CN104246108B - 固井造斜器装置和方法 - Google Patents

固井造斜器装置和方法 Download PDF

Info

Publication number
CN104246108B
CN104246108B CN201380020087.2A CN201380020087A CN104246108B CN 104246108 B CN104246108 B CN 104246108B CN 201380020087 A CN201380020087 A CN 201380020087A CN 104246108 B CN104246108 B CN 104246108B
Authority
CN
China
Prior art keywords
assembly
stinger
sidetracking system
locking mechanism
whipstock
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201380020087.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN104246108A (zh
Inventor
C·H·杜威
J·E·坎贝尔
S·N·斯沃迪
P·M·格雷古雷克
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
SII MegaDiamond Inc
Original Assignee
SII MegaDiamond Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by SII MegaDiamond Inc filed Critical SII MegaDiamond Inc
Publication of CN104246108A publication Critical patent/CN104246108A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN104246108B publication Critical patent/CN104246108B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B7/00Special methods or apparatus for drilling
    • E21B7/04Directional drilling
    • E21B7/06Deflecting the direction of boreholes
    • E21B7/061Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/04Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
    • E21B17/06Releasing-joints, e.g. safety joints
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
    • E21B23/04Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
    • E21B23/0411Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion specially adapted for anchoring tools or the like to the borehole wall or to well tube
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
    • E21B33/14Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like for cementing casings into boreholes

Abstract

一种通过消除一次或多次井下起下钻以便于侧钻的系统和方法。侧钻系统包括造斜器组件和托管架组件。所述托管架组件具有至少部分穿过所述造斜器组件的托管架。所述托管架通过可释放卡锁机构、例如剪切销或夹头耦接至所述侧钻系统的接头。

Description

固井造斜器装置和方法
技术领域
本文公开的一个或多个实施例总体上涉及造斜器系统和方法。特别地,本文公开的一个或多个实施例涉及用于从井筒中侧钻井眼的造斜器。
背景技术
传统地,造斜器已经被用于从现有的井筒中钻凿斜向井眼。造斜器具有设于预定位置的倾斜表面,用于引导钻头或钻柱以斜向方式钻入井筒的侧部,其又可被称为侧钻窗口或窗口。在操作中,所述造斜器被定位/设于现有井筒的底部,然后探测所述造斜器的所述设定位置,所述造斜器被合适地定向以将钻柱指向合适的方向。当所述造斜器被设定后,钻柱被下降到钻井中与所述造斜器接合,从而使钻柱穿过现有井筒的壁钻凿出斜向井眼。
造斜器的其他用途包括从先前钻好的非生产性的装有套管的井筒/裸眼井筒侧钻。例如,当一个井筒不再使用时,可以在现有的装有套管的井筒或裸眼井筒的附近钻凿新的井眼,或者可替代地,可以从现有装有套管的井筒或裸眼井筒的可用部分侧钻出新的井眼。从装有套管的井筒或裸眼井筒侧钻对开发多个开采层也可以是有用的。这个过程可通过使用由楔子或造斜器部件引导的磨机碾磨穿透套管的侧部和/或钻入井筒壁来完成。碾磨或钻凿步骤完成后,可以从所述井筒中移除所述造斜器。
在侧钻操作时,水泥塞可以被设于所述井筒中以防止来自井筒的下部分的油气或其它流体渗透过造斜器位置。水泥塞设定在造斜器之下,以隔离井筒的下部分。典型地,可以在第一次起下钻过程中将所述水泥塞设于所述井筒中,此后可以在第二次起下钻时将造斜器伸入所述井筒中。相应地,现有操作采用两次或更多次井下起下钻。
发明内容
公开了一种用于形成斜向井筒的侧钻系统。所述侧钻系统包括具有造斜器的造斜器组件以及具有托管架的托管架组件,所述托管架延伸穿过所述造斜器组件的至少一部分。所述托管架通过卡锁机构、例如夹头可释放地耦接至造斜器组件。球座载体具有可释放地耦接至所述卡锁机构的内部中的延伸部分。所述侧钻系统还可以包括被布置及设计为将造斜器组件锚固到井下、例如裸眼井中的锚组件。所述侧钻系统能够使在井下单次起下钻中例如通过所述托管架设定/锚固造斜器以及创建水泥塞。
还公开了一种钻凿斜向井筒(例如侧钻)的方法。侧钻系统朝井下方向布置在井筒中。所述侧钻系统包括造斜器组件和托管架组件。所述托管架组件的一部分延伸穿过所述造斜器组件的至少一部分。所述托管架组件的所述部分具有与所述侧钻系统的部件可释放地耦接的卡锁机构,例如夹头。所述卡锁机构在其内部中可释放地容纳球座载体。当所述侧钻系统布置完毕后,球被投入托管架组件的中心孔内。流体被泵送向下穿过所述中心孔,以驱动所述球与球座载体的球座接合。一旦就座后,所述球至少部分地堵塞所述中心孔。继续泵送流体至所述中心孔内,以使所述中心孔中的流体压力增大到足以使所述球座载体从所述卡锁机构释放。在球被投入之前,侧钻系统可以例如通过卡瓦的致动或封隔器的充胀被锚固于井下的期望位置或地点。
还公开了一种用于侧钻的方法。侧钻系统朝井下方向布置在井筒中。所述侧钻系统包括造斜器组件和托管架组件。所述托管架组件的一部分延伸穿过所述造斜器组件的至少一部分。所述托管架组件的所述部分具有与所述侧钻系统的部件可释放地耦接的卡锁机构,例如夹头。所述卡锁机构在其内部中可释放地容纳球座载体。所述侧钻系统被锚固于例如未装套管的井筒中的期望深度处。球被投入托管架组件的中心孔内。流体被泵送向下穿过所述中心孔,以驱动所述球与球座载体的球座接合。一旦所述球就座与所述球座接合后,所述中心孔被至少部分堵塞。继续向下泵送流体至所述中心孔中,以使所述中心孔中的流体压力增大到足以使所述球座载体从所述卡锁机构释放。一旦所述球座载体被释放,拉拽所述托管架组件使所述托管架组件轴向升高一个短距离。含水泥的材料可以被泵入所述托管架组件的中心孔中,以在所述井筒内进行固井作业。在一个或多个实施例中,所述侧钻系统的锚固以及含水泥的材料向所述托管架组件的中心孔内的泵送,发生于单次井下起下钻过程中。
在另一个实施例中,一种用于钻凿斜向井筒的方法包括在井下布置侧钻系统,所述侧钻系统具有造斜器组件和托管器组件。所述造斜器组件被设置和设计为接收托管架组件的一部分,所述托管架组件的一部分延伸穿过所述造斜器组件的至少一部分,并且所述托管架组件具有贯穿的中心孔。所述方法进一步包括通过可释放卡锁机构、例如夹头从所述侧钻系统的部件脱开所述托管架组件的所述部分。所述可释放卡锁机构被设置和设计为在其内部中可释放地容纳球座载体。当球座载体不再被容纳于所述卡锁机构的内部中时,所述可释放卡锁机构允许所述托管架组件的所述部分从所述侧钻系统的所述部件脱开。
附图说明
下文参考附图描述某些实施例,其中,相同的附图标记代表相同的元件。然而,应该理解,所述附图仅仅图示了本文描述的多个实施例,而不旨在限制本文描述的多个技术的范围。
图1是根据本发明的实施例的侧钻系统的剖视图;
图2是图1中示出的侧钻系统的一部分的放大剖视图;
图3是根据本发明的实施例的侧钻系统的另一个示例的示意图;
图4是根据本发明的实施例的侧钻系统的另一个示例的示意图;
图5是根据本发明的实施例的侧钻系统的另一个示例的示意图;
图6是可以用于根据本发明的实施例的侧钻系统中的压破接头组件的剖视图;
图7是大致沿图6中的线7-7所作的剖视图;
图8是大致沿图7中的线8-8所作的剖视图;
图9是可以用于根据本发明的实施例的侧钻系统中的压破接头组件的另一个示例的剖视图;
图10是大致沿图9中的线10-10所作的剖视图;
图11是大致沿图10中的线11-11所作的剖视图;
图12是示出了托管架组件通过根据本发明的一个或多个实施例的卡锁机构耦接于所述侧钻系统中的剖视图;
图13是示出了图12中示出的卡锁机构的放大图的剖视图;
图14是根据本发明的实施例的与图12类似但示出了卡锁机构被从球下落载体分离的剖视图;以及
图15是根据本发明的一个或多个实施例的与图12类似但示出了所述托管架组件被撤回的剖视图。
具体实施方式
在接下来的描述中,阐述了大量的细节,以提供对所公开的实施例的理解。然而,本领域技术人员将会理解,在没有这些细节的情况下也可以实践所公开的实施例,并且在不脱离本公开的范围的情况下可进行多种变化或修改。
所公开的实施例总体上涉及一种被设计为便于侧钻操作的系统和方法,其中,至少一个侧向/斜向井筒(即井眼)相对于另一个井筒形成,例如相对于垂直井筒形成。本文公开的某些实施例涉及一种侧钻系统,包括与托管架组件组合的造斜器组件,所述托管架组件具有通过可释放的卡锁机构(例如剪切销或夹头)与所述侧钻系统的接头耦接的托管架。在一些实施例中,所述造斜器组件具有穿过其的中心孔,且所述侧钻系统还包括被配置为由液压致动且设置于井筒中特定深度处的可膨胀锚组件。在一些实施例中,所述侧钻系统可以进一步包括可移除的流动阻挡元件,例如压破片,以限制流体流及增加所述中心孔内的压力来致动所述可膨胀锚,例如可膨胀卡瓦和/或封隔器。所述侧钻系统使在向井筒内井下单次起下钻中设定所述造斜器和创建水泥塞成为可能。
总体上参见图1和2,提供了根据本发明的实施例的具有贯穿的中心孔102的侧钻系统100的剖视图。在图示出的实施例中,所述侧钻系统100包括造斜器组件104和连接于所述造斜器组件下部的可膨胀锚组件106。所述造斜器组件104包括被形成为便于钻凿侧钻窗口(例如,如果侧钻穿透装有套管的井眼)以及钻凿侧向/斜向井筒(例如井眼)的侧钻滑坡或斜坡105。所述造斜器组件104可以绕着中心轴线101定向成任何方向(即0°至360°),以便可以按期望的方向钻凿侧钻井筒(即井眼)。
所述可膨胀锚组件106可以通过螺纹连接111连接或耦接至所述造斜器组件104。可替换地,同样可以使用其他类型的连接。所述可膨胀锚组件106包括多个卡瓦107,其可以径向向外膨胀,以与周围的井筒壁(例如裸眼井中的地层壁或装有套管的井眼中的套管)接合。所述卡瓦107与所述周围井筒壁的接合将所述侧钻组件100锚固至井筒中期望的位置。所述卡瓦107可以通过增加对所述中心孔102中的流体的压力以使所述卡瓦107径向向外膨胀而被液压致动。然而,所述卡瓦107也可以通过其他技术而被致动,例如机械致动。
所述侧钻系统100的接头108可以被构造为具有可移除元件、例如压破片112的压破接头。举例来说,所述接头108可以连接于所述可膨胀锚组件106的低端部分。所述压破片112能够使所述中心孔102中的压力增加,以致动所述可膨胀锚组件106。在此例子中,所述接头108包含任何类型的压破片112,或其他类型的具有配置为在预定压力下失效的膜或限制件的压力控制装置。作为选择,所述接头108可以包含活塞类型的剪切释放机构或其他合适的机构,以在预定水平下释放压力。
所述可膨胀锚组件106及所述压破接头108与所述造斜器组件104的集成能够使所述侧钻系统100被定位于井筒中的任何深度,因为所述可膨胀锚组件106可以被设定于任何期望的位置或井筒深度。因此,所述侧钻系统100能够被置于井筒中除井筒的底部及静止物体、例如井筒中的“落物”的顶部的位置处。
再次参考图1和2,根据本文公开的实施例,使用所述侧钻系统100的方法包括:将所述侧钻系统100伸入所述井筒中至特定的位置或井筒深度处。随着侧钻系统100被伸入所述井筒中,流体在所述造斜器组件104以上被循环通过直通阀(循环阀)(未示出),用于随钻测量(“MWD”)的目的,例如寻找用于侧钻的特殊的期望井筒方向。当将所述侧钻系统100伸入所述井筒116中时,所述侧钻系统的物理性质,例如井筒压力、温度和井眼轨迹,可以被测量。本领域技术人员熟知MWD操作和使用所收集到的数据来为所述侧钻装置在所述井筒中定向的方法。基于取自所述井筒中的所述MWD数据,所述造斜器组件104可以在井筒中被定向,使得所述侧钻斜坡105面向侧钻井筒(即井眼)延伸的方向。在可替换性实施例中,可以采用陀螺定向系统来为所述造斜器组件104在井筒中定向,例如在竖直井筒中定向。
随后,操作员可通过向侧钻系统100的中心孔102中泵送流体和/或通过循环泵关闭旁通阀(未示出)来增加所述中心孔102中的压力。在某些实施例中,所述流体可以是钻井液或泥浆。在替换性实施例中,使用的流体可以是来自单独流体源的单独致动流体。如果使用单独致动流体,所述单独致动流体被例如送入工具和送入工具活塞(未示出)隔离。流体沿所述中心孔102流到压破片112(或其他阻挡元件),所述压破片阻止所述流体进一步流动,从而使所述中心孔102中的压力上升。所述压力的上升被用于液压致动所述可膨胀锚组件106的多个卡瓦107。例如,所述压力引起卡瓦107径向膨胀,从而与周围井筒壁接合。依赖于锚组件106的类型,可以在所述中心孔102中使用不同的液压压力上升,以推动所述卡瓦107与所述周围井筒壁适当地接合,从而将所述可膨胀锚组件106设定于期望的井筒位置。
在卡瓦107径向膨胀而与周围井筒壁(例如裸眼/无套管的井眼中的地层)接合且侧钻系统100被恰当地设于井筒中后,可以通过施加附加的压力使压破接头108中的压破片112破裂。这允许固井操作开始在井筒中的侧钻系统100下方形成水泥塞。在一些应用中,可以通过向造斜器组件104施加一个轴向向下的力以使剪切销109和110失效的方式使压破片112破裂。举例来说,剪切销109可以被设计为首先失效,然后是剪切销110失效。如下文更详细地描述,在经过中心孔102向下泵送水泥之前,剪切销109、110的剪断(或如参考图12-15所公开的,其他合适的释放元件190的释放)可以被用于释放送入组件114,例如托管架组件。这保证了在固井操作后送入组件114的简易回收。所述固井操作被设计为在井筒内侧钻系统100下方或邻近处形成和设定水泥塞,以将形成侧向/斜向井筒(即,井眼)的侧钻区域与井筒的下部分隔离。这在裸眼井中是有利的,因为所述水泥塞减少了来自水泥塞下方地层中的地层流体流量。固井之后,具有钻头的钻柱被传输至井下,与所述造斜器组件104的造斜器118接合。一旦所述钻柱在井下,在造斜器组件104的帮助下,可以开始钻井操作以形成侧钻井筒(即井眼)。
本公开的一个或多个实施例提供了一种可在朝井筒中的单次起下中同时设置造斜器组件和水泥塞的侧钻系统。侧钻系统可在井筒的任何位置或深度处使用,这与必须在井筒的底部处或静止物体的顶部上定位的传统侧钻装置不同。在一个或多个实施例中,侧钻系统在裸眼井(即,未有套管的井筒)中使用。通过减少朝井筒中的起下次数,与钻斜向井筒相关的时间和费用被降低。
总体上参考图3,图示出了侧钻系统100的另一个实施例。在此实施例中,侧钻系统100被示为配置于井筒116中。所述侧钻系统100包括造斜器组件104,其具有含侧钻滑坡或斜坡105的造斜器118。造斜器组件104还可以包括多个其他部件120,例如锚分隔器122。造斜器组件104以及整个侧钻系统100可以通过托管架组件114被传输至井筒116的井内。在此实施例中,托管架组件114包括与造斜器118耦接的设置工具124。所述托管架组件114还包括向下延伸至所述造斜器组件104中的托管架126,其沿着所述中心孔102传送含水泥材料/料浆以在沿井筒116的期望位置形成水泥塞。通过释放机构127,例如参考图1所描述的剪切销109和/或110,托管架组件114被固定至造斜器组件104或另一个合适的部件。然而,也可以采用其他类型的释放机构190(图12),例如夹头。
在此实施例中,所述侧钻系统100进一步包括可膨胀锚106,其可以与造斜器组件104下方的锚分隔器122耦接。可膨胀锚组件106包括可膨胀卡瓦107,其可以选择性地膨胀抵靠井筒116的周围壁128,以将侧钻系统100沿井筒116固定至期望的位置。举例来说,所述可膨胀卡瓦107可以被中心孔102中对着流动限制元件130的加压流体液压膨胀,其中,所述限制元件130可以定位于压破接头132中。所述流动限制元件130可以包括压破片112(图2)或其他合适的流动限制元件,例如落在压破接头132中的球座上的球,如下文更详细的讨论。所述压破接头132可以位于可膨胀锚106下方。
如图所示,尾管134可以被定位于可膨胀锚106下方,以引导水泥浆料至期望的井筒位置形成水泥塞136。举例来说,尾管134耦接至所述压破接头132的下端部分,但虽然上述设计也可以包含其他的部件。可以根据所述水泥塞136的期望布置选择所述尾管134的长度。然而应该注意,上述侧钻系统100可以具有多种结构形式,并且可利用多个部件将所述水泥塞136沿井筒116放置在其他期望的位置。例如,侧钻系统100可以被用来将所述水泥塞136放置到所述井筒的底部,或沿井筒116的与井筒116的底部间隔开的多个位置中的任意位置。
在操作中,图3中示出的侧钻系统100首先被伸入井筒中至所需的设定深度。造斜器118然后通过随钻测量系统或陀螺系统被定向,如上文所述。一旦定向后,沿所述中心孔102增大压力来设置所述可膨胀锚106,这将所述侧钻系统100沿井筒116固定至期望位置。当所述可膨胀锚106被设定后,增大所述中心孔102中的压力使所述流动限制元件130破裂或以其他方式移除,从而,使水泥浆料可向下流动穿过所述侧钻系统100。
然后通过从所述造斜器118释放所述设置工具124,所述托管架组件114被从所述造斜器组件104脱开。所述设置工具124的释放可通过分离(例如剪断)释放机构127来完成,所述释放机构可以是适当的剪切元件,例如剪切销109、110的形式。然而,也可以采用如下文描述的其他类型的释放机构190,以便使托管架组件114能从侧钻系统100的留存于井下的一部分选择性的分离。所述托管架组件114分离后,水泥被向下泵送通过托管架126且通过所述侧钻系统100,以在井筒116内的期望位置建立水泥塞136。当水泥被泵送后,包括设置工具124和托管架126在内的所述托管架组件114被从井中起出并移除。在此阶段,钻井组件可以被传输至井下与所述造斜器组件104的造斜器118接合。所述斜坡105被设计为支撑所述钻井组件,并且侧向引导所述钻井组件以便于侧钻和形成所需的侧向/斜向井筒。举例来说,所述造斜器118的斜坡105可以是凹形的且由硬质材料(如钢)构成。所述斜坡105还可以倾斜成所需角度,例如多达3°,所述角度被设计成在形成所述侧向/斜向井筒时完成预定的侧钻过渡。
总体上参见图4,示出了侧钻系统100的另一个实施例。在此实施例中,所述侧钻系统100也可以被置于井筒116中。侧钻系统100类似地包括具有造斜器118及侧钻斜坡105的造斜器组件104。造斜器组件104及整个侧钻系统100可以通过托管架组件114被传输至井筒116中的井下。在此实施例中,托管架组件114也包括耦接至造斜器118的设置工具124,和托管架126。托管架126向下延伸至造斜器组件104中,用于沿中心孔102传送水泥浆料以沿井筒116在期望位置形成水泥塞(参见图3)。所述托管架组件114通过释放机构127(例如剪切机构,可以是剪切销109和/或110的形式)被固定至造斜器组件104或另一个合适的部件。可替换地采用如下文参考图12-15所述的释放机构190。
然而,在此实施例中,所述可膨胀锚106是定位于造斜器组件104下方的封隔器140的形式,例如充胀式封隔器。所述封隔器140被设计为密封到周围井筒壁128(参见图3),以在井筒116(参见图3)的底部以上的期望位置提供一个可以供水泥塞136形成的平台。在图示出的具体的例子中,所述造斜器组件104和封隔器140通过附加部件、例如中间尾管142和循环接头144被隔开。所述尾管142可以被选择为便于沿所述井筒116在期望的位置/地点定位所述水泥塞(参见图3)。所述循环接头144包括一个或多个端口146,通过其排出水泥浆料形成所述水泥塞136。可以首先使用合适的阻挡元件148、例如压破片阻挡所述端口136。应该注意,根据所选择的封隔器的具体类型,可以通过多种方法实现封隔器140的膨胀。例如,所述封隔器140可以是膨胀(swell)封隔器、机械致动封隔器、充胀封隔器或其他被设计为于所述侧钻系统100及周围井筒壁128间形成密封的合适的密封元件(参见图3)。如果需要加压流体充胀封隔器140,可以在所述封隔器下方设置压破接头132,或者可以在充胀封隔器内包含球及球座(未示出)。
图4中示出的实施例提供了水泥塞位置的可靠定位,即使当所述水泥塞位于显著远离井底的位置时。而且,即便所述水泥塞136具有完整性问题,例如形成蜂窝状,所述封隔器140也能够提额外的隔离。这种设计还允许使用更短的水泥塞,进而需要更少的尾管和更少的水泥来使侧钻操作获得更高的效率。
在操作中,图4中示出的侧钻系统100首先被伸入井中至期望的设定深度。所述造斜器118然后通过随钻测量系统或陀螺系统被定向。一旦定向后,所述封隔器140膨胀到周围井筒壁上。举例来说,可以落入球来阻挡沿中心孔102的流动,这使压力增加,以便设定充胀封隔器。压力然后被进一步增大,通过例如使阻挡元件148(例如破裂片)破裂,打开通过端口146的流动。
然后通过从所述造斜器118释放所述设置工具124,所述托管架组件114被从所述造斜器组件104脱开。所述设置工具124的释放可以通过例如剪断释放元件127来实现,所述释放元件可以是剪切销109、110的形式。然而,也可以采用其他类型的释放机构190(图12-15),以便使托管架组件114能从侧钻系统100的留存于井下的一部分选择性的分离。所述托管架组件114分离后,水泥被向下泵送穿过托管架126且穿过所述侧钻系统100,直至穿过端口146向外流动,流到封隔器140上方的位置。这能够在所述封隔器上方的位置建立所述水泥塞136。当水泥被泵送后,包括设置工具124和托管架126在内的所述托管架组件114被从井中起出并移除。在此阶段,钻井组件可以被传输至井下开始所述侧钻阶段的操作,此操作钻凿侧向/斜向井筒。
总体上参考图5,示出了侧钻系统100的另一个实施例。在此实施例中,所述侧钻系统100也可以被置于井筒116中(参见图3)。侧钻系统100类似地包括具有造斜器118及侧钻斜坡105的造斜器组件104。所述造斜器组件104及整个侧钻系统100可以通过含有设置工具124和托管架126的托管架组件114被传输至井筒116中的井下。所述托管架126也向下延伸至造斜器组件104中,用于沿中心孔102传送水泥浆料以沿井筒116在期望位置形成水泥塞(参见图3)。托管架组件114也可以通过释放机构127(例如剪切机构,可以是剪切销109和/或110形式,或其他释放机构190(图12))被固定至造斜器组件104或另一个合适的部件。
然而,在此实施例中,可膨胀封隔器140,例如充胀封隔器,与另一个可膨胀锚150组合。所述可膨胀锚150可以构造为多种结构形式,但是一个合适的实施例使用多个卡瓦152,所述卡瓦152可以膨胀抵靠着周围井筒壁128(参见图3)。可膨胀锚150可以类似于上文描述的图1-3的实施例中使用的可膨胀锚组件106。所述封隔器140被设计为密封到所述周围井筒壁128,以在井筒116的底部以上的期望位置提供一个可以供水泥塞136形成的平台。然而,所述附加的可膨胀锚150有助于将所述侧钻系统100支撑于井筒116中的期望位置。
在图示出的具体的实例中,可膨胀锚150被定位于造斜器组件104下方,且通过锚分隔器122与所述造斜器组件104分离。具有流动限制元件130的压破接头132可以被置于可膨胀锚150之下以及充胀封隔器130上方。所述可膨胀锚150及封隔器140还可以通过附加部件被隔开,例如中间尾管142和循环接头144。所述尾管142可以被选择为便于沿井筒116在期望的位置/地点定位水泥塞(参见图3)。如上文所述,循环接头144可以包括一个或多个端口146,通过其排出水泥浆料形成水泥塞136。可以初始使用合适的阻挡元件148、例如压破片阻挡端口146。应该再次注意,根据选择的封隔器的具体类型,可通过多种方法实现封隔器140的膨胀。例如,所述封隔器140可以是膨胀封隔器、机械致动封隔器、充胀封隔器或其他被设计为于侧钻系统100及周围井筒壁128间形成密封的合适的密封元件。如果需要加压流体充胀封隔器140,可以在所述封隔器下方设置压破接头132,或者可以在所述充胀封隔器内包含球及球座。
图5中示出的实施例利用可膨胀锚150提供主要支撑,而封隔器140可以充当辅助支撑元件。进一步地,即便水泥塞136具有完整性问题,例如形成蜂窝状,封隔器140也能够提额外的隔离。这种设计还在水泥塞136外提供了可靠空间,特别是当将所述水泥塞设于远离所述井底位置时。这种设计还能够使用更短的水泥塞,进而需要更少的尾管和更少的水泥使侧钻操作具有更高的效率。
在操作中,图5中示出的侧钻系统100首先被伸入井中至期望的设定深度。造斜器118然后通过随钻测量系统或陀螺系统被定向。一旦定向后,增大中心孔102中的压力来设置可膨胀锚150。当设定可膨胀锚150后,进一步增大压力,通过移除(例如使其破裂)流动限制元件130,打开穿过压破接头132的流动。通过例如沿中心孔102落下球来阻挡流动,使压力增加,所述封隔器140然后向周围井筒壁膨胀以设定充胀封隔器。然而,封隔器140可以具有多种其他结构,并且可以通过其他技术被设定。然后压力被进一步增大,通过移除端口阻挡元件148(例如使破裂片破裂),打开穿过端口146的流动。
然后通过从造斜器118释放设置工具124,所述托管架组件114被从所述造斜器组件104脱开。设置工具124的释放可以通过例如剪断释放元件127来实现,所述释放元件可以是剪切销109、110的形式。然而,也可以采用其他类型的释放机构190(图12),以便使托管架组件114能从侧钻系统100的留存于井下的一部分选择性的分离。托管架组件114分离后,水泥被向下泵送穿过托管架126且穿过侧钻系统100,直至穿过端口146向外流动到封隔器140上方的位置。当泵送水泥后,包括设置工具124及托管架126在内的托管架组件114被从井中起出并移除。此时,钻井组件可以被传输至井下开始侧钻阶段的操作,此操作钻凿出侧向/斜向井筒。应该注意,在每一个所述实施例中,在泵送水泥形成水泥塞136之前,托管架组件114从这造斜器组件104分离。在很多应用中,这项技术在避免设置工具124及托管架126的回收方面是非常有帮助的。
在侧钻系统100的每一个实施例中,可以改变部件的设计、结构和配置,以适应给定的侧钻操作的参数或条件。例如,可以利用多个压破接头132控制钻井液在侧钻系统100内的流动,以及控制可膨胀锚或其他装置的致动。
总体上参考图6-8,图示出了压破接头132的一个替换实施例。如上文所述,压破接头132可以包含破裂或压破片,例如压破片112(图2)。然而,图6-8所示出的实施例提供了一种替换的压破接头132,其利用一个具有内部流通道155的球下落剪切桶组件154。压破接头132包括具有内部流道158的接头外壳156,所述内部流道158是中心孔102的一部分,水泥浆料可以通过所述中心孔。
内部流道158由内表面160限定,所述内表面设计为具有肩部162。所述肩部162接收承载所述球下落剪切桶组件154的管件164。所述管件164通过挡圈166被紧固至所述肩部162,并且所述球下落剪切桶组件154被可移除地固定至管件164内。在所示出的例子中,所述球下落剪切桶组件154通过多个剪切元件168被临时紧固至管件164,最好如图7和8中所示。所述剪切元件168可以包括旋拧到球下落剪切桶组件154中的剪切螺钉。
如图6中所示,压破接头132进一步包括置于内部流道158中的碎片筛170。所述碎片筛170的尺寸可被选择成能分离特定大小碎片。此外,压破接头132可以具有设计为与侧钻系统100的其他部件接合的多种连接端部。例如,所述接头132的上端部可以是具有内部螺纹连接部174的箱式端部172形式,所述螺纹连接部被设计为与可膨胀锚106、可膨胀锚150或其他系统部件的低端部啮合。在相反端,所述压破接头132可以包括具有外螺纹连接部178的杆端部176,在侧钻系统100的多种实施例中,外螺纹连接部178类似地被设计为与邻近的部件连接。
在操作中,球下落剪切桶组件154的内部流通道155可以在将侧钻系统100向井内下钻过程中保持打开,以允许井液体自由流动穿过。如图8中最佳地示出,一旦系统100到达期望位置并且准备加压,球180被下落至球下落剪切桶组件154的上部球座181上,以产生流动限制元件130,从而能够使沿中心孔102增加的压力致动例如可膨胀锚。随后,可进一步增加压力,以剪断剪切元件168,从而球180及球下落剪切桶组件154被释放并且向下流经所述侧钻系统,为形成水泥塞136的水泥浆料清理出一条通道。在其他实施例中,球下落剪切桶组件154可以包含压破片或其他的剪切机构,其与剪切元件168相比在更低的压力下破裂,从而能够应用两种不同的压力水平。
总体上参看图9-11,示出了压破接头132的另一替换实施例。在此实施例中,很多部件与参考图6-8描述的部件类似,并使用相同的参考标号进行标记。图9-11中示出的实施例提供了一种替换性的压破接头132,其利用桶182形式的流动限制元件130,所述桶182被紧固于管件164内来阻挡穿过管件164的流路184。在此类似的实施例中,所述压破接头132包括接头外壳156,外壳156包括作为中心孔102的一部分的内部流道158。
所述内部流道158也由具有肩部162的内表面160限定,肩部162接收通过挡圈166紧固至肩部162的管件164。所述桶182通过多个剪切元件168被可移除地紧固于管件164内,如图10和11中最佳地示出。举例来说,所述剪切元件168可以包括旋拧到桶182内的剪切螺钉。
在此较后的实施例中,压破接头132还可以包括置于内部流道158中的碎片筛170。所述较后的实施例中的压破接头132还可以具有设计为与侧钻系统100的其他部件接合的多种连接端部。例如,箱式端部172可以被定位于所述接头132的上端部处,杆端部176可以被定位于所述压破接头的下端部处。
在操作中,当将侧钻系统100向井内下钻时,管件164内的流道184被桶182阻塞。一旦系统100到达期望的井筒位置,可以立即增加压力以设定所述可膨胀锚和/或其他部件。随后,可进一步增加压力剪断剪切元件168,从而桶182被移除以提供用于形成水泥塞136的水泥浆料通道。
在一些实施例中,所述托管架组件114可以通过可释放卡锁机构(例如夹头)被耦接至侧钻系统100的部件或元件(即接头),以在所述侧钻系统100在井下配置时,防止所述托管架组件114相对于造斜器组件104意外地分离。举例来说,这样的可释放卡锁机构可以附加于剪切元件、例如剪切销109、110或者代替剪切元件使用。使用所述可释放卡锁机构能够例如免于在配置时卡住所述侧钻系统,且不需要担心由于仅将所述托管架组件114紧固于所述侧钻系统100内的剪切元件109、110的断裂引起的所述托管架组件114从造斜器组件104的意外分离。所述可释放卡锁机构允许明显大的提升力(例如,5至6倍剪切元件的正常剪切值),以克服所述侧钻系统在配置和/或操作时可能经受到的任何井下黏附力。
总体上参考图12和13,示出了包含可释放卡锁机构190的系统的一个例子。在此实施例中,可释放卡锁机构190可以是托管架组件114的托管架126的一部分(即,形成为一体)和/或耦接至所述托管架126。举例来说,所述可释放卡锁机构190可以被设置或安装于所述托管架126的远端部192,即所述托管架126的前端部。所述卡锁机构190被设计为可释放地接合所述侧钻系统100的邻近的(例如周围的)接头194。接头194可以用作卡锁接头,并且可以被耦接至造斜器组件104的井下端部,或侧钻系统100的其他合适的部件。
举例来说,可释放卡锁机构190可以包括具有多个柔性指198的夹头196。每一个指198包括具有接合表面202的径向扩大部分200,如图13中最佳所示。在托管架126从系统100的接头104释放前,所述接合表面202可以邻接接头194的相应接合表面204。
在示出的具体实施例中,球座载体206初始时被可释放卡锁190(例如夹头196)容纳。例如,所述球座载体206可以包括可释放地容纳/耦接于可释放卡锁190的内部内的延伸部208。延伸部208被安置和设计为将指198和径向扩大部200保持在径向外部位置,以便接合表面202可保持与相应的接合表面204紧邻接合(或被轴向捕获),直到托管架126被释放。如图12和13中所示,接合表面202不与相应的接合表面204紧邻接合,但当托管架126/可释放卡锁机构190相对于卡锁接头194轴向向上移动时(例如,当所述侧钻系统100被从地面保持或降入井下时)紧邻接合。当所述侧钻系统100被在井下布置时,球座载体206仍然接合在夹头196内,以保证托管架组件114不从接头194意外地分离。所图示出的球座载体206包括延伸经过球座212的内部流通道210。举例来说,所述球座载体206可以通过剪切元件214(例如一个或多个剪切螺钉)被临时地紧固/耦接至夹头196。
根据总体侧钻系统100的应用和结构,可以与可释放卡锁机构190组合使用附加或替换部件。例如,捕捉接头216可以耦接至接头194,以便为球座载体216提供捕捉区域218。在示出的实施例中,在捕捉接头216内设置碎片筛220。当球座载体206被从夹头196释放时,所述球座载体206可以停留在碎片筛220上。碎片筛220包括多个流动通道222,即便当球座载体206停留在所述碎片筛220上时,仍然可使材料(例如水泥浆料)流过捕捉区域218和捕捉接头216。
可释放卡锁机构190可以定位于沿托管架组件114及沿整个侧钻系统100的多种位置。在至少一些实施例中,托管架组件114的一部分(即托管架126)延伸穿过造斜器组件104的至少一部分,并被位于远端部192处的可释放卡锁机构190相对于造斜器组件104保持在捕获状态。在图示出的例子中,所述托管架126延伸穿过造斜器组件104,以便可释放卡锁机构190可以与位于造斜器组件104下方的接头194可释放地接合。所述接头194可以直接或间接耦接至所述造斜器组件104。进一步举例来说,卡锁接头194及捕捉接头216可以代替图3或图5中示出的实施例中的锚间隔器122。在图4中示出的实施例中,所述卡锁接头194还可以定位在部件120正下方。然而,根据整个系统100及可释放卡锁机构190的特定设计,所述接头194也可能沿侧钻系统100被定位于其他位置。
在操作中,所述侧钻系统100利用与接头194可释放地接合(或被轴向捕获)的可释放卡锁机构190被布置在井筒116中的井下。例如,夹头196的接合表面202可以被可靠地与接头194的相应接合表面204保持紧邻接合。所述球座载体206被设置于夹头196的内部内,以便使夹头指198不能向内挠曲而使接合表面202从相应接合表面204释放(或去除紧邻接合)。这保证了可以向侧钻系统施加巨大的张力,而不会引起意外地释放所述托管架组件114。在井下布置期间,所述球座载体206通过剪切元件214被可靠地保持在位。
一旦所述侧钻系统100被锚固至期望深度,通过中心孔102下落(即释放)球224(未示出),并且球通过流体被泵送通过所述侧钻系统100(包括通过托管架126),直到降落至球座载体206的球座212上。一旦降落并且接合到球座212上,所述球224至少部分阻挡球座载体206的所述内部流通道210(即侧钻系统100的中心孔102)。施加到所述球224上的向下泵送压力增加,直到剪断剪切元件214,从而允许从夹头196的内部驱动走球座载体206,如图14中所示。在此例子中,所述球座载体206被设计为停留在捕获区域218内的碎片筛220上。应该注意,球224可以包括以多种形状和构造形成的多种下落元件,包括圆球、部分圆球、镖状和其他类型的下落元件。
球座载体206被从夹头196移除后,夹头指198可以向内挠曲以释放托管架126。例如,托管架组件114上的向上拉力使每个夹头指198的接合表面202相对于相应的接合表面204向内滑动,直到所述夹头指198向内挠曲足够量以释放所述夹头,如图15中所示。这有效地将所述托管架组件114从所述卡锁接头194和所述造斜器组件104脱开,并且允许所述托管架126相对于其余的侧钻系统100被线性地/轴向地移动。然而,所述卡锁机构190的这种脱开被配置和设计为仅当所述球座载体206不存在于所述卡锁机构190/夹头196的内部中时才会发生。
在固井操作应用中,例如,从夹头196移除所述球座载体206后,紧跟着施加提升以向上移动/平移所述托管架126一个短距离,例如20至40cm。这在向井下泵送水泥前,向地面提供了所述托管架126相对于造斜器组件104/侧钻系统100是自由的的确认。如上文的实施例所述,含水泥的材料,例如水泥浆料,可以然后被向下泵送穿过托管架126。一旦所述固井完成,所述托管架组件114及其托管架126可以被向上拉动通过所述造斜器组件104,并被从井筒中移除。
应该注意,很多固井应用使用锚组件106,其可在通过可释放卡锁190释放托管架126前被设定。锚组件106可以根据上文所述的多种技术被设定。然而,在一个例子中,一个较小的锚设定球180被首先向下掉落通过托管架组件114、通过接头194、通过球座212以及通过碎片筛220,直至到达落于剪切桶组件154上(参见图6)。所述较小的球180产生流动限制作用,以便可沿所述中心孔102充分增大压力来致动锚组件106,从而将侧钻系统100锚固于井筒内。如上文所述,可以进一步增大所述压力,引起所述剪切桶组件154的剪断及释放。
锚固侧钻系统100后,较大的球224被落下,并沿所述中心孔102被泵送,直至到达落于球座载体206的球座212上。因为球224的直径比锚组件致动球180的大,所述球224不能够穿过球座212。施加于球224的压力可以被用于移除球座载体206,从而能够如上文所述地释放托管架126以及执行固井应用。
本文所描述的多个实施例可以被构造为具有以多种结构布置的多种类型的部件,以有助于给定的井下应用。例如,所述侧钻系统100中可以包含附加类型的流动控制接头132。类似地,根据给定的应用的需要以及在准备井时为侧钻操作需要致动的工具数量,可以采用不同数量的可膨胀锚和流动控制接头。可以采用不同的密封元件,例如,充胀封隔器,以助于在所述井筒的底部之上沿所述井筒的多个位置生成水泥塞。然而,在其他侧钻应用中,在所述井筒116的底部生成水泥塞可能是有利的。在一些应用中,所述系统能够使固井和钻凿侧向/斜向井筒(即井眼)基本同时进行。进一步举例来说,水泥浆料可以被传送用于填充围绕所述造斜器118的至少一部分的区域。侧钻系统100的部件和结构可以相应地调整以适应这些不同的侧钻应用。
虽然以上仅详细描述了少数几种实施方式,但本领域技术人员将容易理解,在本质上不背离本发明的教导的前提下,进行多种修改也是可能的。所以,这种修改包含在本发明的范围内。

Claims (21)

1.一种用于形成斜向井筒的侧钻系统,包括:
具有造斜器的造斜器组件;
位于造斜器组件下方的卡锁接头;
托管架组件,其具有完全延伸穿过所述造斜器组件的托管架,所述托管架与造斜器组件之间的可释放连接由托管架组件的卡锁机构与卡锁接头之间的连接构成,所述卡锁机构被设置和设计为在其相对于造斜器保持在捕获状态下时允许托管架组件轴向平移;以及
球座载体,其具有可释放地耦接于所述卡锁机构的内部中的延伸部分。
2.如权利要求1所述的侧钻系统,其中,所述卡锁机构被设置和设计为仅当所述球座载体不存在于所述卡锁机构的内部中时才能被释放。
3.如权利要求1所述的侧钻系统,其中,所述球座载体通过剪切元件被耦接于所述卡锁机构的内部。
4.如权利要求1所述的侧钻系统,进一步包括耦接至所述造斜器组件的锚组件。
5.如权利要求4所述的侧钻系统,其中,所述锚组件被设置和设计为在裸眼井内锚固所述造斜器组件。
6.如权利要求1所述的侧钻系统,其中,所述卡锁机构是夹头。
7.如权利要求1所述的侧钻系统,进一步包括位于所述球座载体的井下方向的碎片筛,所述碎片筛被配置为当所述球座载体从所述卡锁机构的内部释放时捕获所述球座载体。
8.如权利要求1所述的侧钻系统,其中,在从井口位置投入的球坐落于设置于球座载体中的球座上后,所述球座载体被释放。
9.一种钻凿斜向井筒的方法,包括:
将侧钻系统朝井下方向布置在井筒内;所述侧钻系统包括造斜器组件和托管架组件;所述托管架组件的一部分完全延伸穿过所述造斜器组件;所述托管架组件的所述部分包括与造斜器组件的可释放连接,所述可释放连接由托管架组件的与所述侧钻系统的部件可释放地耦接的卡锁机构构成,所述部件位于造斜器组件下方;所述卡锁机构在其内部可释放地容纳球座载体;
向所述侧钻系统的托管架组件的中心孔内投入球;
向下泵送流体穿过所述中心孔,以驱动所述球与所述球座载体的球座接合;坐落接合于所述球座的所述球至少部分地阻塞所述中心孔;
继续向下泵送流体至所述中心孔内,以使所述中心孔中的流体压力增大到足以使所述球座载体从所述卡锁机构释放;以及
在球座载体被释放之后拉拽托管架组件,以使卡锁机构与侧钻系统的所述部件脱开。
10.如权利要求9所述的方法,其中,所述卡锁机构是夹头。
11.如权利要求10所述的方法,其中,在所述球座载体被释放后拉拽所述托管架组件使得夹头的指径向向内挠曲,以将卡锁机构从侧钻系统的所述部件脱开。
12.如权利要求11所述的方法,进一步包括:向所述托管架组件的中心孔内泵送含水泥的材料。
13.如权利要求9所述的方法,进一步包括:将所述侧钻系统锚固至期望深度处。
14.如权利要求13所述的方法,其中,锚固所述侧钻系统包括充胀与所述造斜器组件耦接的封隔器。
15.如权利要求13所述的方法,其中,锚固所述侧钻系统包括致动至少一个卡瓦。
16.一种用于侧钻的方法,包括:
将侧钻系统朝井下方向布置在井筒内;所述侧钻系统包括造斜器组件和托管架组件;所述托管架组件的一部分完全延伸穿过所述造斜器组件;所述托管架组件的所述部分包括与造斜器组件的可释放连接,所述可释放连接由托管架组件的与所述侧钻系统的部件可释放地耦接的卡锁机构构成,所述部件位于造斜器组件下方;所述卡锁机构在其内部可释放地容纳球座载体;
将所述侧钻系统锚固至期望深度处;
向所述侧钻系统的托管架组件的中心孔内投入球;
向下泵送流体穿过所述中心孔,以驱动所述球与所述球座载体的球座接合;坐落接合于所述球座的所述球至少部分地阻塞所述中心孔;
继续向下泵送流体至所述中心孔内,以使所述中心孔中的流体压力增大到足以使所述球座载体从所述卡锁机构释放;
在所述球座载体被释放后拉拽所述托管架组件,以释放卡锁机构并轴向提升所述托管架组件一个短距离;以及
向所述托管架组件的中心孔内泵送含水泥的材料,以在所述井筒内执行固井操作。
17.如权利要求16所述的方法,其中,所述卡锁机构是具有多个夹头指的夹头。
18.如权利要求16所述的方法,其中,锚固所述侧钻系统包括以下至少一种:
致动至少一个卡瓦;以及
充胀安装到造斜器组件的封隔器。
19.如权利要求16所述的方法,进一步包括从所述井筒内至少撤回所述托管架组件的所述部分。
20.如权利要求16所述的方法,其中,锚固所述侧钻系统以及向所述托管架组件的所述中心孔内泵送含水泥的材料,发生于一次井下起下作业中。
21.一种用于钻凿斜向井筒的方法,包括:
布置具有造斜器组件以及托管架组件的侧钻系统;所述造斜器组件被设置和设计为接收所述托管架组件的一部分,所述托管架组件的一部分完全延伸穿过所述造斜器组件;所述托管架组件具有贯穿的中心孔;以及
从所述侧钻系统脱开所述托管架组件的所述部分,所述脱开包括释放由托管架组件的可释放卡锁机构与侧钻系统的位于造斜器组件下方的部件的接合构成的连接,所述可释放卡锁机构被设置和设计为在其内部可释放地容纳球座载体;当没有球座载体被容纳于所述卡锁机构的内部中时,所述可释放卡锁机构允许在其耦接于侧钻系统的所述部件的情况下所述托管架组件相对于造斜器组件轴向平移运动并允许所述托管架组件的所述部分从所述侧钻系统的所述部件脱开。
CN201380020087.2A 2012-02-21 2013-02-21 固井造斜器装置和方法 Active CN104246108B (zh)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261601354P 2012-02-21 2012-02-21
US61/601,354 2012-02-21
US13/772,165 2013-02-20
US13/772,165 US9206648B2 (en) 2010-04-16 2013-02-20 Cementing whipstock apparatus and methods
PCT/US2013/027114 WO2013126555A1 (en) 2012-02-21 2013-02-21 Cementing whipstock apparatus and methods

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN104246108A CN104246108A (zh) 2014-12-24
CN104246108B true CN104246108B (zh) 2016-08-17

Family

ID=48981398

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201380020087.2A Active CN104246108B (zh) 2012-02-21 2013-02-21 固井造斜器装置和方法

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9206648B2 (zh)
EP (1) EP2817475A4 (zh)
CN (1) CN104246108B (zh)
AU (1) AU2013222382B2 (zh)
CA (1) CA2865051A1 (zh)
RU (1) RU2596020C2 (zh)
WO (1) WO2013126555A1 (zh)

Families Citing this family (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9151136B2 (en) 2010-04-16 2015-10-06 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
US9206648B2 (en) * 2010-04-16 2015-12-08 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
WO2011130350A2 (en) * 2010-04-16 2011-10-20 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
US9695639B2 (en) 2013-11-06 2017-07-04 Baker Hughes Incorporated Single trip cement thru open hole whipstick
US10422215B2 (en) * 2014-05-08 2019-09-24 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Completion tool locating arrangement and method of positioning a tool within a completion structure
CN104481402A (zh) * 2014-11-13 2015-04-01 中国石油集团长城钻探工程有限公司 一种硬地层裸眼侧钻工具
GB2562629B (en) * 2016-03-21 2021-08-11 Halliburton Energy Services Inc Apparatus, method and system for plugging a well bore
US10689930B2 (en) * 2018-04-03 2020-06-23 Wildcat Oil Tools, LLC Dual-action hydraulically operable anchor and methods of operation and manufacture for wellbore exit milling
US10704329B2 (en) * 2018-04-03 2020-07-07 Wildcat Oil Tools, LLC Cementing whipstock assembly and running tool with releasably engaged cement tube for minimizing downhole trips during lateral drill sidetracking operations
US10724322B2 (en) 2018-08-01 2020-07-28 Weatherford Technology Holdings, Llc Apparatus and method for forming a lateral wellbore
US11578555B2 (en) * 2019-08-01 2023-02-14 Vertice Oil Tools Inc. Methods and systems for a frac plug
US11401763B2 (en) * 2019-08-19 2022-08-02 Saudi Arabian Oil Company Cutting a sidetrack window in a cased wellbore
WO2021101579A1 (en) * 2019-11-19 2021-05-27 Wildcat Oil Tools, LLC Cementing whipstock assembly and running tool with releasably engaged cement tube for minimizing downhole trips during lateral drill sidetracking operations
US11053741B1 (en) 2020-06-05 2021-07-06 Weatherford Technology Holdings, Llc Sidetrack assembly with replacement mill head for open hole whipstock
US11549329B2 (en) 2020-12-22 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Downhole casing-casing annulus sealant injection
US11828128B2 (en) 2021-01-04 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Convertible bell nipple for wellbore operations
US11598178B2 (en) 2021-01-08 2023-03-07 Saudi Arabian Oil Company Wellbore mud pit safety system
US11448026B1 (en) 2021-05-03 2022-09-20 Saudi Arabian Oil Company Cable head for a wireline tool
US11859815B2 (en) 2021-05-18 2024-01-02 Saudi Arabian Oil Company Flare control at well sites
US11773655B2 (en) 2021-06-02 2023-10-03 Hebei Zhongrong Petroleum Machinery Co., Ltd. Integrated whipstock and separation method thereof
CN216240436U (zh) * 2021-06-02 2022-04-08 河北中荣石油机械有限责任公司 一种一体式导斜器
US11905791B2 (en) 2021-08-18 2024-02-20 Saudi Arabian Oil Company Float valve for drilling and workover operations
US11913298B2 (en) 2021-10-25 2024-02-27 Saudi Arabian Oil Company Downhole milling system
US11680459B1 (en) 2022-02-24 2023-06-20 Saudi Arabian Oil Company Liner system with integrated cement retainer

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5443129A (en) * 1994-07-22 1995-08-22 Smith International, Inc. Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole
US5806596A (en) * 1996-11-26 1998-09-15 Baker Hughes Incorporated One-trip whipstock setting and squeezing method
US6053250A (en) * 1996-02-22 2000-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack apparatus

Family Cites Families (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2509144A (en) 1945-08-10 1950-05-23 Donovan B Grable Well plugging and whipstocking
US3997006A (en) * 1974-12-20 1976-12-14 Hydraulic Workovers, Inc. Well tool having an hydraulically releasable coupler component
US4765404A (en) 1987-04-13 1988-08-23 Drilex Systems, Inc. Whipstock packer assembly
US5154231A (en) 1990-09-19 1992-10-13 Masx Energy Services Group, Inc. Whipstock assembly with hydraulically set anchor
US5318132A (en) 1992-10-28 1994-06-07 Marathon Oil Company Retrievable whipstock/packer assembly and method of use
US5437340A (en) 1994-06-23 1995-08-01 Hunting Mcs, Inc. Millout whipstock apparatus and method
US5695009A (en) * 1995-10-31 1997-12-09 Sonoma Corporation Downhole oil well tool running and pulling with hydraulic release using deformable ball valving member
US5762143A (en) 1996-05-29 1998-06-09 Baroid Technology, Inc. System and method for placement and retrieval of a subsurface diverting tool used in drilling and completing wells
US5743331A (en) * 1996-09-18 1998-04-28 Weatherford/Lamb, Inc. Wellbore milling system
US6167970B1 (en) 1998-04-30 2001-01-02 B J Services Company Isolation tool release mechanism
US6505685B1 (en) 2000-08-31 2003-01-14 Halliburton Energy Services, Inc. Methods and apparatus for creating a downhole buoyant casing chamber
US7077212B2 (en) 2002-09-20 2006-07-18 Weatherford/Lamb, Inc. Method of hydraulically actuating and mechanically activating a downhole mechanical apparatus
US7086481B2 (en) 2002-10-11 2006-08-08 Weatherford/Lamb Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling
AU2003291388B2 (en) * 2002-11-11 2009-02-19 Baker Hughes Incorporated A method and apparatus for creating a cemented lateral junction system
US6923256B2 (en) * 2003-10-28 2005-08-02 Varco I/P, Inc. Disconnect device
US7650946B2 (en) * 2006-10-31 2010-01-26 Venturi Oil Tools, Inc. Disconnect apparatus and method
RU2391491C1 (ru) * 2009-08-20 2010-06-10 Сергей Григорьевич Серебров Способ заканчивания строительства бокового ствола скважины и компоновка оборудования для его осуществления
US9151136B2 (en) * 2010-04-16 2015-10-06 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
US9206648B2 (en) * 2010-04-16 2015-12-08 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
WO2011130350A2 (en) * 2010-04-16 2011-10-20 Smith International, Inc. Cementing whipstock apparatus and methods
US20110315371A1 (en) 2010-06-27 2011-12-29 Behnam Khodayar Open-hole anchor whipstock system
US20120000673A1 (en) 2010-07-02 2012-01-05 Baker Hughes Incorporated Installation System with Force Generating Tool

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5443129A (en) * 1994-07-22 1995-08-22 Smith International, Inc. Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole
US6053250A (en) * 1996-02-22 2000-04-25 Halliburton Energy Services, Inc. Gravel pack apparatus
US5806596A (en) * 1996-11-26 1998-09-15 Baker Hughes Incorporated One-trip whipstock setting and squeezing method

Also Published As

Publication number Publication date
CN104246108A (zh) 2014-12-24
EP2817475A1 (en) 2014-12-31
AU2013222382A1 (en) 2014-09-11
US9206648B2 (en) 2015-12-08
WO2013126555A1 (en) 2013-08-29
US20130213654A1 (en) 2013-08-22
AU2013222382B2 (en) 2016-12-08
RU2596020C2 (ru) 2016-08-27
CA2865051A1 (en) 2013-08-29
EP2817475A4 (en) 2016-04-20
RU2014138017A (ru) 2016-04-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104246108B (zh) 固井造斜器装置和方法
RU2594032C2 (ru) Системы и способы для использования прохода сквозь подземные пласты
CA2796454C (en) Cementing whipstock apparatus and methods
US10612342B2 (en) Plugging tool, and method of plugging a well
RU2649683C2 (ru) Узел клина-отклонителя и отклоняющего клина для многоствольных скважин
RU2559255C2 (ru) Устройство и способы герметизации ствола подземной скважины и выполнения на тросе других скважинных операций вращения
US7819204B2 (en) Subsea drilling
US9022113B2 (en) One trip casing or liner directional drilling with expansion and cementing
US20060185855A1 (en) Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore
CN106460491B (zh) 形成多分支井的方法
US9970248B2 (en) Downhole system and method for fastening upper and lower casings via expandable metal sleeve
CA2915624C (en) Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock
WO2018183319A1 (en) Lost circulation zone isolating liner
CN104204397B (zh) 在钻井的同时进行压裂的系统和方法
NO329560B1 (no) Fremgangsmate for komplettering av borehullsoperasjoner i et borehull
US9151136B2 (en) Cementing whipstock apparatus and methods
EP3565943A1 (en) Drilling bottom hole assembly for loss circulation mitigation
EP0888490B1 (en) Mill for wellbore milling operations
US7703525B2 (en) Well perforating and fracturing
CN108547589A (zh) 电动坐封可回收悬挂封隔器不压井下生产管柱的方法
CN210134898U (zh) 自流注水完井管柱
RU2753417C2 (ru) Система и способ строительства и заканчивания многозабойных скважин
US11746611B2 (en) Whipstock retrieving bit
EA037374B1 (ru) Компоновка окна обсадной колонны

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant