CN105637171A - 多分支井眼增产 - Google Patents
多分支井眼增产 Download PDFInfo
- Publication number
- CN105637171A CN105637171A CN201380080341.8A CN201380080341A CN105637171A CN 105637171 A CN105637171 A CN 105637171A CN 201380080341 A CN201380080341 A CN 201380080341A CN 105637171 A CN105637171 A CN 105637171A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- well
- isolating device
- multilateral
- tubular column
- side well
- 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.)
- Granted
Links
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 44
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 35
- 230000008569 process Effects 0.000 description 20
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 11
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 5
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 239000006187 pill Substances 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
- Control Of Motors That Do Not Use Commutators (AREA)
- Electrotherapy Devices (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
Abstract
本文提供用于将隔离装置定位在多分支井内以便将活井眼与所述钻井系统中的其他井眼隔离的系统和方法。所述隔离装置可以大致与所述井眼变成活井眼同时从打开位置变化成闭合位置。当所述隔离装置处于闭合位置时,可以在所述多分支井的所述其他井眼上执行另一程序。管路管柱或者短或中间完井管柱可以将井眼与施加至所述多分支系统内的另一井眼的压力隔离。所述管路管柱或者所述短或中间完井管柱还可以隔离所述多分支井系统的接合区域。
Description
技术领域
本公开总体上涉及用于多分支井系统中的地下井眼的多个侧井眼的增产的方法和组件,并且更具体地说(尽管不一定排他地),涉及用于增产并且隔离多分支井系统中的一个或多个井眼的方法和组件。
背景技术
钻井可以是多分支井。多分支井可以具有分支井眼的多个侧井眼。井眼可以被垂直地、定向地或者以倾斜的角度被钻探,并且侧井眼可以被水平地钻探或者以另外的方式偏离所述井眼。多分支井眼可以具有增加的生产能力以及更高的可采储量。一旦第一侧井眼例如通过钻孔或者增产而被认为是活性井眼或者活井眼,整个钻井(包括第一侧井眼和任何其他侧井眼)可以均被认为处于“活钻井”的情形中。为了解决此情形,在增产任何额外的井眼之前,操作者可以引入程序和钻井控制装备来稳定第一侧井眼和其他井眼。例如,第一侧井眼可以由于过量的泥浆或者流体而被过平衡。使用过量的泥浆或者流体可能损害所增产的或者“活”第一侧井眼,并且可能降低其以足够或者经济的速率产生所期望的产量的能力或者需要大规模修复以便改善储层性能。在另一实例中,液压修井单元或者高压制动单元可以被用来钻探、完井和增产额外的侧井眼,而无需使第一侧井眼过平衡。这些额外的修井单元和辅助地面部件可能增加开发非常规钻井的规模和成本并且对于许多市场可能是不经济的,诸如页岩油和气以及致密油和气。
附图说明
图1是根据一个方面的带有井眼的衬管柱内的第一隔离装置和侧井眼的衬管柱内的第二隔离装置的多分支井系统的截面图。
图2A是根据一个方面的带有井眼的套管柱内的隔离装置和被设置在井眼内通过侧视图示出的管路组件的多分支井系统的截面图。
图2B是根据一个方面的带有处于闭合位置的套管柱中的隔离装置和被设置在侧井眼内通过侧视图示出的管路组件的图2A的多分支井系统的截面图。
图3A是根据一个方面的带有井眼的衬管柱中的第一隔离装置、侧井眼中的第二隔离装置和被设置在井眼内通过侧视图示出的中间管路组件的多分支井系统的截面图。
图3B是根据一个方面的带有处于闭合位置的衬管柱中的第一隔离装置和被设置在侧井眼内通过侧视图示出的管路组件的图3A的多分支井系统的截面图。
图4A是根据一个方面的带有通过侧视图示出的短或者中间完井管柱内的隔离装置和被设置在井眼内通过侧视图示出的管路组件的多分支井系统的截面图。
图4B是根据一个方面的具有处于闭合位置通过侧视图示出的短或者中间完井管柱内的隔离装置和被设置在侧井眼内通过侧视图示出的管路组件的图4A的多分支井系统的截面图。
图5是根据一个方面的带有井眼的衬管柱内的隔离装置和被设置在井眼内通过侧视图示出包括延伸装置的管路组件的多分支井系统的截面图。
图6是根据一个方面的带有定位在井眼的衬管柱内的可收回插塞装置和被设置在井眼内通过侧视图示出的管路组件的多分支井系统的截面图。
具体实施方式
本公开的特定方面和特征涉及用于当侧井眼被认为是活井眼时在多分支井系统中将侧井眼与额外的侧井眼隔离的方法和系统。在井眼上执行诸如增产或者钻孔的程序之后,侧井眼可以被认为是活井眼。活侧井眼可以通过处于闭合位置的隔离装置而与任何额外的侧井眼暂时隔离或者闭合隔离。当隔离装置处于闭合位置时,来自活侧井眼的产品和压力可以保留在活侧井眼内并且不进入主井眼或者其他侧井眼。活侧井眼与多分支井系统的剩余部分隔离并且活侧井眼的任何相关的压力或者产品组分不与带有处于闭合位置的隔离装置的多分支井系统的剩余部分连通。
隔离活侧井眼可以允许在多分支井系统的剩余部分上执行工作而无需活侧井眼能够连通回到地面并且避免不受控制的钻井情形。例如,可以使用处于闭合位置的隔离装置来安全地钻探、完井和增产额外的侧井眼。隔离装置还可以处于打开位置,其中活侧井眼是可进入的并且来自活侧井眼的产品和压力不与任何额外的侧井眼隔离。
隔离装置可以包括封闭部件,所述封闭部件可以在打开位置与闭合位置之间移动。封闭部件可以包括阀门、挡板、球阀、化学丸剂或者其他适合的封闭部件。隔离装置还可以是插塞装置,所述插塞装置可以定位在井眼内以便隔离或者闭合侧井眼。插塞装置可以是可收回插塞装置,所述可收回插塞装置可以被暂时定位在井眼内以便隔离侧井眼。插塞装置可以从井眼移除以便允许进入侧井眼。另一方面,插塞装置可以保留在井眼中并且可以包括封闭部件诸如阀门、挡板、球阀、化学丸剂或者其他适合的封闭部件。通过使插塞装置穿过管路组件(例如,完井管柱)可以将插塞装置定位在井眼内。
