EA003010B1 - Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин - Google Patents
Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- EA003010B1 EA003010B1 EA200200239A EA200200239A EA003010B1 EA 003010 B1 EA003010 B1 EA 003010B1 EA 200200239 A EA200200239 A EA 200200239A EA 200200239 A EA200200239 A EA 200200239A EA 003010 B1 EA003010 B1 EA 003010B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- casing
- branch
- borehole
- wellbore
- main
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B41/0042—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches characterised by sealing the junction between a lateral and a main bore
Abstract
Система буровых скважин, содержащая основную буровую скважину, проходящую в земную формацию, ответвленную буровую скважину, проходящую от выбранного местоположения основной буровой скважины в земную формацию, и обсадную трубу, расположенную в основной буровой скважине. В обсадной трубе расположено ответвляющее устройство, соединенное с трубопроводом, проходящим через обсадную трубу к оборудованию буровой скважины на поверхности, и имеющее основной бур в жидкостной связи с оборудованием буровой скважины через трубопровод, и бур ответвления, обеспечивающий жидкостную связь между основным буром и ответвленной буровой скважиной через оконный проем, выполненный в обсадной трубе. Между ответвляющим устройством и внутренней поверхностью обсадной трубы размещено уплотнение для предотвращения жидкостной связи между оконным проемом и внутренней частью обсадной трубы.
Description
Настоящее изобретение касается системы буровых скважин, содержащей основную буровую скважину, проходящую в земную формацию, ответвленную буровую скважину, проходящую от выбранного местоположения основной буровой скважины в земную формацию, и обсадную трубу, расположенную в основной буровой скважине, причем такая система буровых скважин обычно называется многоответвленной системой. Ответвленную буровую скважину можно создавать вместе с основной буровой скважиной посредством единого технологического процесса бурения или можно создавать на последующей стадии после периода времени создания основной буровой скважины.
В случае создания ответвленной буровой скважины на такой последующей стадии обычно нежелательно, чтобы буровой раствор и/или кусочки породы попадали внутрь обсадной трубы основной буровой скважины. Кроме того, обычно нежелательно, чтобы углеводородная текучая среда текла из земной формации в обсадную трубу в местоположении соединения основной буровой скважины и ответвленной буровой скважины.
Целью настоящего изобретения является создание адекватной системы многоответвленной буровой скважины, предотвращающей нежелательный приток бурового раствора в обсадную трубу при бурении ответвленной буровой скважины и нежелательный приток углеводородной текучей среды в обсадную трубу в месте соединения основной буровой скважины и ответвленной буровой скважины.
Согласно изобретению создана система буровых скважин, содержащая основную буровую скважину, проходящую в земную формацию, ответвленную буровую скважину, проходящую от выбранного местоположения основной буровой скважины в земную формацию, обсадную трубу, расположенную в основной буровой скважине, ответвляющее устройство, расположенное в обсадной трубе и соединенное с трубопроводом, проходящим через обсадную трубу к оборудованию буровой скважины на поверхности и имеющее основной бур, находящийся в жидкостной связи с оборудованием буровой скважины через трубопровод, и бур ответвления, обеспечивающий жидкостную связь между основным буром и ответвленной буровой скважиной через оконный проем, выполненный в обсадной трубе, уплотнение, размещенное между ответвляющим устройством и внутренней поверхностью обсадной трубы, для предотвращения жидкостной связи между оконным проемом и внутренней частью обсадной трубы.
Оконный проем находится в жидкостной связи с буром ответвления ответвляющего устройства и с буровой скважиной ответвления. Поскольку уплотнение предотвращает жидкостную связь между оконным проемом и внутрен ней частью обсадной трубы, предотвращается проникновение буровой жидкости, присутствующей в буре ответвления и в ответвленной буровой скважине при бурении последней, внутрь обсадной трубы. Уплотнение предотвращает также проникновение любой углеводородной текучей среды, имеющейся в буре ответвления и ответвленной буровой скважине во время добычи углеводородной текучей среды во внутреннюю часть обсадной трубы.
Подходящей основной буровой скважиной является существующая буровая скважина, а ответвленную буровую скважину бурят в период времени после того, как основная буровая скважина становится действующей для добычи углеводородной текучей среды.
Основная буровая скважина обычно проходит от поверхности через перегруженный слой и слой покрывающих пород в резервуар углеводородной текучей среды земной формации. Ответвленную буровую скважину можно соответственно бурить в зону земной формации, содержащую углеводородную текучую среду, на сравнительно большом расстоянии от основной буровой скважины, если ответвляющее устройство размещено относительно высоко в основной буровой скважине, например, в перегруженном слое.
Подходящей основной буровой скважиной является существующая буровая скважина, а ответвленную буровую скважину бурят в период времени после того, как основная буровая скважина становится действующей для добычи углеводородной текучей среды.
Далее изобретение будет описано более подробно и посредством примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 схематично представляет продольный разрез варианта осуществления системы буровых скважин согласно изобретению в процессе бурения;
фиг. 2 схематично представляет поперечный разрез по линии А-А фиг. 1;
фиг. 3 схематично представляет разрез по линии В-В фиг. 2;
фиг. 4 схематично представляет продольный разрез показанного на фиг. 1 варианта осуществления системы в процессе добычи углеводородной текучей среды.
На фиг. 1 и 2 показана система буровых скважин, содержащая основную буровую скважину 1, образованную в земной формации 3 и снабженную обсадной трубой 5, которая может быть обычной обсадной трубой или расширяемой обсадной трубой. Основная буровая скважина проходит от поверхности земли (на чертеже не показана) к резервуару углеводородной текучей среды (на чертеже не показан) земной формации. Направление от поверхности к резервуару показано стрелкой 7.
Ответвляющее устройство в виде оправки 9 размещают в буровой скважине 1. Оправка 9 соединена с верхним трубопроводом 10а, проходящим через обсадную трубу 5 к буровой установке или установке с намотанным трубопроводом на поверхности (на чертеже не показана), и с нижним трубопроводом 10Ь, проходящим через обсадную трубу 5 к впускному каналу (на чертеже не показан) углеводородной текучей среды, расположенному в нижней части основной буровой скважины 1. Оправка 9 имеет также основной бур 12, находящийся в жидкостной связи с буровой установкой через верхний трубопровод 10 и в жидкостной связи с впускным каналом углеводородной текучей среды через нижний трубопровод 10Ь. Оправка 9 имеет также бур 14 ответвления, проходящий от основного бура 12 к оконному проему 16, образованному в обсадной трубе 5. Ответвленная буровая скважина 18 проходит от оконного проема 16 в земную формацию 3 и выровнена с буром 14 ответвления оправки 9. Колонна 19 бурильных труб проходит от буровой установки через трубопровод 10, основной бур 12, бур 14 ответвления и оконный проем 16 в ответвленную буровую скважину 18. Колонна бурильных труб на своем нижнем конце снабжена буровой коронкой (на чертеже не показана). Узел 21 пакера и отклонителя, включающий в себя пакер 21а и отклонитель 21Ь, размещен в основном буре 12 ниже соединения с буром 14 ответвления. Пакер 21а уплотняет нижнюю часть основного бура 12 и поддерживает отклонитель 21Ь в местоположении так, чтобы направлять колонну бурильных труб от основного бура 12 в бур 14 ответвления.
Непрерывное уплотнение 20 овальной формы расположено между оправкой 9 и внутренней поверхностью обсадной трубы 5, проходит вокруг оконного проема 16 обсадной трубы и закреплено в канавке 22 овальной формы, выполненной в наружной поверхности оправки 9. Уплотнение 20 выполнено из способного деформироваться металлического материала или эластомерного материала или их комбинации.
Тело бурового раствора 24 находится в пространстве, образованном между колонной 19 бурильных труб, с одной стороны, и трубопроводом 10а, основным буром 12, буром 14 ответвления, оконным проемом 16 и ответвленной буровой скважиной 18, с другой стороны.
Оправка 9 снабжена вторичными бурами 26, 28. Между наружной поверхностью оправки 9 и внутренней поверхностью обсадной трубы 5 имеется зазор 30. Каждый из вторичных буров 26, 28 и зазора 30 обеспечивает жидкостную связь между внутренней частью обсадной трубы 5 ниже и выше оправки 9.
Как далее показано на фиг. 3, оправка 9 и уплотнение 20 форсируются к внутренней поверхности обсадной трубы 5 на боковой стороне оконного проема 16 под действием двух активизирующих элементов 32, 34. Каждый активизирующий элемент 32, 34 размещен в углублении
36, 38 оправки 9 на наружной ее поверхности и включает в себя пару клиновидных элементов в форме шлипсов 40, 42, способных перемещаться между выдвинутым положением и втянутым положением, в котором шлипсы 40, 42 находятся на более коротком взаимном расстоянии, чем в выдвинутом положении. Каждый шлипс 40, 42 имеет первую контактную поверхность 44, 46, выровненную с внутренней поверхностью обсадной трубы 5 и соприкасающуюся с ней, и вторую контактную поверхность 48, 50, выровненную с наклонной поверхностью 52, 54 оправки и соприкасающуюся с ней. Первая контактная поверхность 44, 46 снабжена упрочненными металлическими зубцами (на чертеже не показанные) для увеличения удерживающей способности первой поверхности относительно обсадной трубы. Направление наклона наклонных поверхностей 50, 52 таково, что активизирующий элемент 32, 34 радиально расширяется при перемещении шлипсов 40, 42 из выдвинутого положения во втянутое положение. Запоминающий металлический элемент 56 взаимосвязывает шлипсы 40, 42 и перемещает шлипсы 40, 42 из выдвинутого положения во втянутое положение при достижении температуры перехода.
На фиг. 4 показана система буровых скважин фиг. 1-3, на которой колонна 19 бурильных труб и узел 21 отклонителя и пакера удалены из системы буровых скважин. Трубчатый вкладыш 62 проходит от бура 14 ответвления через оконный проем 16 в буровую скважину 18 ответвления. Верхняя концевая часть вкладыша 62 проходит в бур 14 ответвления и снабжена кольцевым уплотняющим элементом 64, который действует между радиально втянутым положением, в котором имеется зазор между уплотняющим элементом 64 и буром 14 ответвления, и радиально выдвинутым положением, в котором вкладыш уплотнен относительно бура 14 ответвления. Элемент 64 уплотнения включает в себя запоминающий металлический активатор (на чертеже не показан) для перемещения уплотняющего элемента из радиально втянутого положения в радиально выдвинутое положение. Буровая установка на поверхности заменена оборудованием добычи углеводородной текучей среды (на чертеже не показано).
Во время нормальной работы основная буровая скважина 1 является существующей буровой скважиной, а ответвленную буровую скважину 18 следует бурить из существующей буровой скважины. Каждый запоминающий металлический элемент 56 имеет температуру, ниже его температуры перехода, так что активизирующие элементы 32, 34 оказываются в их выдвинутом положении. Оправку 9 опускают по обсадной трубе 5 к местоположению, где должна начинаться ответвленная буровая скважина, в силу чего во время опускания оправка центруется в обсадной трубе 5 посредством подходя щих центраторов (не показаны), чтобы защитить уплотнение 20 от контакта с обсадной трубой. При нахождении оправки 9 в требуемом местоположении через верхний трубопровод 10а опускают нагревающее устройство (не показано) в основной бур 12, где нагревающее устройство приводится в действие для нагревания запоминающего металлического элемента 56. При достижении своей температуры перехода запоминающий металлический элемент 56 втягивается, и вследствие этого шлипсы 40, 42 перемещаются из выдвинутого положения во втянутое положение. В результате шлипсы 40, 42 становятся плотно прижатыми к одной стороне внутренней поверхности обсадной трубы 5, а уплотнение 20 становится плотно прижатым к противоположной стороне внутренней поверхности обсадной трубы 5. Вследствие этого оправка оказывается блокированной в обсадной трубе и уплотнение 20 деформируется, чтобы образовать уплотнение металла к металлу с обсадной трубой.
Затем опускают узел 21 пакера и отклонителя через верхний трубопровод 10а в основной бур 12 и неподвижно располагают в основном буре 12 посредством активизирования пакера 21а. Затем колонну 19 бурильных труб опускают через верхний трубопровод 10а в основной бур 12. После соприкосновения с отклонителем 21Ь колонна 19 бурильных труб направляется отклонителем 21Ь в бур 14 ответвления, пока буровая коронка не войдет в соприкосновение с внутренней поверхностью обсадной трубы 5. Затем колонну бурильных труб вращают и благодаря этому фрезеруют оконный проем 16 в обсадной трубе 5 и впоследствии бурят ответвленную буровую скважину 18. Буровой раствор циркулирует обычным способом через колонну 19 бурильных труб к буровой коронке и оттуда через оконный проем 16 в ответвленную буровую скважину 18, бур 14 ответвления, основной бур 12 и верхний трубопровод 10а к поверхности. Уплотнение 20 предотвращает проникновение бурового раствора и кусочков породы в пространство 60, образованное между обсадной трубой 5 с одной стороны и оправкой 9, верхним трубопроводом 10а и нижним трубопроводом 10Ь с другой стороны. Бурение продолжается до тех пор, пока ответвленная буровая скважина 18 не достигнет зоны, содержащей углеводородную текучую среду (не показана) земной формации. Во время бурения пространство 60 заполняется водой, рапой или воздухом.
После завершения бурения колонну 19 бурильных труб удаляют из системы буровых скважин и через верхний трубопровод 10а опускают вкладыш 62 в бур 14 ответвления и оттуда в ответвленную буровую скважину 18. Нагревающее устройство (не показано) опускают в верхнюю концевую часть вкладыша 62 и приводят в действие, вследствие этого поднимая температуру запоминающего металлического акти ватора до уровня, выше его температуры перехода и вызывая радиальное расширение уплотняющего элемента 64 и вследствие этого уплотнение вкладыша 62 относительно внутренней поверхности бура 14 ответвления. Вкладыш 62 подвешивают в этом положении обычным подвесным устройством вкладыша (не показано).
Затем осуществляют добычу углеводородной текучей среды из земной формации, посредством чего первый поток углеводородной текучей среды течет через трубопровод 10Ь, основной бур 12 и трубопровод 10а к оборудованию добычи углеводородной текучей среды, а второй поток - из зоны, содержащей углеводородную текучую среду, протекает во вкладыш 62 и оттуда через основной бур 12 в верхний трубопровод 10а, где первый поток и второй поток сливаются. Во время добычи углеводородной текучей среды уплотнение 20 предотвращает выход углеводородной текучей среды из бура 14 ответвления в пространство 60 в случае отказа уплотняющего элемента 64. Кроме того, уплотнение 20 дополнительно предотвращает приток углеводородной текучей среды из земной формации 3 через оконный проем 16 в пространство 60.
Обсадная труба 5 соответственно снабжена впускным каналом (не показанным), находящимся в жидкостной связи с резервуаром углеводородной текучей среды земной формации 3, посредством чего во время бурения и/или во время добычи углеводородной текучей среды углеводородная текучая среда добывается из резервуара через впускной канал в обсадную трубу 5 и из нее через пространство 60, вторичные буры 26, 28 и зазор 30 на поверхность.
Следует понимать, что вместо одной ответвленной буровой скважины система буровых скважин может содержать множество ответвленных буровых скважин, соединенных с основной буровой скважиной на различной глубине, причем каждая ответвленная буровая скважина создается и работает описанным выше способом.
Вместо одного непрерывного уплотнения, расположенного между оправкой и внутренней поверхностью обсадной трубы, система буровых скважин может включать в себя множество таких уплотнений, расположенных на взаимно различных расстояниях от оконного проема.
Вместо вращения буровой коронки посредством вращения колонны бурильных труб на поверхности, буровую коронку можно вращать посредством забойного двигателя, введенного в колонну бурильных труб.
Вместо бурения оконного проема после установки оправки в обсадной трубе можно фрезеровать оконный проем и бурить ответвленную буровую скважину перед установлением оправки. Чтобы выровнять оправку точно с оконным проемом, бур ответвления можно снабдить пружиной, нагруженной блоком воло003010 чения, подвешенным в буре ответвления посредством подвесной системы, типа канавки и хомутика. Блок волочения протаскивают относительно обсадной трубы при перемещении оправки в обсадную трубу. Когда оправка достигает глубины оконного проема, ею управляют, пока блок волочения не войдет в оконный проем, обеспечивая тем самым положительное расположение оправки относительно оконного проема. После активизации шлипсов пружину, нагруженную блоком волочения, удаляют из буровой скважины, например, используя извлекающий инструмент на бурильной трубе или намотанный трубопровод.
Один или несколько вторичных буров можно использовать в качестве прохода для электрических кабелей или гидравлических трубопроводов для передачи энергии или связи.
Claims (11)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система буровых скважин, содержащая основную буровую скважину, проходящую в земную формацию, ответвленную буровую скважину, проходящую от выбранного местоположения основной буровой скважины в земную формацию, обсадную трубу, размещенную в основной буровой скважине, ответвляющее устройство, расположенное в обсадной трубе, соединенное с трубопроводом, проходящим через обсадную трубу к оборудованию буровой скважины на поверхность, и имеющее основной бур, находящийся в жидкостной связи с оборудованием буровой скважины через трубопровод, и бур ответвления, обеспечивающий жидкостную связь между основным буром и ответвленной буровой скважиной через оконный проем, выполненный в обсадной трубе, уплотнение, размещенное между ответвляющим устройством и внутренней поверхностью обсадной трубы для предотвращения жидкостной связи между оконным проемом и внутренней частью обсадной трубы.
- 2. Система буровых скважин по п.1, в которой уплотнение проходит вокруг оконного проема.
- 3. Система буровых скважин по п.2, в которой уплотнение активизируется, по меньшей мере, одним активизирующим элементом, избирательно прилагающим силу к ответвляющему устройству в направлении оконного проема.
- 4. Система буровых скважин по п.3, в которой каждый активизирующий элемент содержит пару клиновидных элементов, способных перемещаться между выдвинутым положением и втянутым положением, в котором клиновидные элементы расположены на меньшем взаимном расстоянии, чем в выдвинутом положении, при этом выдвинутом положении активизирующий элемент допускает перемещение ответвляющего устройства через обсадную трубу, а во втянутом положении прилагает упомянутое усилие к ответвляющему устройству.
- 5. Система буровых скважин по п.4, в которой активизирующий элемент содержит запоминающий металлический элемент, взаимосоединяющий клиновидные элементы, и приспособленный перемещать клиновидные элементы из выдвинутого положения во втянутое положение при достижении температуры перехода запоминающего металлического элемента.
- 6. Система буровых скважин по любому из пп.1-5, в которой оборудованием буровой скважины является буровое оборудование, и колонна бурильных труб проходит через трубопровод, основной бур и бур ответвления в буровую скважину ответвления.
- 7. Система буровых скважин по любому из пп.1-5, в которой оборудованием буровой скважины является оборудование для добычи углеводородной текучей среды, и обсадная труба ответвления проходит от бура ответвления в ответвленную буровую скважину.
- 8. Система буровых скважин по п.7, в которой обсадная труба ответвления проходит в бур ответвления, и кольцевой уплотняющий элемент размещен между обсадной трубой ответвления и ответвленной буровой скважиной.
- 9. Система буровых скважин по любому из пп.1-8, в которой трубопровод является основным трубопроводом, и имеется вторичный трубопровод, проходящий через обсадную трубу и обеспечивающий жидкостную связь между основным буром и резервуаром углеводородной текучей среды земной формации.
- 10. Система буровых скважин по любому из пп.1-9, дополнительно содержащая канал для углеводородной текучей среды, текущей через обсадную трубу из внутренней части обсадной трубы ниже ответвляющего устройства во внутреннюю часть обсадной трубы выше ответвляющего устройства.
- 11. Система буровых скважин по п.10, в которой канал образован посредством зазора между ответвляющим устройством и обсадной трубой.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP99306278 | 1999-08-09 | ||
PCT/EP2000/007734 WO2001011185A1 (en) | 1999-08-09 | 2000-08-08 | Drilling and completion system for multilateral wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200200239A1 EA200200239A1 (ru) | 2002-06-27 |
EA003010B1 true EA003010B1 (ru) | 2002-12-26 |
Family
ID=8241566
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200200239A EA003010B1 (ru) | 1999-08-09 | 2000-08-08 | Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин |
Country Status (15)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6464001B1 (ru) |
EP (1) | EP1204808B1 (ru) |
CN (1) | CN1222678C (ru) |
AU (1) | AU761660B2 (ru) |
BR (1) | BR0013103A (ru) |
CA (1) | CA2381286C (ru) |
DE (1) | DE60012540T2 (ru) |
DZ (1) | DZ3217A1 (ru) |
EA (1) | EA003010B1 (ru) |
EG (1) | EG22205A (ru) |
GC (1) | GC0000136A (ru) |
MX (1) | MXPA02001401A (ru) |
NO (1) | NO324362B1 (ru) |
OA (1) | OA11895A (ru) |
WO (1) | WO2001011185A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6547006B1 (en) | 1996-05-02 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore liner system |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
US8506739B2 (en) | 2002-07-02 | 2013-08-13 | Createx S.A. | Method of producing sails using reinforced, formed fabrics |
ATE520587T1 (de) | 2002-07-02 | 2011-09-15 | Createx S A | Geformten und verstärkten bahnen |
US6863126B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Alternate path multilayer production/injection |
US6840321B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US7373984B2 (en) * | 2004-12-22 | 2008-05-20 | Cdx Gas, Llc | Lining well bore junctions |
US9187995B2 (en) * | 2012-11-08 | 2015-11-17 | Baker Hughes Incorporated | Production enhancement method for fractured wellbores |
RU2638601C1 (ru) * | 2013-12-16 | 2017-12-14 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Гравиметрическое средство и способ ориентации обсадных колонн |
WO2016108815A1 (en) | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
BR112017010316B1 (pt) * | 2014-12-29 | 2021-11-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sistema de isolamento de um poço de exploração, e, método de isolamento temporário de um poço de exploração |
Family Cites Families (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5318122A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
US5361843A (en) | 1992-09-24 | 1994-11-08 | Halliburton Company | Dedicated perforatable nipple with integral isolation sleeve |
US5462120A (en) * | 1993-01-04 | 1995-10-31 | S-Cal Research Corp. | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes |
US5388648A (en) | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
GB2320735B (en) * | 1994-09-15 | 1998-11-04 | Baker Hughes Inc | Cementing method for multi-lateral completion and the juncture with lateral wellbores |
RU2079633C1 (ru) | 1994-09-22 | 1997-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛОКС" | Способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины |
US5829520A (en) | 1995-02-14 | 1998-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for testing, completion and/or maintaining wellbores using a sensor device |
AU5096096A (en) | 1995-02-14 | 1996-09-11 | Baker Hughes Incorporated | Casing with a laterally extendable tubular member and method for sand control in wells |
US6336507B1 (en) | 1995-07-26 | 2002-01-08 | Marathon Oil Company | Deformed multiple well template and process of use |
FR2737534B1 (fr) | 1995-08-04 | 1997-10-24 | Drillflex | Dispositif de chemisage d'une bifurcation d'un puits, notamment de forage petrolier, ou d'une canalisation, et procede de mise en oeuvre de ce dispositif |
US5715891A (en) * | 1995-09-27 | 1998-02-10 | Natural Reserves Group, Inc. | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access |
US5680901A (en) * | 1995-12-14 | 1997-10-28 | Gardes; Robert | Radial tie back assembly for directional drilling |
US5941308A (en) * | 1996-01-26 | 1999-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Flow segregator for multi-drain well completion |
US5944107A (en) | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
US6056059A (en) | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
GB2315504B (en) * | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
US5944108A (en) * | 1996-08-29 | 1999-08-31 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
WO1998009053A2 (en) | 1996-08-30 | 1998-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing a junction on a multilateral well |
US5979560A (en) | 1997-09-09 | 1999-11-09 | Nobileau; Philippe | Lateral branch junction for well casing |
US6253852B1 (en) | 1997-09-09 | 2001-07-03 | Philippe Nobileau | Lateral branch junction for well casing |
WO1999013195A1 (en) | 1997-09-09 | 1999-03-18 | Philippe Nobileau | Apparatus and method for installing a branch junction from a main well |
US6065543A (en) * | 1998-01-27 | 2000-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
US6053254A (en) * | 1998-06-29 | 2000-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for providing selective wellbore access |
CA2244451C (en) * | 1998-07-31 | 2002-01-15 | Dresser Industries, Inc. | Multiple string completion apparatus and method |
AU757221B2 (en) | 1998-11-04 | 2003-02-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Wellbore system including a conduit and an expandable device |
CA2297595A1 (en) | 1999-01-29 | 2000-07-29 | Baker Hughes Incorporated | Flexible swage |
MY120832A (en) | 1999-02-01 | 2005-11-30 | Shell Int Research | Multilateral well and electrical transmission system |
MY121129A (en) | 1999-02-01 | 2005-12-30 | Shell Int Research | Method for creating secondary sidetracks in a well system |
US6253846B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-07-03 | Shell Oil Company | Internal junction reinforcement and method of use |
US6419026B1 (en) | 1999-12-08 | 2002-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for completing a wellbore |
-
2000
- 2000-08-07 GC GCP2000792 patent/GC0000136A/xx active
- 2000-08-07 EG EG20001025A patent/EG22205A/xx active
- 2000-08-08 CA CA002381286A patent/CA2381286C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-08 AU AU69941/00A patent/AU761660B2/en not_active Ceased
- 2000-08-08 CN CN00811497.8A patent/CN1222678C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-08 DZ DZ003217A patent/DZ3217A1/fr active
- 2000-08-08 BR BR0013103-2A patent/BR0013103A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-08-08 OA OA1200200049A patent/OA11895A/en unknown
- 2000-08-08 WO PCT/EP2000/007734 patent/WO2001011185A1/en active IP Right Grant
- 2000-08-08 DE DE60012540T patent/DE60012540T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-08-08 EP EP00958403A patent/EP1204808B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-08-08 MX MXPA02001401A patent/MXPA02001401A/es unknown
- 2000-08-08 EA EA200200239A patent/EA003010B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-08-09 US US09/635,058 patent/US6464001B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-02-08 NO NO20020625A patent/NO324362B1/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20020625D0 (no) | 2002-02-08 |
AU761660B2 (en) | 2003-06-05 |
EP1204808B1 (en) | 2004-07-28 |
NO20020625L (no) | 2002-02-08 |
MXPA02001401A (es) | 2002-08-12 |
DE60012540D1 (de) | 2004-09-02 |
CN1369032A (zh) | 2002-09-11 |
EP1204808A1 (en) | 2002-05-15 |
WO2001011185A1 (en) | 2001-02-15 |
AU6994100A (en) | 2001-03-05 |
EA200200239A1 (ru) | 2002-06-27 |
NO324362B1 (no) | 2007-10-01 |
GC0000136A (en) | 2005-06-29 |
DE60012540T2 (de) | 2004-12-30 |
CA2381286C (en) | 2008-06-17 |
CN1222678C (zh) | 2005-10-12 |
US6464001B1 (en) | 2002-10-15 |
OA11895A (en) | 2006-03-28 |
BR0013103A (pt) | 2002-04-30 |
DZ3217A1 (fr) | 2001-02-15 |
EG22205A (en) | 2002-10-31 |
CA2381286A1 (en) | 2001-02-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10612342B2 (en) | Plugging tool, and method of plugging a well | |
EP1133617B1 (en) | Wellbore system including a conduit and an expandable device | |
US8122958B2 (en) | Method and device for transferring signals within a well | |
EP3704345B1 (en) | Through tubing p&a with bismuth alloys | |
RU2320840C2 (ru) | Способ бурения | |
CA2453459C (en) | Apparatus and method for drilling with casing | |
US4396075A (en) | Multiple branch completion with common drilling and casing template | |
US20070261850A1 (en) | Stage cementing methods used in casing while drilling | |
NO322081B1 (no) | Foringsbossing for bruk naer en krysning mellom en hovedbronnstromningsleder og en lateral bronnboring | |
NO329560B1 (no) | Fremgangsmate for komplettering av borehullsoperasjoner i et borehull | |
CA2915624A1 (en) | Tool assembly and process for drilling branched or multilateral wells with whipstock | |
NO20110538L (no) | Fremgangsmate og apparat for a danne og komplettere bronnboringer | |
NO317126B1 (no) | Fremgangsmate til injeksjon av boreavfall i en bronn under boring | |
EA003010B1 (ru) | Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин | |
EP3538739B1 (en) | Production tubing conversion device and methods of use | |
RU2776020C1 (ru) | Дефлекторный узел с окном для многоствольной скважины, система многоствольной скважины и способ формирования системы многоствольной скважины | |
NO20180239A1 (en) | A plugging tool, and method of plugging a well | |
GB2226583A (en) | Method of placing a pipe string in a borehole and pipe section for use in the method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |