管的内径，这通常是不理想的。在压裂激发处理完成之后，从套管中研磨出球和球座通常是必要的。 [0010] 已经在开孔井使用的另一种方法（使用封隔器来将套管固定在井中）类似于上面所述的落球开孔式完井，除了将组件的衬套配置成机械地打开来代替落球打开孔之外。例如，可以使用移动工具来打开和闭合衬套用于压裂和/或其他所需的目的。与在完井中的情况类似，在该方法中使用滑动衬套组件和封隔器来设置井套管成本高。此外，滑动衬套组件不理想地减小了套管的内径。还有，由于高速砂浆侵蚀和/或与机构干涉的砂粒衬套可能失效。 [0011] 在由Lyle E.Laun于2010年6月29日申请的名称是“JOINT OR COUPLING DEVICE INCORPORATING A MECHANICALLY-INDUCED WEAK POINT AND METHOD OF USE”的待审美国专利申请号12/826,372中披露了不用穿孔的压裂井的另一种技术，其全文通过引用并入于此。 [0012] 在由John Edward Ravensbergen and Lyle Laun于2010年7月23日申请的名称是“BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PORTED COMPLETION AND METHODS OF FRACTURING THEREWITH”的待审美国专利申请号12/842,099和由John Edward Ravensbergen 于2010年12月17日申请的名称是“MULTI-ZONE FRACTURING COMPLETION”的待审美国专利申请号12/ 971,932中披露了不用穿孔的压裂井的其他技术，它们的全文通过引用并入于此。 [0013] 在水平井中使用挠性管的一个潜在问题是将BHA精确定位在井内所需的位置上以便于BHA靠近允许连通到要被压裂和/或处理的层区的压裂端口。当沿着套管向上移动BHA时，挠性管操作人员通常依靠表示插入井中的套管段或管子的长度的计数单。挠性管操作人员一般使挠性管上的BHA下放到井底，然后使用计数单沿着套管向上拉拽挠性管以沿着套管管柱提示套管接头、接头或连接部。当沿着管柱向上拉BHA时，使用套管接箍定位器（“CCL”）来帮助确定BHA的位置。正如对于本领域普通技术人员公知的，机械式套管接箍定位器接合套管或管状段之间的接头或连接部上的定位轮廓，当使BHA沿着井向上运动时在套管接箍定位器通过各连接部时需要操作人员增加从孔拉出的力。 [0014] 操作人员使用计数单结合拉动套管接箍定位器通过各连接器来确定BHA的实际位置。然而，在套管或管柱安装期间，记录在计数单上的深度可能不精确。例如，在形成计数单时，可能记录导致BHA的当前位置的非精确确定的管柱或套管段的不正确的长度。操作人员可能早于预期碰到接头，使操作人员停止该过程来确定BHA的实际位置。每次这样的确定可能会给多层区处理和/或刺激过程所需的总时间添加额外的几小时。井一般可以具有15-20个要被处理和/或刺激的层区。具有用于定位一个层区的不正确的计数单的问题在该过程中定位接下来的层区时会出现问题。在处理和/或刺激过程中具有定位多个层区的问题可以增加大量的小时数，从而导致操作昂贵。因此，用至少50分之一或者甚至优于100分之一的错误率改进合适定位BHA的可信度是有益的，以将操作的总体成本减到最小。 [0015] 另外，挠性管操作人员可能会在地表处检测出关于BHA的实际位置的错误指示，从而产生困惑。一种错误指示是由从孔拉出（POOH）的力的增加造成的，而不是套管接箍定位器接合接箍轮廓造成。错误指示可能由多个因素造成。POOH力取决于沿着挠性管的长度的接触力和摩擦系数。在水平井中，仅一部分挠性管与井套管接触，这是由于挠性管和井眼的螺旋或弯曲形状造成的。因此，由POOH中的变化形成的错误指示可能是由这些几何形状上的差别和/或静摩擦系数与动摩擦系数之间的差别造成的。POOH力一般大于将套管接箍定位器拉拽通过接箍轮廓所需的力，因此所述变化足以大到形成错误指示。此外，水平井内的砂粒引入了可以与BHA的运动干涉并且可能导致在地表处的错误指示的的另一个变量。 [0016] 限制“假阳性”的一种可能的方式是通过增加套管接箍定位器上弹簧加载的止动器的力来增加将套管接箍定位器拉拽通过接箍轮廓所需的POOH力。然而，当弹簧加载的止动器的力增加时，下入井内（RIH）所需的推力也增加。目前，利用挠性管将具有套管接箍定位器的BHA推到水平井的底部是困难的，这是由于挠性管的有限的推动能力造成的。可以使用较大直径的挠性管来增加推动能力，但是较大直径的挠性管的使用也带来的更大的花费。 [0017] 井内多层区的刺激措施和/或处理是耗时并且成本高的操作。如果操作人员重复地需要花费额外的时间来确定BHA的实际位置而不是能够直接移动到各层区并执行刺激措施和/或处理，那对特定多层区刺激所需的时间可能增加。因此，提供增加在要被刺激和/或处理的各层区内移动和定位BHA的效率的系统和/或方法将会是有益的。 [0018] 本发明旨在克服或者至少减小上面所述的一个或多个问题的影响。 发明内容[0020] 本发明的一个实施方式是用于水平井的井眼完井，包括壳体，所述壳体具有穿过所述壳体的至少一个端口，所述端口允许从内部到外部的流体连通。所述端口适于被选择性地打开以允许通过所述端口的流体连通以及选择性地闭合以阻止通过所述端口的流体连通。该系统包括连接到第一短节的第一端部的第一接头。该第一接头包括配置成接合连接到挠性管的套管接箍定位器的定位止动器的凹部。该系统包括第二接头，该第二接头连接到第一短节的第二端部并且还连接到带孔壳体的第一端部。第二接头包括配置成接合套管接箍定位器的定位止动器的凹部。该系统包括连接到壳体的第二端部的第三接头。该第三接头包括配置成接合套管接箍定位器的定位止动器的凹部。 [0021] 该系统可以包括第二短节和第四接头。所述第三接头连接到第二短节的第一端部，第四接头连接到第二短节的第二端部。第四接头包括适于接合套管接箍定位器的定位止动器的凹部。第一短节、第二短节和壳体各自可以具有8米或更短的长度。第一和第二短节可以具有大约1.8米的长度，所述壳体可以具有大约2.65米的长度。这些接头各自可以包括高质量螺纹连接部。短节和带孔壳体的长度可以适于当套管接箍定位器接合第一接头、第二接头、第三接头或第四接头时将底部钻具组合定位到带孔壳体的端口附近。 [0022] 本发明的一个实施方式是用于水平井的井眼完井系统，其具有壳体，所述壳体具有穿过该壳体的至少一个端口，所述端口选择性地允许通过该端口与壳体外部的流体连通。该系统包括由高质量螺纹连接到壳体的第一端部的第一接头。该第一接头包括配置成接合连接到挠性管的套管接箍定位器的一部分的凹部。该系统包括由高质量螺纹连接到壳体的第二端部的第二接头。该第二接头具有配置成接合套管接箍定位器的所述一部分的凹部。 [0023] 本发明的一个实施方式是用于对水平井内的多个层区进行处理的方法，包括使工具沿着套管管柱向上移动到第一层区并且使第一接头与所述工具的一部分接合。该方法包括将所述工具拉拽入第一接头中，这在地表处提供了第一指示。该方法包括使第二接头与所述工具的所述一部分接合并且将所述工具拉拽入第二接头中，这在地表处提供了第二指示。第一与第二接头之间的距离可以是8米或更短。该方法包括接合第三接头并且将所述工具拉拽入该第三接头中，这在地表处提供了第三指示。该方法包括处理第一层区。 [0024] 该方法还可以包括定位所述工具以在处理第一层区之前允许对第一层区进行处理。定位所述工具可以包括移动到和接合第一接头、第二头街头或第三接头。移动到或者接合其中一个接头可以将该工具的封隔器元件定位在带孔壳体附近，这允许选择性地与第一层区连通。定位该工具可以替代性地包括使所述工具移动以将封隔器元件定位在带孔壳体附近而不接合其中任一个接头。 [0025] 该方法还可以包括在处理所述层区之前使第四接头与所述工具的一部分接合并且将所述工具拉拽入第四接头中，这在地表处提供了第四指示。定位所述工具可以包括使所述工具移动到第一接头下方、使所述工具向上移动以接合第一接头、将所述工具拉拽通过第一接头以及使所述工具向上移动以接合第二接头。通过拉拽入接头中而在地表处提供的指示可以是力指示。 [0026] 该方法可以包括在处理第一层区之后使所述工具移动到第二层区。可以重复该方法以接合并拉拽入第二层区的接头中，以在地表处提供指示。然后可以处理该第二层区。在处理第二层区之前，可以使所述工具移动到一个接头并接合该接头以适当地定位该工具以允许对第二层区进行处理。附图说明 [0027] 图1图示了灌注了水泥的井眼完井的一部分。 [0028] 图2图示了可以与本发明一起使用的接箍和底部钻具组合的一个实施方式的放大图。 [0029] 图3图示了用在图1的井眼完井中的定位止动器的放大图。 [0030] 图4图示了可以与本发明一起使用的带孔接箍的一个实施方式的一部分。 [0031] 图5图示了可以与本发明一起使用的带孔井眼完井的一个实施方式的截面视图。 [0032] 图6图示了锚定到图5的带孔井眼完井的一部分的底部钻具组合的截面视图。 [0033] 图7图示了可以用于将BHA定位在带孔接箍或壳体内的接头的结构的一个实施方式。 [0034] 图8图示了定位在带孔壳体内的BHA的截面视图。 [0035] 图9图示了用于定位图8的BHA的套管接箍定位器的放大截面视图。 [0036] 图10图示了包括套管接箍定位器间隙并且可以用于将BHA定位在带孔壳体内的接头的一个实施方式的截面视图。 [0037] 图11图示了可以用于将BHA定位在带孔接箍或壳体内的接头的结构的一个实施方式。 [0038] 虽然本发明容易有各种修改和替代形式，但是通过示例在图中示出并且在这里详细描述了具体实施方式。然而，应该理解的是本发明并不旨在局限于所披露的具体形式。而是，本发明要覆盖落入正如由所附权利要求限定的本发明的精髓和范围内的所有修改、等价方式和替代方式。 具体实施方式[0039] 图7示出了增加了BHA102（图8中示出）在带孔壳体110，210或310内的定位效率的连接器或接头10，20，30和40（下文中称做接头）的结构的实施方式。图1-6中示出了正如下面讨论的带孔壳体或带孔接箍110，210或310的各个实施方式的示例。带孔壳体的结构是用于说明的目的，因为与接头10，20，30和40相关的系统和方法可以用于将诸如BHA之类的井下工具定位在各种壳体和带孔区段内，正如由了解本发明优点的本领域普通技术人员可以意识到的那样。 [0040] 接头10，20，30和40用于将具有特定长度A的套管段和同样具有特定长度B的带孔壳体连接在一起。这些接头适于在地表处精确地指示BHA102的位置并且将BHA102适当地定位在带孔壳体110附近以对带孔壳体110附近的井地层刺激和/或进行处理，正如下面讨论的。各接头10，20，30和40包括适于接合机械式套管接箍定位器50的凹部。套管接箍定位器50包括可扩张构件55，该可扩张构件55接合接头10，20，30和40内的凹部。 [0041] 第一或最低接头10连接到套管段60的下端，第二或第二低接头20连接到套管段60的上端。套管段的长度是A，其优选地可以是1.8米。第二或第三低接头30连接到第二套管段65的下端，第二套管段65具有与第一套管段60相同的长度A。第四或最高接头40连接到第二套管段65的上端。第二接头20也连接到带孔壳体110的下端，第三接头30也连接到带孔壳体 110的上端。该带孔壳体具有长度B，其优选地可以是2.65米。该带孔壳体部分可以包括连接到一起以包括总长度B的带孔壳体和套管段。 [0042] 图1图示了井眼完井100的一部分，其包括连接到挠性管并且定位在带孔接箍组件内部的BHA102。图2示出了带孔接箍组件的带孔接箍110内的BHA102的放大截面视图。优选地，BHA102设计成用于在多层井中实施压裂。在John Edward Ravensbergen的于2009年11月25日申请的名称是“COILED TUBING BOTTOM HOLE ASSEMBLY WITH PACKER AND ANCHOR ASSEMBLY”的共同待审美国专利申请号12/626,006中披露了合适的BHA的一个示例，其全文通过引用并入于此。 [0043] 正如在图2和3中更清楚地图示出的，带孔接箍组件可以包括可以通过一个或多个接箍（比如接箍108和110）连接的多个套管段106A，106B和106C。这些接箍可以是带孔的，正如由接箍110示出的。接箍108可以是任何合适的接箍。用于连接套管段的接箍的示例在本领域中是公知的。在一个实施方式中，接箍108可以包括两个内螺纹部用于连接到套管段106的外螺纹端。 [0044] 包括一个或多个压裂端口112的多个壳体或接箍110可以沿着套管104定位。带孔接箍110的内径113可以与套管104的内径大致相同或者大于套管104的内径。这样，接箍110与BHA102之间的环空并不会被显著限制。在其他实施方式中，接箍110的内径可以小于套管104的内径。接箍110可以通过任何合适的机构连接到套管段106。在一个实施方式中，接箍 110可以包括两个内螺纹部，用于连接到套管段106B和106C的外螺纹端。 [0045] 可以在接箍110内设置阀，所述阀可以被致动以选择性地打开或闭合通过接箍110的压裂端口。剪切销124可以用于在安装期间将所述阀保持在闭合位置并且减小所述阀过早打开的可能性。 [0046] 也如图2中所示，BHA102上的封隔器130可以临近带孔接箍110定位在套管中。当封隔器130被启用时，其密封在接箍110的内径上以防止或减小流体进一步沿着井眼环空流动。在封隔器两侧形成的压差可以用于打开接箍110的压裂或处理端口112。 [0047] 合适地定位BHA102是必要的，具体地是沿着套管104将封隔器130定位在特定接箍110内的所需位置上。BHA102可以包括沿着套管管柱104接合连接器中的凹部的套管接箍定位器。图3示出了止动器132，其比如与机械式套管接箍定位器结合使用，可以配置成被驱动进入套管部106A与106B之间的凹部134中。如图3中所示，止动器132可以作为BHA102的一部分设置。然后可以对套管部106B的长度进行选择，以将接箍110远离凹部134一期望的距离定位，以便于可以将封隔器130合适地定位在带孔接箍110内。在安装期间，油井操作人员可以通过下放止动器使其通过凹部134然后升起BHA102直到止动器132被驱动进入凹部134中来安装BHA102。在将止动器132从凹部134拉出时的额外的POOH力将可在地表处检测到，并且其可以允许油井操作人员确定BHA102正确定位在套管中的时间。在下放过程期间，可以将止动器132（图3中示出）构造成它们不会完全接合和/或容易地滑过凹部134。例如，止动器132可以构造成在井底侧上有小的角度131以使它们在下放到井中时能够用小的轴向力更容易地滑过凹部134。然而正如在上面讨论的，水平井中的挠性管的使用和不精确的计数单将会给在特定接箍110内中合适地定位BHA102带来困难。为了减小BHA102不正确地定位在特定接箍110内的可能性，图7的套管段60，65和接头10，20，30和40的系统可以替代连接到接箍110的套管段106而与接箍110结合使用。 [0048] 可以包括多个部分（包括带孔壳体、连接系统和相应的套管段）的套管104可以在油井钻出之后作为完井100的一部分安装。图1图示了水泥105，其流入套管104的外径与井眼107的内径之间的空间中。用于在套管中填注水泥的技术在本领域中是公知的。 [0049] 正如上面讨论的，带孔接箍110和/或带孔壳体可以定位在套管中需要端口来进行压裂的任何地方。在一个实施方式中，本发明的接箍110和连接系统可以定位在多层井的各层区中。 [0050] 图4示出了可以与本发明的连接系统结合使用的带孔接箍210的另一个实施方式的一部分。接箍210包括心轴209，阀壳体203和通风壳体201，所述心轴可以包括套管段的长度。诸如衬套220之类的阀定位在心轴209与阀壳体203之间的环形空间218A内。衬套220可以在允许心轴209的内径与外压裂端口212B之间通过位于心轴209中的内压裂端口212A连通的打开位置与闭合位置之间移动。环形空间218A围绕心轴的外周延伸并且与通风壳体201和心轴209之间的环形空间218B连通。可以使衬套220移动到防止内压裂端口212A与外压裂端口212B之间的流体连通的闭合位置。衬套220有效地将环形空间218密封形成为上部 218A和下部218B，从而允许两个环形空间之间的压差将衬套220在其打开与闭合位置之间移动。可以使用密封环215来将阀壳体203连接到通风壳体201。 [0051] 图5示出了可以与本发明结合使用的带孔壳体310的另一个实施方式。该连接系统以及相应的段可以取代正如结合图5描述的短节和转换接头。短节306可以通过上转换接头315连接到带孔壳体310的一端。本领域中公知“短节”是用于调节接头或连接器之间的长度的、短于传统套管段的段。短节长度一般1到3米，但是其长度可以在1到8米之间变化。带孔壳体310的另一端通过下转换接头317连接到另一短节306。短节306可以连接到传统的套管，以构成套管管柱的一部分。套管管柱的段经由螺纹343紧固在一起。所示出的经由螺纹的连接和套管段的结构是为了说明的目的，因为在本发明的精髓内可以使用不同的连接装置和任何合适的结构。例如，带孔壳体310可以直接连接到短节306而不使用转接连接器 315，317。 [0052] 带孔壳体310包括至少一个允许壳体310内部与外部之间的流体连通的压裂端口312。衬套320可以可滑动地连接到壳体310的内表面。在初始位置上，如图5中所示，衬套320可以定位成密封件322防止通过端口312的流体连通。可以使用可剪切装置324来将衬套320选择性地保持在初始闭合位置上。可剪切装置324可以是剪切销、压碎环或者在施加预定力之后适于选择性地将衬套320从壳体310释放的其他装置，所述预定力可以通过正如下面详细讨论的液压力施加。 [0053] 图6示出了连接到已经插入套管中并且用于打开带孔壳体310上的衬套320的挠性管342的BHA302。套管接箍定位器可以用于将BHA302定位在套管内所需的适当位置上。例如，下转换接头317可以包括适于接合套管接箍定位器的轮廓332的轮廓333，以沿着套管管柱将BHA302合适地定位在特定的带孔壳体310内。 [0054] BHA302包括封隔器330，该封隔器330可以被致动以密封BHA302的外部与带孔壳体310的衬套320的内径之间的环形空间。BHA302还包括可以抵靠衬套320设置的锚定件350。 沿着挠性管施加的压力用于致动锚定件350并且将其抵靠衬套320设置以及设置封隔器 330。 [0055] 在设定锚定件350以将BHA302紧固到衬套320并致动封隔器330之后，可以沿着套管向下泵送流体，以在封隔器330两侧形成压差。在达到预定压差之后，可剪切装置324将剪切，从而从壳体310释放衬套320。可剪切装置324可以适于在预定压差下剪切，正如将由本领域普通技术人员意识到的。 [0056] 在可剪切装置将衬套320从壳体310释放之后，封隔器330两侧的压差将使锚定到衬套320的BHA302沿着套管向下移动。这样，可以使衬套320从闭合位置移动到打开位置，如图6中所示。 [0057] 在移动到打开位置之后，可以选择性地将衬套320锁入打开位置中。例如，衬套320可以包括可扩张装置325，比如“c”形环或锁定止动器，其扩张到壳体310的内部中的凹部326中，选择性地将衬套320锁定在打开位置上。在打开位置上，壳体310的内部与壳体310的外部流体连通，实现对靠近端口312的油井地层的处理和/或刺激。 [0058] 正如上面讨论的，挠性管在水平井中的使用可能增加将BHA102合适地定位在带孔壳体内的困难，所述带孔壳体适于实现对带孔壳体附近的油井地层进行选择性处理和/或刺激。带孔壳体或带孔接箍可以是上面所示实施方式110，210，310中的之一，或者是适于对油井地层进行选择性地处理和/或刺激的不同结构。 [0059] 正如上面讨论的，图7示出了能增加将诸如BHA102之类的工具定位在可以包括带孔壳体110的套管管柱的特定部分内的效率的接头10，20，30和40的结构的一个实施方式。各接头10，20，30和40包括适于接合机械式套管接箍定位器50的凹部。套管接箍定位器50包括接合接头10，20，30和40内凹部的可扩张构件55。 [0060] 以已知间距使用四个接头10，20，30和40增加了操作人员能够确定BHA102被正确定位在特定带孔壳体内的可能性。接头之间的预定长度用于在地表处识别和忽略错误指示并且在确定BHA102的实际位置时提供更好的可信度。具体地，该系统可以配置成在第一或最低接头10与相邻接头20之间使用长度A。在最高接头40与它的相邻接头30之间可以使用相同的长度A。第二接头20和第三接头30可以配置成这两个接头分开第二长度或距离B。第二距离B可以不同于第一距离A。然而，替代性地，距离A和B可以相等，并且比传统套管段的长度短至少1米。优选地，第一距离A和第二距离B不同于套管或管柱的典型长度。例如，传统的套管段大约12米长。在一个优选实施方式中，第一距离A可以是大约1.8米，第二距离B可以是大约2.65米。1.8米和2.65米的距离仅是为了说明的目的，正如本领域普通技术人员将会意识到的是可以使用不同的长度来在地表处合适地指示BHA102在带孔壳体内的情形。更重要的是使用了具有不同于传统套管长度的三个长度的四个接头。另外，两个相同长度和一个不同长度的使用增加了在地表处确定BHA102被合适地定位在带孔壳体内的可信度。然而，如图7中所示的两个下接头和两个上接头之间的第一长度A的使用以及中间接头之间的第二长度B的使用仅是为了说明的目的。三个预定长度在各种结构中的使用可以用于在地表处识别和忽略错误指示并且在确定井下工具的实际位置时提供更佳的可信度，正如将会由了解本发明优点的本领域普通技术人员意识到的。例如，接头可以间隔开三个不同的预定长度，或者两个较低的长度可以具有基本相等的预定长度而最高的长度是不同的预定长度。 [0061] 本发明的接头10，20，30和40的结构的使用将在地表处指示操作人员将BHA102拉拽通过套管104的具有带孔壳体的部分的时间。当将BHA拉拽通过由四个接头构成的系统时，在地表处应该会有四个指示，其中最后三个指示所处的距离要比一般套管段短得多。当将BHA的套管接箍定位器拉拽入各接头中时将在地表处出现指示。第二和第四指示会在将挠性管从而也是BHA102向上拉动相同的距离A之后发生，所述距离A优选地可以大约1.8米。第三指示应该在将挠性管从而也是BHA102向上拉动第二距离B之后发生，所述距离B优选地可以大约2.65米。距离A，B均比一般的套管段的长度短得多。 [0062] 在第四指示之后，操作人员可以使BHA102向下返回通过系统的最低接头10。然后使挠性管向上移动，将BHA102拉拽通过第一接头10直到套管接箍定位器接合或“停放”在第二接头20中。套管接箍定位器与第二接头20的接合将BHA102合适地定位在带孔壳体内。如果使用本领域中公知的j形狭缝工具，使BHA102向下移动通过最低接头然后使其向上移动以停放在第二最低接头中的方法是优选的。BHA的位置可以定位封隔元件130，以便于其可以实现接合并允许通过带孔壳体110的压裂端口对地层进行处理和/或刺激，如图8中所示。然而，如图7-8中示出的带孔壳体和四个接头的结构以及使用方法仅是为了说明的目的，因为该结构可以改变，正如由了解本发明的本领域普通技术人员将会意识到的。例如，操作人员可以不使BHA返回移动通过系统的最低接头。相反，操作人员可以移动BHA，以使套管接箍定位器接合或“停放”在任一个接头中，以在带孔壳体附近合适地定位封隔元件。该系统可以配置成第一接头、第二接头、第三接头或第四接头可以用于合适地定位BHA的封隔元件。 接头的使用是定位BHA的封隔元件的最精确的装置，从而可以使用最短的带孔壳体，这可以减小组件的总体成本。此外，操作人员可以不必接合接头来合适地定位封隔元件，而是使BHA向下移动到两个接头之间的合适位置以合适地定位封隔元件。 [0063] 接头和配置的数量可以改变。例如，在各接头之间具有两个预定长度的三个接头可以用于将BHA定位在带孔壳体内。图11示出了使用三个接头将BHA定位在带孔壳体内的接头系统的一个实施方式。第一接头10连接到管件60的一端，第二接头20连接到管件60的另一端。第二接头20还连接到带孔壳体110的一端，第三接头30连接到带孔壳体110的另一端。可以将BHA拉拽通过三个接头10，20和30，从而在地表处提供三个指示。当将BHA拉拽入各接头中时可以在地表处提供这些指示。第一接头10和第二接头20可以分开距离C，第二接头20和第三接头30可以分开距离D。距离C和D在长度上均优选地小于传统套管段的长度。例如，距离C可以是1.8米，距离D可以是2.65米。替代性地，距离C和D可以相等并且可以小于8米。 长度C和D可以不相等，但是二者均可以小于4米，从而在地表处提供BHA的位置的指示。显著短于一般在10-12米之间的传统套管段的长度的使用在地表处提供BHA已经到达包括接头系统的相关层区。 [0064] 在使用四接头的另一个实施方式中，带孔壳体110可以定位在上接头40与第三接头30之间，以便于第三接头30用于将BHA合适地定位在带孔壳体内。四个接头的使用在地表处提供了四个指示，其可以使操作人员忽略“假阳性”，相比于具有较少数量指示的现有系统具有更大的可信度。 [0065] 图9示出了接合第二接头20内的凹部25的套管接箍定位器50的凸出部55的放大截面视图。用在该系统中的各接头10，20，30和40包括适于接合机械式套管接箍定位器的一部分、从而在地表处提供指示的凹部。图10示出了本发明的接头的一个实施方式。接头10包括高质量螺纹11，比如VAM螺纹，其用于连接套管段（图10中未示出）。接头10包含接合套管接箍定位器凸出部55的轮廓15。传统螺纹的密封面积取决于螺纹牙型。传统的螺纹一般是API8圆螺纹连接。“高质量螺纹”在这里定义为非传统API8圆螺纹连接的螺纹连接。包括高质量螺纹连接部的传统接头一般不包括适于接合机械式套管接箍定位器的凸出部（即锁定止动器）的凹部。高质量螺纹的一些示例是VAM、Hydril PH6以及Altas Bradford。高质量螺纹11确保了套管段与接头10之间的连接，保持了密封。接头10可以包括肩部12，套管段在完全旋入接头10中之后抵靠在所述肩部上。包括高质量的传统的现有套管管柱接头一般不包括套管接箍定位器间隙或凹部。连接到水平井中带孔壳体每端的两个“高质量”连接件的使用可以在地表处提供BHA已经定位在带孔壳体内的足够指示。“高质量”连接件——正如上面讨论的——各自具有高质量螺纹连接部以及适于接合连接到挠性管的机械式套管接箍定位器的定位止动器的凹部。 [0066] 使用正如上面讨论的间隔开的四个接头的结构减小了操作人员需要停止处理和/或刺激工艺来确定BHA的实际位置的可能性。例如，计数单上的段可能被错误地记录为比其实际值长一米。当操作人员使BHA移动过错误记录的套管部分时，操作人员在基于计数单的预期结果之前会接收到指示。该没有预料到的指示可以使操作人员停止该过程来调查BHA的实际位置，造成总体多层区刺激过程中的增加。 [0067] 所披露的系统和方法在BHA进入各要被刺激和/或处理的层区中时的BHA位置的方面为操作人员提供了更佳可信度。例如，操作人员可以在很大程度上依靠在相对短的距离上接收四个指示而不是基于计数单来计数。此外，两个已知距离（距离A和B）的使用以及第一距离的重复则在地表处提供BHA已经到达要被处理和/或刺激的层区的增加的可信度。在拉拽通过四个接头之后，然后可以使BHA移动至第一接头下方并且将其拉拽通过第一接头进入第二接头中，这精确地定位了BHA以开始处理和/或刺激过程。 [0068] 尽管已经示出并描述了各个实施方式，但是本发明并不局限于此，并且将会理解的是其包括所有的修改和变型，这对于本领域技术人员是显而易见的。 |
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