侧井眼可以是随后通过重新打开隔离装置或者另一方面通过移除插塞装置可重新进入的。例如,在第二侧井眼被增产之后,隔离装置可以被重新打开,由此提供进入第一活侧井眼。当定位在第一侧井眼中的隔离装置处于打开位置时,第一活侧井眼的产品和第二侧井眼的产品可以被合并。另一方面,第二侧井眼和任何额外的侧井眼可以包括额外的隔离装置来选择性地隔离额外的侧井眼。通过将隔离装置定位在每个侧井眼内并且将隔离装置控制在打开或者闭合位置之间,隔离装置可以允许第一侧井眼和任何额外的侧井眼单独地或共同地生产。
隔离装置的封闭部件可以被枢转地安装并且可以通过机械的方式在打开与闭合位置之间移位。例如,封闭部件可以通过从井眼移除的井眼管柱、或者通过线缆、线圈管路或者E-Line干预从打开位置移位至闭合位置。在另一实例中,封闭部件可以通过液压或者脉动方法并且通过液压连通在打开与闭合位置之间移位。在其他实例中,封闭部件可以通过远程方法在打开与闭合位置之间移位,所述远程方法包括但不限于以射频识别设备的方式、通过无线遥测以及通过声学遥测。隔离装置的封闭部件可以在打开位置与闭合位置之间移位多次。在一个实例中,封闭部件可以是化学丸剂或者可以产生可移除阻隔的其他适合的物质。隔离装置还可以或者可替代地是可从井眼内收回的插塞装置。插塞装置在定位在井眼内时可以被认为是处于闭合位置并且在从井眼移除时被认为是处于打开位置。
隔离装置还可以定位在多分支井眼中的各种位置中。例如,隔离装置可以定位在井眼的套管柱中、井眼内的短或者中间完井管柱中、或者井眼的衬管柱中。或者隔离装置可以是可以定位在井眼内并且可以从井眼移除的自含式装置,例如,插塞装置。
井眼管柱(例如,管路组件、管路管柱以及完井管柱)可以下入到井眼中以便在第一侧井眼上执行各种程序。例如,管路管柱可以定位在井眼中以便增产或者钻孔第一侧井眼。井眼管柱还可以将井眼的至少一部分和任何额外的侧井眼与程序过程中施加至第一侧井眼的压力或者其他井下活动隔离。例如,带有密封构件或者密封组件的压裂管柱可以被锁定或者降落到井眼内的接收座(receptacle)中并且耦连返回地面。密封组件可以是任何适合的密封装置。接收座可以是抛光孔接收座或者用于接收井眼管柱的其他适合接收座。当隔离装置处于打开位置时,压裂管柱可以被用来增产第一侧井眼。压裂管柱还可以将井眼的一部分和任何额外的侧井眼与增产过程中施加至第一侧井眼的压力隔离。在另一实例中,带有密封构件或者密封组件以及锚固装置(诸如封隔组件)的短或者中间完井管柱可以被锁定或者降落到井眼中。第一侧井眼可以使用套管柱来增产并且短或者中间完井管柱可以将任何额外的侧井眼和井眼的一部分(诸如井眼与额外侧井眼之间的接合点)与增产过程中施加至第一侧井眼的压力或者其他井下活动隔离。
在第一侧井眼增产之后,管路组件可以被移除并且第一侧井眼可以通过将隔离装置移动到闭合位置或者通过将插塞装置引入井眼而被暂时隔离或者闭合。尽管第一侧井眼接着可以被认为是活井眼,但处于闭合位置的隔离装置可以防止来自第一侧井眼的产品或者压力进入井眼的其他区域,包括任何额外的侧井眼。转向装置(诸如斜向器或者变向器)可以定位在井眼内并且管路组件可以定位在井眼内用于增产第二侧井眼。管路组件可以包括如上所述的压裂管柱或者短或中间完井管柱。管路组件可以将第一侧井眼与增产过程中施加至第二侧井眼的压力隔离。管路组件和转向装置可以在第二侧井眼和任何额外的侧井眼增产之后被移除。第二侧井眼还可以包括隔离装置,所述隔离装置可以在第二侧井眼增产之后隔离第二侧井眼。定位在第一侧井眼内的隔离装置可以被重新打开以便允许第一侧井眼的产品和压力以及第二侧井眼的产品和压力合并。额外的隔离装置可以定位在多分支井眼的额外侧井眼中并且额外的侧井眼可以此相同的方式来增产和隔离。
给出这些说明性方面和实例以便向读者介绍本文所论述的一般主题并且不旨在限制所公开的概念的范围。下面的部分参考附图描述各种额外的特征和实例,在所述附图中同样的数字代表同样的元件,并且定向描述被用来描述说明性方面,但是类似于说明性方面,不应该被用来限制本公开。
图1通过截面描绘了包括钻孔的多分支井系统的实例,所述钻孔是延伸穿过地面104和各种地层的主井眼102。主井眼102是至少一个侧井眼从其延伸的井眼。“主井眼”自身也可以是侧井眼。第一侧井眼106大致上水平地从主井眼102延伸。第二侧井眼108定位在第一侧井眼106上方并且大致上水平地从主井眼102延伸。
主井眼102包括被水泥浇注(粘接)在主井眼102的上部部分处的套管柱110。主井眼102的衬管柱112包括接收座114,所述接收座114可以是定位在衬管悬置器116上方的抛光孔接收座或者其他类型的接收座。衬管悬置器116还可以是锚固件。衬管柱112可为水泥浇注或者非水泥浇注,并且可以是完井管柱的部分。第一侧井眼106的衬管柱118从衬管悬置器116悬置并且延伸入第一侧井眼106。衬管柱118可为水泥浇注或者非水泥浇注,并且可以是完井管柱的部分。衬管柱118沿着第一侧井眼106的长度延伸。隔离装置124定位在主井眼102的衬管柱112内。隔离装置124包括图1中所示的处于打开位置的封闭部件126。隔离装置124可以定位在主井眼102内的其他位置中,所述其他位置包括主井眼102的套管柱110内、中间套管柱内、定位在主井眼102内的分离完井管柱内、或者其他适合的位置。
另一衬管柱120可以从锚固件诸如开孔型锚固件122悬置,其定位在第二侧井眼108内。衬管柱120沿着第二侧井眼108的长度延伸。另一隔离装置128定位在第二侧井眼108的衬管柱120中。第一侧井眼106或者第二侧井眼108中的任一者可以首先使用定位在相应侧井眼内的管路组件来增产。例如,如果第一侧井眼106首先增产,隔离装置124可以在通过将封闭部件126定位在闭合位置来增产第一侧井眼106之后被闭合。
由于处于闭合位置的隔离装置124,第二侧井眼108可以被增产而无需被认为处于“活钻井”情形中。定位在第二侧井眼108内的隔离装置128在处于闭合位置时也可以将第二侧井眼108与井眼的剩余部分隔离。通过将隔离装置124移动到打开位置并且将隔离装置128保持在打开位置,在增产第二侧井眼108之后,第一侧井眼106的产品和第二侧井眼108的产品可以被合并。作为选择,定位在第二侧井眼108内的隔离装置128可以被移动到闭合位置以便将来自第二侧井眼108的产品和压力与井眼的剩余部分隔离。额外的侧井眼也可以包括隔离装置,以便用于在增产或者钻孔之后选择性地隔离侧井眼。
图2A通过截面描绘了带有隔离装置204的多分支井系统的实例,所述隔离装置204定位在主井眼208的套管柱206中。第一侧井眼210大致上水平地从主井眼208延伸。第二侧井眼212在第一侧井眼210上方大致上水平地从主井眼208延伸。隔离装置204定位在主井眼208与第二侧井眼212之间的接合点下方。隔离装置204包括封闭部件214,所述封闭部件214是图2A中所示的处于打开位置的挡板或者另一类型的部件。封闭部件214可以通过内部套筒或者其他装置保持在打开位置,尽管在其他方面可以使用其他适合的封闭部件。封闭部件214还可以定位在闭合位置。在闭合位置中,封闭部件214跨越隔离或者闭合第一侧井眼210的套管柱206的直径而延伸。接收座216定位在主井眼208的衬管柱218中,所述接收座216位于衬管悬置器217与隔离装置204之间。衬管悬置器217还可以是锚固件。另一方面,接收座216可以定位在隔离装置204上方。
管路管柱220定位在主井眼208内并且延伸至主井眼208的表面。管路管柱220包括被锁定或降落到接收座216内的密封构件或者密封组件222。第一侧井眼210可以通过管路管柱220来增产或者压裂。在增产过程中被施加到第一侧井眼210的压力可以通过管路管柱220来隔离,所述管路管柱220延伸至主井眼208的表面。在第一侧井眼210增产之后,管路管柱220可以被移除并且封闭部件214可以被闭合。由于闭合的封闭部件214,隔离装置204处于闭合位置并且来自第一侧井眼210的产品和压力不能离开第一侧井眼210。额外的隔离装置也可以定位在第二侧井眼212内以便在第二侧井眼212增产之后隔离或者闭合所述第二侧井眼212。
在另一实例中,管路管柱220可以包括定位在密封构件或者密封组件222下方的延伸部。延伸部和密封构件或者密封组件222可以被锁定或者降落到接收座216内。随着管路管柱220从主井眼208移除,延伸部可以致使封闭部件214从打开位置移动至闭合位置。延伸部还可以保护接收座216和隔离装置204不受损坏。例如,在第一侧井眼210增产的过程中,延伸部可以保护接收座216和隔离装置204。
在另一实例中,完井管柱诸如短或者中间完井管柱可以下入到主井眼208而不是管路管柱220。完井管柱可以包括被锁定或者降落到接收座216内的密封构件或者密封组件。完井管柱还可以包括锚固装置诸如封隔组件,所述锚固装置可以将完井管柱设置在主井眼208内、位于主井眼208与第二侧井眼212之间的接合点上方。第一侧井眼210可以使用主井眼208和第一侧井眼210的套管柱来增产。完井管柱可以将接合点和第二侧井眼与增产过程中施加至第一侧井眼210的压力隔离。
图2B通过截面描绘了图2A的多分支井系统,所述多分支井系统带有处于闭合位置的隔离装置204的封闭部件214。通过侧视图示出的转向装置230可以下入主井眼208并且被锁定或者降落到闩锁耦连件232,所述闩锁耦连件232刚好在第二侧井眼212与主井眼208之间的接合点下方。在另一实例中,转向装置230可以被降落或者锁定到另一类型的锚固件或者定位装置。带有密封构件或者密封组件238的管路管柱236可以被锁定或者降落到接收座240,所述接收座240定位在第二侧井眼212的衬管柱242内。管路管柱236可以延伸至主井眼208的表面。在隔离装置204处于闭合位置,将活的第一侧井眼210与第二侧井眼212隔离的情况下,第二侧井眼212可以通过管路管柱236来安全地增产而无需被认为处于“活钻井”的情形中。第一侧井眼210和位于第二侧井眼212与主井眼208之间的接合点可以通过管路管柱236与增产过程中施加至第二侧井眼212的压力隔离。
在第二侧井眼212增产之后,隔离装置204可以被重新打开。由于处于打开位置的隔离装置204,来自第一侧井眼210和第二侧井眼212的产品可以被合并。隔离装置204可以在第二侧井眼212增产之后不久或者一段时间之后被打开。第二侧井眼212还可以包括额外的隔离装置,所述额外的隔离装置可以在增产之后根据需要隔离或者闭合第二侧井眼212。
在另一实例中,完井管柱诸如短或者中间完井管柱可以下入到第二侧井眼212而不是管路管柱236。完井管柱可以包括被锁定或者降落到接收座240内的密封构件或者密封组件。完井管柱还可以包括锚固装置诸如封隔组件,所述锚固装置可以将完井管柱设置在主井眼208内、位于主井眼208与第二侧井眼212之间的接合点上方。第二侧井眼212可以使用主井眼208和第二侧井眼212的套管柱来增产。完井管柱可以将接合点和第一侧井眼210与增产过程中施加至第二侧井眼212的压力隔离。
图3A通过截面描绘了带有隔离装置400的多分支井系统的实例,所述隔离装置400定位在位于第一侧井眼404的衬管悬置器403上方的主井眼406的衬管柱402中。隔离装置400包括封闭部件408,所述封闭部件408是图3A中所示的处于打开位置的挡板或者另一类型的部件。封闭部件408还可以定位在闭合位置。在闭合位置中,封闭部件408跨越直径延伸并且抵靠着衬管柱402密封。容器410定位在隔离装置400上方的衬管柱402中。短或者中间完井管柱412定位在主井眼406内。短或者中间完井管柱412包括封隔组件414,所述封隔组件414被设置在第二侧井眼416与主井眼406之间的接合点上方。短或者中间完井管柱412还包括密封构件或者密封组件418。密封构件或者密封组件418被降落或锁定到接收座410内。第一侧井眼404可以使用主井眼406和第一侧井眼404的套管柱401通过压裂来增产。短或者中间完井管柱412可以将第二侧井眼416和位于主井眼406与第二侧井眼416之间的接合点与增产过程中施加至第一侧井眼404的压力隔离。
另一方面,管路管柱可以被锁定或降落到接收座410内并且延伸至主井眼406的表面。管路管柱可以在第一侧井眼404增产的过程中提供压力隔离。在第一侧井眼404增产之后,短或者中间完井管柱412可以被移除并且封闭部件408可以被闭合。在增产之后,第一侧井眼404可以被认为是活井眼。活的第一侧井眼404内的产品和压力可以通过闭合的隔离装置400与多分支井眼的剩余部分隔离。由于被隔离的活第一侧井眼404,第二侧井眼416可以被安全地增产而无需处于“活钻井”情形中。在一些实例中,延伸部可以在密封构件或者密封组件418下方延伸并且移动越过隔离装置400。延伸部可以在增产过程中或者在第一侧井眼404上执行其他井下活动的过程中保护隔离装置400不受损坏。
图3B通过截面描绘了图3A的多分支井系统和增产第二侧井眼416的实例。转向装置420可以下入主井眼406并且被锁定或者降落到闩锁耦连件421,所述闩锁耦连件421靠近并且在第二侧井眼416与主井眼406之间的接合点下方。在另一实例中,转向装置420可以被锁定或者降落到另一适合的闩锁组件或者锚固装置。带有密封构件或者密封组件426的短或者中间完井管柱424可以下入第二侧井眼416并且被锁定或者降落到接收座428,所述接收座428定位在第二侧井眼416的衬管柱430内。短或者中间完井管柱424可以通过封隔组件422被设置在主井眼406中。第二侧井眼416可以使用主井眼406和第二侧井眼416的套管柱401来增产。短或者中间完井管柱424可以将接合点和第一侧井眼404与增产过程中施加至第二侧井眼416的压力隔离。
在第二侧井眼416增产之后,短或者中间完井管柱424可以被移除并且隔离装置400的封闭部件408可以被重新打开。由于处于打开位置的封闭部件408,来自第一侧井眼404和第二侧井眼416的产品和压力可以被合并。封闭部件408可以在第二侧井眼416增产之后不久(诸如大致同时地)或者一段时间之后被打开。在另一实例中,第二侧井眼416可以包括隔离装置,所述隔离装置可以在第二侧井眼416增产之后隔离所述第二侧井眼416,从而允许增产额外的侧井眼而无需被认为处于“活钻井”情形中。
在另一实例中,带有密封构件或者密封组件的管路管柱可以被锁定或者降落到接收座428而不是短或者中间完井管柱424。管路管柱可以延伸至主井眼406的表面。第二侧井眼416可以通过管路管柱来增产。管路管柱还可以隔离增产过程中施加至第二侧井眼416的压力。
图4A通过截面描绘了在侧视图中示出的带有短或者中间完井管柱500的多分支井系统的实例,所述短或者中间完井管柱500包括定位在主井眼505内的隔离装置502。短或者中间完井管柱500包括封隔组件508,所述封隔组件508定位在短或者中间完井管柱500中的隔离装置502的上方。接收座510定位在封隔组件508上方。密封构件或者密封组件509定位在隔离装置502下方。隔离装置502包括封闭部件512,所述封闭部件512是图4A中所示的处于打开位置的挡板或者另一类型的部件。封闭部件512还可以处于闭合位置并且可以隔离第一侧井眼504。密封构件或者密封组件509被锁定或者降落到位于第一侧井眼504的衬管悬置器507上方的主井眼505的衬管柱516中的接收座514内。管路管柱518可以从主井眼505的表面延伸并且管路管柱518的密封构件或者密封组件517可以被锁定或者降落到短或者中间完井管柱500的接收座510内。第一侧井眼504可以通过管路管柱518来增产。在增产过程中施加至第一侧井眼504的压力可以通过管路管柱518来隔离。一旦增产,活的第一侧井眼504可以通过闭合封闭部件512来隔离。由于与多分支井眼的剩余部分隔离的活第一侧井眼504,额外的侧井眼可以被安全地增产。
在另一实例中,完井管柱诸如短或者中间完井管柱可以下入到主井眼505而不是管路管柱518。完井管柱可以包括被锁定或者降落到接收座510内的密封构件或者密封组件。完井管柱还可以包括封隔组件或者其他锚固装置,所述封隔组件或者其他锚固装置可以将完井管柱设置在主井眼505内、位于主井眼505与第二侧井眼506之间的接合点上方。第一侧井眼504可以使用主井眼505和第一侧井眼504的套管柱来增产。完井管柱可以隔离增产过程中施加至第一侧井眼504的压力。
在另一实例中,隔离装置可以定位在第二侧井眼506内。在增产第一侧井眼504之前,第二侧井眼506可以被增产。分别闭合第二侧井眼506和第一侧井眼504的隔离装置可以被分开地打开和闭合,以便控制来自相应井眼的产品和压力的合并。在钻井开采期的任何时间过程中,隔离装置可以被闭合。例如,如果侧井眼的产品下降到不再做出足够贡献的点或者因为侧井眼的产品下降是来自井眼的其他部分的递减的产品,侧井眼内的隔离装置可以被闭合。在侧井眼开始产生不希望的过剩产品诸如水的情况下,隔离装置也可以被闭合。在人期望重新进入并且维修多分支井眼的剩余部分的一部分的情况下,隔离装置可以被闭合。
图4B通过截面描绘了图4A的多分支井系统和增产第二侧井眼506的实例。在第一侧井眼504增产之后,转向装置520可以下入主井眼505并且刚好定位在位于主井眼505与第二侧井眼506之间的接合点的下方。管路管柱522可以被锁定或者降落到第二侧井眼506的衬管柱526中的接收座524内。管路管柱522可以延伸至主井眼505的表面。第二侧井眼506可以通过管路管柱522来增产。另一方面,完井管柱诸如短或者中间完井管柱可以被锁定或者降落到第二侧井眼506并且第二侧井眼506可以使用所述套管来增产。第一侧井眼504和接合点可以通过延伸至主井眼505的表面的管路管柱522与增产过程中施加至第二侧井眼506的压力隔离。在第二侧井眼506增产之后,主井眼505内的隔离装置502的封闭部件512可以被重新打开,从而允许进入第一侧井眼504。由于封闭部件512打开,第一侧井眼504的产品和第二侧井眼506的产品可以被合并。
图5通过截面描绘了带有隔离装置600的多分支井系统的实例,所述隔离装置600定位在多分支井眼的主井眼604的衬管柱602中,所述多分支井眼具有第一侧井眼606和第二侧井眼608。另一方面,额外的隔离装置可以定位在额外的侧井眼的衬管柱内。隔离装置600定位在衬管柱602内的接收座610与衬管悬置器612之间。另一方面,隔离装置600可以定位在衬管柱中的其他位置。隔离装置600包括封闭部件614,所述封闭部件614是图5中所示的处于打开位置的挡板或者另一类型的部件。封闭部件614还可以处于闭合位置。在闭合位置中,封闭部件614跨越衬管柱602的直径延伸并且抵靠着衬管柱602密封。当隔离装置600的封闭部件614处于闭合位置时,第一侧井眼606可以与多分支井系统的剩余部分隔离,所述剩余部分包括主井眼604和任何额外的侧井眼。
短或者中间完井管柱616定位在主井眼604内并且通过封隔组件618被设置在位于主井眼604与第二侧井眼608之间的接合点上方。短或者中间完井管柱616还可以是中间完井管柱。短或者中间完井管柱616包括被锁定或者降落到接收座610内的密封构件或者密封组件620。短或者中间完井管柱616还包括位于密封构件或者密封组件620下方的延伸部622。延伸部622延伸足够的长度以便移动越过隔离装置600。延伸部622可以保护隔离装置600不受损坏,例如,不受侵蚀。第一侧井眼606可以利用主井眼604的套管柱624来增产或者压裂。接合点和第二侧井眼506可以通过短或者中间完井管柱616与增产过程中施加至第一侧井眼606的压力隔离。另一方面,从主井眼604的表面延伸的管路管柱可以代替短或者中间完井管柱616而使用,并且第一侧井眼606可以通过管路管柱来增产。在第一侧井眼606增产之后,短或者中间完井管柱616可以被移除并且封闭部件614可以被闭合。随着封闭部件614被拉出衬管柱602,延伸部622可以将封闭部件614从打开位置转换成闭合位置。第二侧井眼608可以如参考本公开的各种方面所述的任何适合的方式来增产。
图6通过截面描绘了通过侧视图示出的带有为插塞装置702的隔离装置的多分支井系统的实例,所述插塞装置702穿过定位在主井眼706的衬管柱712内的完井管柱704。在第一侧井眼714增产或者钻孔之后,完井管柱704可以通过封隔组件708被设置在主井眼706中,所述封隔组件708定位在位于主井眼706与第二侧井眼707之间的接合点的上方。完井管柱704可以被锁定或者降落到接收座710,所述接收座710定位在主井眼706的衬管柱712内。插塞装置702可以通过线缆或者线圈管路或者其他适合的传送装置而穿过完井管柱704,所述传送装置可以贯穿完井管柱704。由于定位在衬管柱712内的插塞装置702限制或者阻碍进入现在的活第一侧井眼714,第一侧井眼714可以与多分支井眼的剩余部分隔离。例如,第一侧井眼714可以与主井眼706和第二侧井眼707隔离。当插塞装置702定位来隔离第一侧井眼714时,第二侧井眼707或者任何额外的侧井眼可以如参考本公开的各种方面的任何适合的方式来增产。另一方面,第二侧井眼707可以被增产并且插塞装置可以被插入第二侧井眼707以便将活的第二侧井眼707与多分支井系统的剩余部分隔离。在增产或者钻孔之后,额外的侧井眼也可以通过以上描述的方式插入插塞装置来隔离。插塞装置702也可以保持在井眼中并且可以包括封闭部件,所述封闭部件可以从打开位置移动至闭合位置以便选择性地隔离第一侧井眼。例如,插塞装置702可以包括阻隔部件,诸如挡板、球阀或者另一类型的封闭部件。在另一实例中,插塞装置702可以包括化学阻隔或者化学丸剂,所述化学阻隔或者化学丸剂可以选择性地限制进入第一侧井眼714。
在一些方面中,根据下面实例的一个或多个提供了用于增产和隔离多分支井系统中的一个或多个井眼的方法和系统。
实施例1:一种井眼系统包括地下隔离装置,所述地下隔离装置具有打开位置和闭合位置,以便通过将活性侧井眼与多分支井中的至少一个其他井眼隔离来暂时地闭合多分支井中的活性侧井眼。
实施例2:如实施例1所述的井眼系统可以特征在于地下隔离装置,所述地下隔离装置可定位在活性侧井眼的套管柱或者衬管柱内。
实施例3:如实施例1至2中任一项所述的井眼系统可以特征在于地下隔离装置,所述地下隔离装置可定位在短或者中间完井管柱内并且短或者中间完井管柱可定位在活性侧井眼内。
实施例4:如实施例1至3中任一项所述的井眼系统可以特征在于地下隔离装置,所述地下隔离装置是可定位在活性侧井眼的衬管柱内的插塞装置。
实施例5:如实施例1至4中任一项所述的井眼系统可以包括井眼管柱,所述井眼管柱包括密封组件。井眼管柱可以定位在井眼系统内,以便用于将至少一个其他井眼与施加至活性侧井眼的压力隔离。
实施例6:如实施例5所述的井眼系统可以特征在于井眼管柱,所述井眼管柱具有用于将地下隔离装置从打开位置转换成闭合位置的延伸装置。
实施例7:如实施例5所述的井眼系统可以特征在于具有短或者中间完井管柱的井眼管柱,所述短或者中间完井管柱包括位于第一末端上的密封组件和位于第二末端上的锚固装置。
实施例8:一种方法,其包括将隔离装置定位在多分支井内并且在多分支井的井眼上执行程序以便致使井眼成为活井眼。与井眼变成活井眼大致同时,隔离装置可以从打开位置变化成闭合位置,在所述闭合位置处隔离装置将井眼与多分支井的至少一个其他井眼隔离。当隔离装置处于闭合位置时,可以在多分支井的至少一个其他井眼上执行另一程序。
实施例9:如实施例8所述的方法可以包括通过防止来自井眼的产品和压力离开井眼并且进入至少一个其他井眼而将井眼与多分支井的至少一个其他井眼隔离。
实施例10:如实施例8至9中任一项所述的方法可以包括在多分支井的井眼上执行程序以便通过增产多分支井的井眼来致使井眼成为活井眼。
实施例11:如实施例8至10中任一项所述的方法可以包括通过将插塞装置定位在多分支井内来将隔离装置定位在多分支井内。
实施例12:如实施例8至11中任一项所述的方法可以包括通过将具有延伸装置的井眼管柱从多分支井移除来将隔离装置从打开位置变成闭合位置,延伸装置将隔离装置从打开位置转换成闭合位置。
实施例13:如实施例8至12中任一项所述的方法可以包括将在一个末端上具有密封组件的井眼管柱定位在井眼内,以便用于将至少一个其他井眼与在多分支井的井眼上执行程序时施加至井眼的压力隔离,从而致使井眼成为活井眼。
实施例14:如实施例13所述的方法可以包括通过定位短或者中间完井管柱将在末端上具有密封组件的井眼管柱定位在井眼内,以便用于将至少一个其他井眼与在多分支井的井眼上执行程序时施加至井眼的压力隔离,所述短或者中间完井管柱还包括位于井眼内的另一末端上的锚固装置。
实施例15:如实施例8至14中任一项所述的方法可以包括重新打开隔离装置并且允许来自井眼和至少一个其他井眼的产品合并。
实施例16:一种多分支井眼系统包括井眼、至少一个其他井眼、以及地下隔离装置,所述地下隔离装置具有打开位置和闭合位置。地下隔离装置可以大致与井眼变成活井眼同时将井眼与至少一个其他井眼隔离。
实施例17:如实施例16所述的多分支井眼系统可以特征在于井眼管柱,所述井眼管柱在一个末端上具有密封组件以便用于将至少一个其他井眼与增产井眼时施加至井眼的压力隔离。
实施例18:如实施例16至17中任一项所述的多分支井眼系统可以特征在于地下隔离装置,所述地下隔离装置定位在井眼的套管柱或者衬管柱内。
实施例19:如实施例16至18中任一项所述的多分支井眼系统可以特征在于定位在短或者中间完井管柱内的地下隔离装置,所述短或者中间完井管柱包括位于第一末端上的密封组件和位于第二末端上的锚固装置并且可定位在井眼内。
实施例20:如实施例16至19中任一项所述的多分支井眼系统可以特征在于地下隔离装置,所述地下隔离装置包括用于将地下隔离装置定位在打开位置和闭合位置中的阀门。
包括所述方面的某些方面的前述描述仅出于说明和描述的目的提供,且并非意为详尽的或使本公开限于所公开的确切形式。在不背离本公开的范围的情况下,许多修改、改进以及其使用对于本领域技术人员来说将是显而易见的。
Claims (20)
1.一种井眼系统,其包括:
地下隔离装置,所述地下隔离装置具有打开位置和闭合位置,以便通过将活性侧井眼与多分支井中的至少一个其他井眼隔离来暂时地闭合所述多分支井中的所述活性侧井眼。
2.如权利要求1所述的井眼系统,其中所述地下隔离装置可定位在所述活性侧井眼的套管柱或者衬管柱内。
3.如权利要求1所述的井眼系统,其中所述地下隔离装置可定位在短或者中间完井管柱内,并且
其中所述短或者中间完井管柱可定位在所述活性侧井眼内。
4.如权利要求1所述的井眼系统,其中所述地下隔离装置是可定位在所述活性侧井眼的衬管柱内的插塞装置。
5.如权利要求1所述的井眼系统,其还包括井眼管柱,所述井眼管柱包括密封组件,所述井眼管柱可定位在所述井眼系统内,以便用于将所述至少一个其他井眼与施加至所述活性侧井眼的压力隔离。
6.如权利要求5所述的井眼系统,其中所述井眼管柱包括用于将所述地下隔离装置从所述打开位置转换成所述闭合位置的延伸装置。
7.如权利要求5所述的井眼系统,其中所述井眼管柱包括短或者中间完井管柱,所述短或者中间完井管柱具有第一末端上的密封组件和第二末端上的锚固装置。
8.一种方法,其包括:
将隔离装置定位在多分支井内;
在所述多分支井的井眼上执行程序以便致使所述井眼成为活井眼;
与所述井眼变成所述活井眼大致同时,将所述隔离装置从打开位置变化成闭合位置,在所述闭合位置处所述隔离装置将所述井眼与所述多分支井的至少一个其他井眼隔离;以及
当所述隔离装置处于所述闭合位置时在所述多分支井的所述至少一个其他井眼上执行另一程序。
9.如权利要求8所述的方法,其中将所述井眼与所述多分支井的所述至少一个其他井眼隔离包括防止来自所述井眼的产品和压力离开所述井眼并且进入所述至少一个其他井眼。
10.如权利要求8所述的方法,其中在所述多分支井的所述井眼上执行所述程序以便致使所述井眼成为所述活井眼包括增产所述多分支井的所述井眼。
11.如权利要求8所述的方法,其中将所述隔离装置定位在所述多分支井内包括将插塞装置定位在所述多分支井内。
12.如权利要求8所述的方法,其中将所述隔离装置从所述打开位置变成所述闭合位置包括将具有延伸装置的井眼管柱从所述多分支井移除,所述延伸装置将所述隔离装置从所述打开位置转换成所述闭合位置。
13.如权利要求8所述的方法,其还包括将在一个末端上具有密封组件的井眼管柱定位到所述井眼内,以便用于将所述至少一个其他井眼与在所述多分支井的所述井眼上执行所述程序时施加至所述井眼的压力隔离,从而致使所述井眼成为所述活井眼。
14.如权利要求13所述的方法,其中将在所述末端上具有所述密封组件的所述井眼管柱定位到所述井眼内以便用于将所述至少一个其他井眼与在所述多分支井的所述井眼上执行所述程序时施加至所述井眼的压力隔离包括定位短或者中间完井管柱,所述短或者中间完井管柱还包括位于所述井眼内的另一末端上的锚固装置。
15.如权利要求8所述的方法,其还包括重新打开所述隔离装置并且允许来自所述井眼和所述至少一个其他井眼的产品合并。
16.一种多分支井眼系统,其包括:
井眼;
至少一个其他井眼;以及
地下隔离装置,所述地下隔离装置具有打开位置和闭合位置以便大致与所述井眼变成活井眼同时将所述井眼与所述至少一个其他井眼隔离。
17.如权利要求16所述的多分支井眼系统,其还包括井眼管柱,所述井眼管柱在一个末端上具有密封组件以便用于将所述至少一个其他井眼与增产所述井眼时施加至所述井眼的压力隔离。
18.如权利要求16所述的多分支井眼系统,其中所述地下隔离装置定位在所述井眼的套管柱或者衬管柱内。
19.如权利要求16所述的多分支井眼系统,其中所述地下隔离装置定位在短或者中间完井管柱内,所述短或者中间完井管柱包括位于第一末端上的密封组件和位于第二末端上的锚固装置并且可定位在所述井眼内。
20.如权利要求16所述的多分支井眼系统,其中所述地下隔离装置包括用于将所述地下隔离装置定位在所述打开位置和所述闭合位置中的阀门。
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2013/076966 WO2015094347A1 (en) | 2013-12-20 | 2013-12-20 | Multilateral wellbore stimulation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN105637171A true CN105637171A (zh) | 2016-06-01 |
CN105637171B CN105637171B (zh) | 2019-05-10 |
Family
ID=53403427
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201380080341.8A Expired - Fee Related CN105637171B (zh) | 2013-12-20 | 2013-12-20 | 多分支井眼增产 |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20160194930A1 (zh) |
EP (1) | EP3036394A4 (zh) |
CN (1) | CN105637171B (zh) |
AR (1) | AR098714A1 (zh) |
AU (1) | AU2013408195B2 (zh) |
BR (1) | BR112016008075B1 (zh) |
CA (1) | CA2924466C (zh) |
MX (1) | MX2016004548A (zh) |
RU (1) | RU2652042C2 (zh) |
SG (1) | SG11201601745UA (zh) |
WO (1) | WO2015094347A1 (zh) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107152268A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-09-12 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种分支井结构及其形成工艺 |
CN110984922A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-04-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种多分支超短曲率半径井眼完井防砂管柱结构 |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB201414256D0 (en) * | 2014-08-12 | 2014-09-24 | Meta Downhole Ltd | Apparatus and method of connecting tubular members in multi-lateral wellbores |
WO2017061979A1 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolating a multi-lateral well with a barrier |
NO342779B1 (en) * | 2016-02-03 | 2018-08-06 | Ind Controls As | Apparatus and method for transferring information acoustically |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5944109A (en) * | 1997-09-03 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing and producing a subteranean well and associated |
US20030150622A1 (en) * | 2002-02-13 | 2003-08-14 | Patel Dinesh R. | Formation isolation valve |
US20040159429A1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-08-19 | Brockman Mark W. | Testing a junction of plural bores in a well |
CN1729343A (zh) * | 2000-03-17 | 2006-02-01 | 马拉索恩石油公司 | 用于钻进分支井筒并进行完井的规样导筒和规样导筒系统 |
US20060124315A1 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Frazier W L | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
US20060207763A1 (en) * | 2005-03-15 | 2006-09-21 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US20110024121A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well |
CN102906365A (zh) * | 2010-03-25 | 2013-01-30 | 布鲁斯·A·塔盖特 | 压力控制的钻井结构和操作系统及可用于碳氢化合物作业、储存和溶液开采的方法 |
CN103132967A (zh) * | 2011-12-01 | 2013-06-05 | 阜新驰宇石油机械有限公司 | 分支井压裂悬挂完井工艺装置 |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6079493A (en) * | 1997-02-13 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
US6712148B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations |
US7021384B2 (en) * | 2002-08-21 | 2006-04-04 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for wellbore isolation |
US20090071644A1 (en) * | 2002-08-21 | 2009-03-19 | Packers Plus Energy Services Inc. | Apparatus and method for wellbore isolation |
US7159661B2 (en) * | 2003-12-01 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral completion system utilizing an alternate passage |
US7441604B2 (en) * | 2005-10-26 | 2008-10-28 | Baker Hughes Incorporated | Fracking multiple casing exit laterals |
US8490697B2 (en) * | 2009-06-16 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Gravel pack completions in lateral wellbores of oil and gas wells |
US20120175112A1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-12 | Wesley Ryan Atkinson | Gravel packing in lateral wellbore |
RU2459941C1 (ru) * | 2011-03-22 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин |
RU2459945C1 (ru) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин |
US20120261137A1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control system |
US9200482B2 (en) * | 2011-06-03 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore junction completion with fluid loss control |
WO2015187297A1 (en) * | 2014-06-04 | 2015-12-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Whipstock and deflector assembly for multilateral wellbores |
-
2013
- 2013-12-20 CN CN201380080341.8A patent/CN105637171B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2013-12-20 BR BR112016008075-0A patent/BR112016008075B1/pt active IP Right Grant
- 2013-12-20 CA CA2924466A patent/CA2924466C/en active Active
- 2013-12-20 AU AU2013408195A patent/AU2013408195B2/en active Active
- 2013-12-20 EP EP13899491.8A patent/EP3036394A4/en active Pending
- 2013-12-20 WO PCT/US2013/076966 patent/WO2015094347A1/en active Application Filing
- 2013-12-20 SG SG11201601745UA patent/SG11201601745UA/en unknown
- 2013-12-20 US US14/915,730 patent/US20160194930A1/en not_active Abandoned
- 2013-12-20 MX MX2016004548A patent/MX2016004548A/es unknown
- 2013-12-20 RU RU2016113872A patent/RU2652042C2/ru active
-
2014
- 2014-12-11 AR ARP140104613A patent/AR098714A1/es unknown
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5944109A (en) * | 1997-09-03 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing and producing a subteranean well and associated |
CN1729343A (zh) * | 2000-03-17 | 2006-02-01 | 马拉索恩石油公司 | 用于钻进分支井筒并进行完井的规样导筒和规样导筒系统 |
US20030150622A1 (en) * | 2002-02-13 | 2003-08-14 | Patel Dinesh R. | Formation isolation valve |
US20040159429A1 (en) * | 2003-02-14 | 2004-08-19 | Brockman Mark W. | Testing a junction of plural bores in a well |
US20060124315A1 (en) * | 2004-12-09 | 2006-06-15 | Frazier W L | Method and apparatus for stimulating hydrocarbon wells |
US20060207763A1 (en) * | 2005-03-15 | 2006-09-21 | Peak Completion Technologies, Inc. | Cemented open hole selective fracing system |
US20110024121A1 (en) * | 2009-07-31 | 2011-02-03 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for multilateral multistage stimulation of a well |
CN102906365A (zh) * | 2010-03-25 | 2013-01-30 | 布鲁斯·A·塔盖特 | 压力控制的钻井结构和操作系统及可用于碳氢化合物作业、储存和溶液开采的方法 |
CN103132967A (zh) * | 2011-12-01 | 2013-06-05 | 阜新驰宇石油机械有限公司 | 分支井压裂悬挂完井工艺装置 |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107152268A (zh) * | 2017-07-13 | 2017-09-12 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种分支井结构及其形成工艺 |
CN110984922A (zh) * | 2019-12-02 | 2020-04-10 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种多分支超短曲率半径井眼完井防砂管柱结构 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP3036394A1 (en) | 2016-06-29 |
WO2015094347A1 (en) | 2015-06-25 |
CN105637171B (zh) | 2019-05-10 |
AU2013408195B2 (en) | 2017-08-10 |
RU2016113872A (ru) | 2017-10-17 |
US20160194930A1 (en) | 2016-07-07 |
EP3036394A4 (en) | 2017-03-08 |
SG11201601745UA (en) | 2016-04-28 |
BR112016008075A2 (zh) | 2017-08-01 |
RU2652042C2 (ru) | 2018-04-24 |
AU2013408195A1 (en) | 2016-03-24 |
CA2924466C (en) | 2020-03-31 |
BR112016008075B1 (pt) | 2021-11-16 |
CA2924466A1 (en) | 2015-06-25 |
MX2016004548A (es) | 2016-07-05 |
AR098714A1 (es) | 2016-06-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6712148B2 (en) | Junction isolation apparatus and methods for use in multilateral well treatment operations | |
US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
US11629580B2 (en) | Multi-zone single trip completion system | |
US9422792B2 (en) | Washpipe isolation valve and associated systems and methods | |
US10323488B2 (en) | Gravel pack service tool with enhanced pressure maintenance | |
AU2013200438B2 (en) | A method and system of development of a multilateral well | |
US20130062066A1 (en) | Multi-Zone Screened Fracturing System | |
US20160215581A1 (en) | Method and apparatus for well completion | |
WO2016028513A1 (en) | Hydraulic fracturing while drilling and/or tripping | |
CN105637171A (zh) | 多分支井眼增产 | |
US10941640B2 (en) | Multi-functional sleeve completion system with return and reverse fluid path | |
US20210404298A1 (en) | Expandable liner hanger with post-setting fluid flow path | |
CA2890057A1 (en) | Multi-zone screened fracturing system | |
US20170335667A1 (en) | Method for well completion | |
CA2918439A1 (en) | Method and apparatus for well completion |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20190510 Termination date: 20201220 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |