EA039909B1 - System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole - Google Patents
System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole Download PDFInfo
- Publication number
- EA039909B1 EA039909B1 EA202090723A EA202090723A EA039909B1 EA 039909 B1 EA039909 B1 EA 039909B1 EA 202090723 A EA202090723 A EA 202090723A EA 202090723 A EA202090723 A EA 202090723A EA 039909 B1 EA039909 B1 EA 039909B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- latch
- orienting
- keys
- subassembly
- profile
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Данное изобретение относится в целом к оборудованию, применяемому в сочетании с операциями, которые выполняют в подземных скважинах, и, в частности, к системе выверки защелочного узла относительно защелочного соединителя по окружности в подземной скважине.This invention relates generally to equipment used in conjunction with operations that are performed in underground wells, and in particular to a system for aligning a latch assembly to a latch connector circumferentially in a subterranean well.
Уровень техникиState of the art
Без ограничения объема данного изобретения его уровень техники будет описан, в качестве примера, в отношении образования отверстия в обсадной колонне для многоствольной скважины.Without limiting the scope of the present invention, its prior art will be described, as an example, in relation to the formation of a hole in a casing string for a multilateral well.
В многоствольных скважинах обычной практикой является бурение ответвления бокового ствола скважины, проходящего в боковом направлении от пересечения с основным или исходным стволом скважины. Как правило, когда обсадная колонна установлена и исходный ствол скважины освоен, отклоняющий узел, такой как скважинный отклонитель, размещают в обсадной колонне в месте желаемого пересечения стволов скважины, а затем одну или более фрез отклоняют в сторону от скважинного отклонителя для образования отверстия сквозь боковую стенку колонны обсадных труб.In multilateral wells, it is common practice to drill a lateral wellbore that extends laterally from the intersection with the main or parent wellbore. Typically, once the casing is set and the original wellbore is completed, a diverter assembly, such as a whipstock, is placed in the casing at the desired intersection of the wellbores, and then one or more cutters are deflected away from the whipstock to form a hole through the side wall. casing strings.
В определенных системах желательным является бурение бокового ствола скважины в некотором заданном направлении от исходного ствола скважины, например из верхней части исходного ствола скважины. В таких системах необходимо образовать отверстие в заданной окружной ориентации по отношению к исходной колонне обсадных труб. Для того чтобы правильно расположить и вращением сориентировать скважинный отклонитель таким образом, чтобы расфрезеровывать отверстие в нужном направлении, защелочный узел, соединенный со скважинным отклонителем, закрепляют и вращением ориентируют в защелочном соединителе, соединенным с обсадной колонной. Защелочный узел обычно содержит группу подпружиненных защелочных ключей, каждый из которых имеет крепежный и ориентирующий профиль, вставляемый в защелочный профиль, образованный внутри защелочного соединителя. Таким образом, когда защелочные ключи защелочного узла находятся в функциональном зацеплении с защелочным профилем защелочного соединителя, защелочный узел и соединенное с ним оборудование закрепляют в осевом направлении и по окружности и вращением ориентируют в нужном направлении внутри обсадной колонны.In certain systems, it is desirable to drill a lateral wellbore in some predetermined direction from the original wellbore, such as from the top of the original wellbore. In such systems, it is necessary to form a hole in a given circumferential orientation with respect to the original casing string. In order to properly position and rotate the whipstock to mill the hole in the desired direction, the snap assembly connected to the whipstock is secured and rotated into the snap connector connected to the casing. The latch assembly typically comprises a group of spring-loaded latch keys, each of which has a mounting and orienting profile that fits into a latch profile formed within the latch connector. Thus, when the latch assembly's latch keys are operatively engaged with the latch connector's latch profile, the latch assembly and associated equipment are axially and circumferentially secured and rotated in the desired direction within the casing string.
Однако было обнаружено, что в некоторых скважинных системах, таких как глубокие или удлиненные скважины, закрепление защелочного узла в защелочном соединителе вращением может быть осложнено. На практике, как правило, после того, как защелочный узел находится, по существу, на глубине, буровой снаряд, несущий защелочный узел, медленно поворачивают и опускают в скважину. Эта операция предназначена для осевого расположения защелочного узла в защелочном соединителе и выверки защелочного узла в защелочном соединителе с помощью вращения согласно нужной окружной ориентации, о чем свидетельствует сигнал крутящего момента на поверхности. Однако в вышеуказанных глубоких или удлиненных скважинах задержка сигнала крутящего момента, достигающего поверхности, из-за податливости при кручении и скручиванию рабочей колонны, например, может привести к перегрузке защелочных ключей, расцеплению защелочного узла с защелочным соединителем или другой неисправности.However, it has been found that in some downhole systems, such as deep or elongated wells, rotating the latch assembly into the latch connector can be difficult. In practice, typically after the latch assembly is substantially at depth, the drill string carrying the latch assembly is slowly rotated and lowered into the hole. This operation is designed to axially position the snap assembly in the snap connector and align the snap assembly in the snap connector by rotating it to the desired circumferential orientation as indicated by the surface torque signal. However, in the above deep or elongated wells, delay in the torque signal reaching the surface due to torsional compliance and workstring twisting, for example, may result in overloading of the latch keys, disengagement of the latch assembly from the latch connector, or other failure.
Соответственно, возникла необходимость в усовершенствованной системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в подземной скважине. К тому же возникла необходимость в такой усовершенствованной системе, которая может применяться в глубоких или удлиненных скважинах. Кроме того, возникла необходимость в такой усовершенствованной системе, которая не подвержена риску перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем во время ориентирования по окружности.Accordingly, a need has arisen for an improved system for aligning a downhole latch subsystem circumferentially in a subterranean well. In addition, there is a need for such an improved system that can be used in deep or elongated wells. In addition, there has been a need for such an improved system that does not run the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly from the latch connector during circumferential orientation.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
Данное изобретение, раскрытое в данном описании, относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Система по данному изобретению выполнена для применения в глубоких или удлиненных скважинах. Кроме того, система по данному изобретению не подвержена риску перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем во время ориентирования по окружности.The invention disclosed herein relates to a system for aligning a downhole latch subsystem around a circumference in a wellbore. The system of this invention is made for use in deep or elongated wells. In addition, the system of this invention does not run the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly from the latch connector during circumferential orientation.
В одном аспекте данное изобретение относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины, содержащей: обсадную колонну, располагаемую в стволе скважины; защелочный соединитель, соединенный с обсадной колонной, причем защелочный соединитель имеет защелочный профиль; желобный подузел, соединенный с обсадной колонной, причем желобный подузел имеет пролегающий в осевом направлении желобный профиль; буровой снаряд, располагаемый внутри обсадной колонны; защелочный узел, соединенный с буровым снарядом, причем защелочный узел содержит группу защелочных ключей, при этом защелочный соединитель и защелочный узел образуют указанную скважинную защелочную подсистему; и ориентирующий подузел, соединенный с буровым снарядом, причем ориентирующий подузел содержит группу ориентирующих ключей, распределенных в осевом направлении вдоль ориентирующего подузла. Ориентирующий подузел выполнен таким образом, что вращение ориентирующего подузла после осевой центровки ориентирующего подузла относительно желобного подузла приводит к функциональному зацеплению по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем и тем самым к выверке по окружности защелочного узла сIn one aspect, the invention relates to a system for aligning a downhole latch subsystem around a circumference in a wellbore, comprising: a casing string located in the wellbore; a snap connector connected to the casing, the snap connector having a snap profile; a trough subassembly connected to the casing, the trough subassembly having an axially extending trough profile; a drill string located inside the casing string; a latch assembly connected to the drill string, the latch assembly comprising a group of latch keys, the latch connector and the latch assembly forming said downhole latch subsystem; and an orienting subassembly connected to the drill string, the orienting subassembly comprising a group of orienting keys axially distributed along the orienting subassembly. The orienting sub-assembly is designed in such a way that the rotation of the orienting sub-assembly after axial alignment of the orienting sub-assembly with respect to the gutter sub-assembly leads to functional engagement of at least one orienting key with the gutter profile and thus to alignment around the circumference of the latch assembly with
- 1 039909 защелочным соединителем. Защелочный узел выполнен таким образом, что его осевая центровка относительно защелочного соединителя, после функционального зацепления по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем, приводит к функциональному зацеплению защелочных ключей с защелочным профилем.- 1 039909 snap connector. The latch assembly is designed in such a way that its axial alignment relative to the latch connector, after the functional engagement of at least one orienting key with the gutter profile, leads to the functional engagement of the latch keys with the latch profile.
В одном варианте реализации изобретения группа защелочных ключей может дополнительно содержать группу распределенных по окружности защелочных ключей. В этом варианте реализации изобретения каждый из защелочных ключей может дополнительно содержать осевые крепежные элементы и окружные крепежные элементы, и при этом окружные крепежные элементы каждого защелочного ключа отличаются от окружных крепежных элементов других защелочных ключей. В другом варианте реализации изобретения по меньшей мере некоторые ключи из группы распределенных в осевом направлении ориентирующих ключей могут постепенно становится шире по окружности от скважинного конца к верхнему концу ориентирующего подузла. В другом варианте реализации изобретения по меньшей мере некоторые ключи из группы распределенных в осевом направлении ориентирующих ключей могут иметь конусовидный передний край. В другом варианте реализации изобретения по меньшей мере некоторые ключи из группы распределенных в осевом направлении ориентирующих ключей могут иметь конусовидный задний край.In one embodiment, the group of latch keys may further comprise a group of circumferentially distributed latch keys. In this embodiment, each of the snap keys may further comprise axial fasteners and circumferential fasteners, wherein the circumferential fasteners of each latch key are different from the circumferential fasteners of the other snap keys. In another embodiment of the invention, at least some of the keys from the group of axially distributed orienting keys may progressively become wider circumferentially from the well end to the upper end of the orienting subassembly. In another embodiment of the invention, at least some of the keys from the group of axially distributed orienting keys may have a tapered leading edge. In another embodiment of the invention, at least some of the keys from the group of axially distributed orienting keys may have a tapered trailing edge.
В другом аспекте данное изобретение относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Данная система содержит наружный узел, содержащий защелочный соединитель, который имеет защелочный профиль, и желобный подузел, имеющий пролегающий в осевом направлении желобный профиль. Внутренний узел может быть расположен внутри наружного узла, при этом он содержит защелочный узел, имеющий группу защелочных ключей, и ориентирующий подузел, имеющий группу ориентирующих ключей. После осевой центровки ориентирующего подузла относительно желобного подузла вращение ориентирующего подузла приводит к функциональному зацеплению по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем, и, соответственно, осевая центровка защелочного узла относительно защелочного соединителя приводит к функциональному зацеплению защелочных ключей с защелочным профилем.In another aspect, the present invention relates to a system for aligning a downhole latch subsystem around a circumference in a wellbore. The system comprises an external assembly comprising a snap connector that has a snap profile and a gutter subassembly having an axially extending gutter profile. The inner node may be located inside the outer node, while it contains a latch node having a group of latch keys, and an orienting subnode having a group of orienting keys. After axial alignment of the orienting sub-assembly with respect to the gutter sub-assembly, rotation of the orienting sub-assembly results in functional engagement of at least one orienting key with the gutter profile, and accordingly, axial alignment of the latch assembly with respect to the latch connector results in functional engagement of the latch keys with the latch profile.
В одном варианте реализации изобретения защелочный соединитель и желобный подузел соединены вместе. В другом варианте реализации изобретения защелочный узел и ориентирующий подузел соединены вместе. В некоторых вариантах реализации изобретения внутренний узел содержит отклоняющий узел.In one embodiment, the snap connector and gutter subassembly are connected together. In another embodiment of the invention, the latch assembly and the orienting subassembly are connected together. In some embodiments of the invention, the internal node contains a deflecting node.
В следующем аспекте данное изобретение относится к способу выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Данный способ включает следующие этапы: расположение обсадной колонны в стволе скважины, при этом обсадная колонна содержит защелочный соединитель, имеющий защелочный профиль, и желобный подузел, имеющий пролегающий в осевом направлении желобный профиль; спуск бурового снаряда в обсадную колонну, при этом буровой снаряд содержит защелочный узел, имеющий группу защелочных ключей, и ориентирующий подузел, имеющий группу ориентирующих ключей; осевую центровку ориентирующего подузла относительно желобного подузла; вращение бурового снаряда в обсадной колонне с целью поворота ориентирующего подузла относительно желобного подузла; функциональное зацепление по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем и осевую центровку защелочного узла относительно защелочного соединителя и, следовательно, функциональное зацепление защелочных ключей с защелочным профилем.In a further aspect, the present invention relates to a method for aligning a downhole latch subsystem around a circumference in a wellbore. This method includes the following steps: positioning a casing string in a wellbore, wherein the casing string comprises a snap connector having a snap profile and a grooved subassembly having an axially extending groove profile; running the drill string into the casing string, the drill string comprising a latch assembly having a group of latch keys and an orienting subassembly having a group of orienting keys; axial alignment of the orienting subassembly relative to the gutter subassembly; rotating the drill string in the casing string to rotate the orienting subassembly relative to the grooved subassembly; functional engagement of at least one orienting key with the gutter profile and axial alignment of the latch assembly with respect to the latch connector and hence functional engagement of the latch keys with the latch profile.
Способ может также включать следующие этапы: обеспечение грубой предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля путем функционального зацепления по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем; осевой сдвиг по меньшей мере некоторой части ориентирующего ключа в желобном профиле; обеспечение точной предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля и/или осевое крепление и крепление по окружности защелочных ключей в защелочном профиле.The method may also include the following steps: providing a rough pre-circumferential alignment of the latch keys relative to the latch profile by operably engaging at least one orienting key with the groove profile; axial shift of at least some part of the orienting key in the gutter profile; ensuring accurate preliminary alignment around the circumference of the snap keys relative to the snap profile and/or axial fastening and fastening around the circumference of the snap keys in the snap profile.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
Для более полного понимания особенностей и преимуществ данного изобретения делаем ссылку на подробное описание изобретения вместе с прилагаемыми чертежами, на которых соответствующие ссылочные позиции относятся к соответствующим элементам и на которых:For a more complete understanding of the features and advantages of this invention, reference is made to the detailed description of the invention, together with the accompanying drawings, in which the corresponding reference numbers refer to the corresponding elements and in which:
фиг. 1 является схематичной иллюстрацией буровой морской платформы во время строительства многоствольной скважины после использования системы выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения;fig. 1 is a schematic illustration of an offshore drilling platform during construction of a multilateral well after using a borehole latch subsystem circumferential alignment system in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention;
фиг. 2А-2Н демонстрируют последовательные осевые секции системы выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении;fig. 2A-2H show successive axial sections of a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention, in cross section;
на фиг. 3 изображен защелочный соединитель для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении;in fig. 3 shows a snap connector for use in a circumferential alignment system for a downhole snap subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention, in cross section;
на фиг. 4 показан желобный подузел для применения в системе выверки по окружности скважиннойin fig. 4 shows a gutter subassembly for use in a borehole circumferential alignment system.
- 2 039909 защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении;- 2 039909 latch subsystem in an underground well in accordance with one of the embodiments of this invention in cross section;
на фиг. 5 изображен вид сбоку защелочного узла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения;in fig. 5 is a side view of a latch assembly for use in a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention;
на фиг. 6 показан защелочный узел для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении;in fig. 6 shows a latch assembly for use in a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention, in cross section;
на фиг. 7А-7В изображены виды сбоку ориентирующего подузла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения; и на фиг. 8А-8В показан ориентирующий подузел для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.in fig. 7A-7B are side views of an orienting subassembly for use in a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention; and in FIG. 8A-8B show an alignment subassembly for use in a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention, in cross section.
Подробное раскрытие изобретенияDetailed disclosure of the invention
В то время как реализация и применение различных вариантов данного изобретения будут подробно описаны ниже, следует отметить, что данное изобретение предусматривает множество применимых изобретательских замыслов, которые могут быть реализованы в широком разнообразии конкретных условий. Конкретные варианты реализации изобретения, обсуждаемые в данном документе, являются лишь иллюстрацией конкретных способов реализации и применения изобретения и не ограничивают объем данного изобретения.While the implementation and use of various variants of the present invention will be described in detail below, it should be noted that the present invention provides for many applicable inventive concepts that can be implemented in a wide variety of specific conditions. The specific embodiments of the invention discussed herein are merely illustrative of specific ways of making and using the invention and do not limit the scope of the invention.
На фиг. 1 схематически представлена система выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине, она обозначена позицией 10. Полупогружная буровая платформа 12 расположена по центру над покрытым водой нефтяным и газовым пластом 14, расположенным под морским дном 16. Подводный напорный трубопровод 18 проходит от площадки 20 платформы 12 к устьевой установке 22, которая содержит противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 содержит подъемное устройство 26 и башенную вышку 28 для подъема и опускания колонн труб, таких как колонна 30 бурильных труб. Основной ствол 32 скважины пробурен через различные земные пласты, включая пласт 14. Термины исходный и основной ствол скважины используют в данном документе для обозначения ствола скважины, от которого пробурен другой ствол скважины. Однако следует отметить, что исходный или основной ствол скважины не обязательно проходит прямо к земной поверхности, вместо этого он может представлять собой ответвление другого ствола скважины. Обсадную колонну 34 цементируют в основном стволе 32 скважины. Термин обсадные трубы используется в данном документе для обозначения колонны труб, применяемой в стволе скважины или для прокладывания ствола скважины. Обсадные трубы могут быть такого типа, который известен специалистам в данной области техники как обваловка или хвостовик, могут быть изготовлены из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и могут быть сегментированными или непрерывными, такими как безмуфтовая длинномерная труба.In FIG. 1 is a schematic representation of a system for aligning a well latch subsystem in a subterranean well and is designated 10. A semi-submersible drilling platform 12 is located centrally above a water-covered oil and gas formation 14 located below the seabed 16. A subsea penstock 18 extends from the platform platform 20 12 to a wellhead 22 that includes blowout preventers 24. The platform 12 includes a hoist 26 and a derrick 28 for raising and lowering tubing strings, such as a drill string 30. The main wellbore 32 is drilled through various earth formations, including formation 14. The terms original and main wellbore are used herein to refer to the wellbore from which another wellbore has been drilled. However, it should be noted that the original or main wellbore does not necessarily extend directly to the earth's surface, but may instead be a branch of another wellbore. The casing 34 is cemented in the main bore 32 of the well. The term casing is used herein to refer to a string of tubing used in a wellbore or for laying a wellbore. The casings may be of the type known to those skilled in the art as bunding or liner, may be made of any material such as steel or composite material, and may be segmented or continuous, such as sleeveless long pipe.
В обсадной колонне 34 предусмотрено место 36 отвода отверстия. Кроме того, обсадная колонна 34 содержит защелочный соединитель 38 и желобный подузел 40. Защелочный соединитель 38 имеет защелочный профиль, который входит в функциональное зацепление с защелочным ключом защелочного узла (не виден на фиг. 1) таким образом, что защелочный узел может быть закреплен в осевом направлении и ориентирован с помощью вращения в защелочном соединителе 38. Желобный подузел 40 имеет желобный профиль, который входит в функциональное зацепление с ориентирующими ключами ориентировочного подузла (не виден на фиг. 1). При управлении ориентирующим подузлом таким образом, что ориентирующие ключи входят в функциональное зацепление с желобным профилем желобного подузла 40, осуществляется предварительное центрирование защелочных ключей защелочного узла относительно защелочного профиля защелочного соединителя 38. После этого осевой сдвиг защелочного узла в защелочном соединителе 38 функционально зацепляет защелочные ключи защелочного узла с защелочным профилем защелочного соединителя 38.In the casing string 34 there is a place 36 for retracting the hole. In addition, casing 34 includes a latch connector 38 and a gutter subassembly 40. The latch connector 38 has a latch profile that is operatively engaged with a latch assembly latch key (not visible in FIG. 1) such that the latch assembly can be secured in axially and is oriented by rotation in the snap connector 38. The gutter subassembly 40 has a gutter profile that is operatively engaged with the orientation keys of the orientation subassembly (not visible in FIG. 1). By controlling the orienting subassembly so that the orienting keys are operatively engaged with the grooved profile of the grooved subassembly 40, the latch assembly's latch keys are preliminarily centered relative to the latch connector's latch profile 38. Thereafter, an axial shift of the latch assembly in the latch connector 38 functionally engages the latch keys of the latch assembly. assembly with a snap-in profile of a snap-in connector 38.
В показанном варианте реализации изобретения, когда ориентирующие ключи ориентирующего подузла находятся в функциональном зацеплении с желобным профилем желобного подузла 40 и защелочные ключи защелочного узла находятся в функциональном зацеплении с защелочным профилем защелочного соединителя 38, отклоняющий узел, представленный в виде скважинного отклонителя 42, оказывается расположен в необходимой ориентации по окружности относительно места 36 отвода отверстия так, что можно расфрезеровать, пробурить или иным образом создать отверстие 44 в месте 36 отвода отверстия в необходимом направлении по окружности. Как показано, место 36 отвода отверстия расположено на необходимом пересечении основного ствола скважины 32 и ответвления или бокового ствола скважины 46. Термины ответвление и боковой ствол скважины используют в данном документе для обозначения ствола скважины, который пробурен наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как исходный или основной ствол скважины. Ответвление или боковой ствол скважины может иметь другое ответвление или боковой ствол скважины, пробуренный из него наружу.In the illustrated embodiment, when the orientation keys of the orienting subassembly are in operative engagement with the groove profile of the groove subassembly 40 and the latch assembly's latch keys are in operative engagement with the latch profile of the latch connector 38, the diverter assembly represented by the downhole diverter 42 is positioned in the required circumferential orientation with respect to the retract location 36 so that a hole 44 can be milled, drilled or otherwise created at the retraction location 36 in the desired circumferential direction. As shown, the retraction site 36 is located at the desired intersection of the main wellbore 32 and a branch or lateral wellbore 46. The terms branch and lateral wellbore are used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as as the original or main wellbore. A branch or lateral wellbore may have another branch or lateral wellbore drilled outward from it.
- 3 039909- 3 039909
В то время как фиг. 1 иллюстрирует систему выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению в вертикальном сечении основного ствола скважины, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что система по данному изобретению одинаково хорошо подходит для применения в стволах скважин, имеющих другие конфигурации направлений, включая горизонтальные стволы скважины, отклоненные стволы скважин, наклонные скважины, боковые скважины и тому подобное. Соответственно, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что такие обозначающие направление термины, как над, под, верхний, нижний, вверх, вниз, вверх по стволу скважины, вглубь скважины и т.п., используются в отношении иллюстративных вариантов реализации изобретения в том виде, в котором они показаны на фигурах, при этом направление вверх соответствует направлению к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз - к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх по стволу скважины - к поверхности скважины, а направление вглубь скважины - к забою скважины.While FIG. 1 illustrates the circumferential alignment system of the present invention in a vertical section of a main wellbore, those skilled in the art will appreciate that the system of the present invention is equally well suited for use in wellbores having other directional configurations, including horizontal wellbores. wells, deviated wellbores, deviated wells, lateral wells, and the like. Accordingly, those skilled in the art will appreciate that directional terms such as over, under, top, bottom, up, down, uphole, downhole, and the like are used in relation to exemplary embodiments of the invention. in the form in which they are shown in the figures, while the upward direction corresponds to the direction to the top of the corresponding figure, and the downward direction - to the bottom of the corresponding figure, the direction up the wellbore - to the surface of the well, and the direction deep into the well - to the bottom wells.
Кроме того, хотя система выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению показана расположенной в основном стволе скважины, имеющем один отходящий от него боковой ствол скважины, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что систему по данному изобретению можно применять в основных стволах скважин, имеющих множественные боковые стволы скважин, в каждом из которых можно применять систему по данному изобретению для расположения и ориентации отклоняющего узла, причем каждая система по данному изобретению имеет неограниченный внутренний диаметр, который позволяет несопрягаемым или невыровненным защелочным узлам проходить через защелочный соединитель.In addition, although the alignment system of the downhole latch subsystem around the circumference of this invention is shown located in the main wellbore having one lateral wellbore extending from it, those skilled in the art will understand that the system of this invention can be applied in main wellbores , having multiple lateral wellbores, each of which can use the system of this invention to position and orient the diverter node, and each system of this invention has an unlimited internal diameter that allows mismatched or misaligned latch nodes to pass through the latch connector.
На фиг. 2 показана система выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности, она обозначена позицией 100. В показанном варианте реализации изобретения часть системы 100 выполнена в виде части обсадной колонны 102. В обсадной колонне 102 предусмотрено место 104 отвода отверстия, которое предпочтительно образовано из легко фрезеруемого или поддающегося разбуриванию материала, такого как алюминий. Хотя место 104 отвода отверстия описано как образованное из легко фрезеруемого или поддающегося разбуриванию материала, специалистам в данной области техники будет понятно, что место 104 отвода отверстия может быть альтернативно образовано из стандартных обсадных труб или может иметь предварительно расфрезерованное отверстие, образованное в нем. Как показано, место 104 отвода отверстия содержит отверстие 106, образованное в нем.In FIG. 2 shows a system for aligning the downhole latch subsystem around the circumference, it is indicated by the position 100. In the shown embodiment of the invention, part of the system 100 is made as part of the casing string 102. material such as aluminium. Although rebate site 104 is described as being formed from an easily milled or drillable material, those skilled in the art will appreciate that rebate site 104 may alternatively be formed from standard casing or may have a pre-milled hole formed therein. As shown, the hole retraction site 104 has a hole 106 formed therein.
Как лучше всего показано на фиг. 2F, обсадная колонна 102 содержит защелочный соединитель 108, имеющий защелочный профиль 110. Как лучше всего показано на фиг. 2G, обсадная колонна 102 содержит желобный подузел 112, имеющий желобный профиль 114. При движении вглубь скважины обсадная колонна 102 содержит любое количество скважинных труб, таких как труба 116, или других скважинных инструментов. В показанном варианте реализации изобретения место 104 отвода отверстия, защелочный соединитель 108 и желобный подузел 112 показаны соединенными с обсадной колонной 34 в непосредственной близости друг к другу, однако специалистам в данной области техники будет понятно, что другие инструменты или системы труб могут альтернативно быть соединены с обсадной колонной 102 между местом 104 отвода отверстия, защелочным соединителем 108 и желобным подузлом 112. Защелочный соединитель 108 и желобный подузел 112 могут вместе называться внешним буровым комплектом, который выполнен с возможностью принимать другой буровой комплект в центральной части своего прохода. Как объясняется более подробно ниже, защелочный профиль 110 предпочтительно содержит группу элементов выверки по окружности, которые выполнены с возможностью приема в себя защелочных ключей защелочного узла для того, чтобы расположить защелочный узел в определенной окружной ориентации и осевом положении.As best shown in FIG. 2F, casing 102 includes a snap connector 108 having a snap profile 110. As best shown in FIG. 2G, casing 102 includes a grooved subassembly 112 having a grooved profile 114. As it travels downhole, casing 102 includes any number of downhole tubulars, such as tubing 116, or other downhole tools. In the illustrated embodiment, the reversal site 104, snap connector 108, and gutter subassembly 112 are shown connected to the casing 34 in close proximity to each other, however, those skilled in the art will appreciate that other tools or tubing systems may alternatively be connected to the casing 34. casing 102 between the hole retraction 104, the snap connector 108, and the gutter subassembly 112. The snap connector 108 and gutter subassembly 112 may be collectively referred to as an external drilling package that is configured to receive another drilling package at the center of its passage. As explained in more detail below, the latch profile 110 preferably includes a group of circumferential alignment members that are configured to receive the latch assembly's latch keys in order to position the latch assembly in a particular circumferential orientation and axial position.
Внутри обсадной колонны 102 расположен внутренний буровой комплект, который выполнен с возможностью входить в наружный буровой комплект. В показанном варианте реализации изобретения внутренний буровой комплект содержит отклоняющий узел, изображенный в виде скважинного отклонителя 118, имеющего поверхность 120 дефлектора, выполненную с возможностью направлять фрезерный или буровой инструмент в боковую стенку места 104 отвода отверстия с целью создания в ней отверстия 106. Кроме того, в варианте реализации изобретения в стадии заканчивания скважины отклоняющий узел представляет собой дефлектор заканчивания скважины для функционального направления необходимого оборудования для заканчивания скважины в ответвленный ствол скважины с одновременным обеспечением прохода необходимого оборудования или флюида в основной ствол скважины. Расположенный ниже скважинного отклонителя 118 внутренний буровой комплект содержит защелочный узел 122, имеющий группу защелочных ключей 124, которые показаны находящимися в функциональном зацеплении с защелочным профилем 110 защелочного соединителя 108, как лучше всего видно на фиг. 2F. Расположенный ниже защелочного узла 122 внутренний буровой комплект содержит ориентирующий подузел 126, имеющий группу ориентирующих ключей 128, причем два верхних ключа показаны находящимися в функциональном зацеплении с желобным профилем 114 желобного подузла 112, как лучше всего видно на фиг. 2G. В этой конфигурации, когда ориентирующие ключи 128 ориентирующего подузла 126 находятся в функциональном зацеплении с желобным профилем 114 желобного подузла 112 и защелочные ключи 124 защелочного узла 122 находятся в функциональном зацеплении с защелочнымLocated within the casing string 102 is an inner drilling package that is configured to fit into an external drilling package. In the illustrated embodiment, the internal drilling assembly includes a diverter assembly, depicted as a downhole whipstock 118, having a deflector surface 120 configured to guide a milling or drilling tool into the side wall of the retraction site 104 to create a hole 106 therein. in a well completion embodiment, the diverter assembly is a completion deflector for functionally guiding the required completion equipment into the branch wellbore while allowing passage of the required equipment or fluid into the main wellbore. Below the whipstock 118, the internal drilling package includes a latch assembly 122 having a group of latch keys 124 that are shown in operative engagement with the latch profile 110 of the latch connector 108, as best seen in FIG. 2F. Below latch assembly 122, the inner drilling assembly includes an orienting subassembly 126 having an array of orienting keys 128, the top two keys shown in operative engagement with the trough profile 114 of the trough subassembly 112, as best seen in FIG. 2g. In this configuration, when the orienting keys 128 of the orienting subassembly 126 are in operative engagement with the trough profile 114 of the trough subassembly 112 and the latch keys 124 of the latch assembly 122 are in operative engagement with the latch
- 4 039909 профилем 110 защелочного соединителя 108, поверхность дефлектора 120 скважинного отклонителя 118 расположена в необходимой окружной ориентации по отношению к месту 104 отвода отверстия, что позволяет расфрезеровывать, бурить или иным образом образовывать отверстие 106 в месте 104 отвода отверстия в варианте осуществления бурения.profile 110 of the snap connector 108, the surface of the deflector 120 of the diverter 118 is located in the desired circumferential orientation with respect to the retraction site 104, which allows the hole 106 to be milled, drilled, or otherwise formed in the retraction site 104 in the drilling embodiment.
Далее на фиг. 3 показан один вариант реализации защелочного соединителя для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, он обозначен позицией 200. Защелочный соединитель 200 соответствует защелочному соединителю 108, описанному выше. Следует отметить, что каждый защелочный соединитель может иметь уникальный защелочный профиль, который отличается от защелочного профиля другого защелочного соединителя. Это обеспечивает выборочное зацепление с подходящим или сопрягаемым набором защелочных ключей в необходимом защелочном узле. Соответственно, защелочный соединитель 200 показан для демонстрации типа элементов и комбинации элементов, которые могут быть применены для создания любого количества уникальных защелочных профилей, как это предусмотрено данным изобретением.Further in FIG. 3 shows one embodiment of a latch connector for use in the circumferential alignment system of a downhole latch subsystem of the present invention, denoted 200. The latch connector 200 corresponds to the latch connector 108 described above. It should be noted that each snap connector may have a unique snap profile that is different from the snap profile of another snap connector. This provides selective engagement with a suitable or mating set of latch keys in the desired latch assembly. Accordingly, snap connector 200 is shown to demonstrate the type of elements and combination of elements that can be used to create any number of unique snap profiles, as contemplated by this invention.
Защелочный соединитель 200 имеет, как правило, трубчатый корпус 202, содержащий верхний разъем 204 и нижний разъем 206, пригодные для соединения защелочного соединителя 200 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного. Защелочный соединитель 200 имеет внутренний защелочный профиль 208, содержащий группу размещенных в осевом направлении с промежутками друг от друга углубленных желобков 210a210h, которые расположены по окружности на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Предпочтительно, чтобы углубленные желобки 210a-210h были расположены по всей окружной внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Защелочный профиль 208 также содержит верхний желобок 212, имеющий нижний прямоугольный выступ 214 и верхний наклонный выступ 216. Защелочный профиль 208 дополнительно содержит нижний желобок 218, содержащий нижний наклонный выступ 220 и верхний наклонный выступ 222.The snap connector 200 has a generally tubular body 202 containing an upper connector 204 and a lower connector 206 suitable for connecting the snap connector 200 to other tools or piping systems using a threaded connection, a pin connection, or the like. The snap connector 200 has an internal snap profile 208 comprising a group of axially spaced grooves 210a210h that are circumferentially located on the inner surface of the snap connector 200. Preferably, the grooves 210a-210h are located around the entire circumferential inner surface. latch connector 200. The latch profile 208 also includes an upper groove 212 having a lower rectangular ledge 214 and an upper inclined ledge 216. The latch profile 208 further comprises a lower groove 218 containing a lower inclined ledge 220 and an upper inclined ledge 222.
Защелочный профиль 208 также содержит группу элементов выверки по окружности, показанных в виде группы выемок, расположенных на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. В показанном варианте реализации изобретения имеются четыре набора из двух выемок, которые расположены в разных осевых и окружных положениях или местах на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Например, первый набор из двух выемок 224а, 224b (обобщенно выемки 224) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Второй набор из двух выемок 226а, 226b (обобщенно выемки 226) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Третий набор из двух выемок 228а, 228b (обобщенно выемки 228) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Четвертый набор из двух выемок 230а, 230b (обобщенно выемки 230) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях.The snap profile 208 also includes a group of circumferential alignment features, shown as a group of notches, located on the inner surface of the snap connector 200. In the illustrated embodiment, there are four sets of two notches that are located at different axial and circumferential positions or locations on the inner surface. snap connector 200. For example, a first set of two notches 224a, 224b (collectively notches 224) are located on the inner surface of the snap connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. The second set of two notches 226a, 226b (generally notches 226) are located on the inner surface of the snap connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. A third set of two notches 228a, 228b (collectively notches 228) are located on the inner surface of the snap connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. A fourth set of two notches 230a, 230b (collectively notches 230) are located on the inner surface of the snap connector 200 at substantially the same circumferential positions and different axial positions.
Как показано, выемки 226 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в девяносто градусов по окружности от выемок 224. Подобным образом выемки 228 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в девяносто градусов по окружности от выемок 226. И наконец, выемки 230 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в девяносто градусов по окружности от выемок 228. Предпочтительно, чтобы выемки 224, 226, 228, 230 лишь частично распространялись по окружности на внутренней поверхности защелочного соединителя 200.As shown, recesses 226 are located on the inner surface of the snap connector 200 at a ninety degree circumferential interval from the recesses 224. Similarly, recesses 228 are located on the inner surface of the snap connector 200 at ninety degrees circumferential intervals from the recesses 226. Finally, recesses 230 located on the inner surface of the snap connector 200 at ninety degree intervals circumferentially from the recesses 228. Preferably, the recesses 224, 226, 228, 230 only partially extend circumferentially on the inner surface of the snap connector 200.
Защелочный профиль 208, содержащий элементы выверки по окружности, создает уникальный рисунок сопряжения, выполненный с возможностью взаимодействовать с профилем защелочного ключа, связанного с требуемым защелочным узлом, для осуществления закрепления и ориентирования в осевом и окружном направлении, например, скважинного отклонителя в определенном необходимом положении по окружности относительно защелочного соединителя. Особый профиль каждого защелочного соединителя может быть создан путем изменения одного или более его элементов или параметров. Например, могут быть изменены толщина, количество и относительное расстояние между выемками.The latch profile 208, containing the circumferential alignment elements, creates a unique mating pattern that is configured to interact with the profile of the latch key associated with the desired latch assembly to secure and orient in the axial and circumferential direction, for example, a whipstock in a certain desired position along circumference relative to the snap connector. A specific profile of each snap connector can be created by changing one or more of its elements or parameters. For example, the thickness, number, and relative spacing of the recesses can be changed.
Далее на фиг. 4 показан один вариант реализации желобного подузла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, он обозначен позицией 250. Желобный подузел 250 содержит в целом трубчатый корпус 252, содержащий верхний разъем 254 и нижний разъем 256, пригодные для соединения желобного подузла 250 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного. Желобный подузел 250 имеет пролегающий в осевом направлении желобный профиль 258. В показанном варианте реализации изобретения желобный профиль 258 имеет конусовидный верхний вход 260 и конусовидный нижний вход 262. Предпочтительно, чтобы ширина желобного профиля 258 по окружности, по существу, соответствовала такой же ширине самого широкого ориентирующего ключа, как будет описано более подробно ниже. Предпочтительно, чтобы длина желобного профиля 258 являлась по меньшейFurther in FIG. 4 illustrates one embodiment of a gutter subassembly for use in the circumferential alignment system of the downhole snap subsystem of the present invention, and is designated 250. The gutter subassembly 250 comprises a generally tubular body 252 containing an upper connector 254 and a lower connector 256 suitable for connecting the gutter subassembly. 250 with other tools or piping systems using a threaded connection, a pin connection or the like. The gutter subassembly 250 has an axially extending gutter profile 258. In the embodiment shown, the gutter profile 258 has a tapered top entry 260 and a tapered bottom entry 262. orientation key, as will be described in more detail below. Preferably, the length of the gutter profile 258 is at least
- 5 039909 мере достаточной для того, чтобы по меньшей мере один из ориентирующих ключей оставался внутри желобного профиля 258 во время операций выверки, как описано более подробно ниже.- 5 039909 sufficient to ensure that at least one of the orienting keys remains within the gutter profile 258 during alignment operations, as described in more detail below.
Далее на фиг. 5-6 показан один вариант реализации защелочного узла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, и он обозначен позицией 300. Защелочный узел 300 имеет наружный корпус 302, содержащий верхний корпус 304, который содержит верхний разъем 306, подходящий для соединения защелочного узла 300 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного. Наружный корпус 302 содержит ключевой корпус 308, содержащий четыре распределенных по окружности, проходящих в осевом направлении ключевых отверстия 310. Наружный корпус 302 также содержит нижний корпус 312, содержащий нижний разъем 314, подходящий для соединения защелочного узла 300 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного. Внутри ключевого корпуса 308 расположена группа подпружиненных защелочных ключей 316, которые выполнены с возможностью частично проходить через ключевые отверстия 310. Защелочные ключи 316 подпружинены в радиальном направлении наружу верхней и нижней пружинами 318, 320 Бельвиля, которые зажимают верхний и нижний конические клинья 322, 324 под защелочные ключи 316.Further in FIG. 5-6 shows one embodiment of a latch assembly for use in a circumferential alignment system for a downhole latch subsystem of the present invention and is designated 300. The latch assembly 300 has an outer housing 302 comprising an upper housing 304 that includes an upper connector 306 suitable for connecting the snap assembly 300 to other tools or piping systems using a threaded connection, a pin connection, or the like. The outer housing 302 includes a key housing 308 containing four circumferentially distributed, axially extending key holes 310. The outer housing 302 also includes a lower housing 312 containing a lower connector 314 suitable for connecting the snap assembly 300 to other tools or piping systems using threaded connection, pin connection or the like. Within the key body 308 is a group of spring-loaded latch keys 316 that are configured to partially pass through the key holes 310. The latch keys 316 are spring-loaded radially outward by upper and lower Belleville springs 318, 320 which clamp the upper and lower conical wedges 322, 324 under latch keys 316.
Каждый из защелочных ключей 316 имеет уникальный профиль ключа, такой как профиль ключа 326, который позволяет осуществление крепежных и ориентирующих функций защелочного узла 300 с сопрягаемым защелочным соединителем, имеющим подходящий защелочный профиль. Как показано, профиль 326 ключа содержит группу радиальных вариаций, которые должны соответствовать находящимся в зацеплении радиальным частям защелочного профиля для того, чтобы защелочный ключ 316 входил в функциональное зацепление с защелочным профилем или защелкивался в нем. Для того чтобы каждый из защелочных ключей 316 входил в функциональное зацепление с защелочным профилем, защелочный узел 300 должен быть надлежащим образом расположен в осевом направлении в сопрягаемом защелочном соединителе и надлежащим образом ориентирован по окружности в сопрягаемом защелочном соединителе. Например, профиль ключа 326 может сопрягаться с частью защелочного профиля 208, содержащего выемки 230, описанные выше. Таким образом, можно установить осевое положение и ориентацию по окружности устройства, такого как отклоняющий узел, который соединен или функционально связан с защелочным узлом 300.Each of the latch keys 316 has a unique key profile, such as the key profile 326, which allows the fastening and orienting functions of the latch assembly 300 to be performed with a mating latch connector having a suitable latch profile. As shown, the key profile 326 contains a group of radial variations that must match the engaged radial portions of the latch profile in order for the latch key 316 to operably engage or snap into the latch profile. In order for each of the latch keys 316 to be operatively engaged with the latch profile, the latch assembly 300 must be properly axially located in the mating latch connector and properly oriented circumferentially in the mating latch connector. For example, the key profile 326 may mate with a portion of the latch profile 208 containing the recesses 230 described above. In this way, the axial position and circumferential orientation of a device, such as a deflector assembly, that is connected to or operably associated with the latch assembly 300 can be established.
Далее на фиг. 7А-8В показан один вариант реализации ориентирующего подузла для применения в системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению, он обозначен позицией 350. Ориентирующий подузел 350 содержит наружный корпус 352, содержащий верхний разъем 354, пригодный для соединения ориентирующего подузла 350 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного. Наружный корпус 352 содержит верхний ключевой корпус 356, имеющий ключевое отверстие 358, средний ключевой корпус 360, имеющий ключевое отверстие 362, и три нижних ключевых корпуса 364, 368, 372, имеющих, соответственно, ключевые отверстия 366, 370, 374. Наружный корпус 352 также содержит нижний разъем 376, пригодный для соединения ориентирующего подузла 350 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или тому подобного.Further in FIG. 7A-8B show one embodiment of an orienting subassembly for use in a downhole latch subassembly circumferential alignment system of the present invention, designated 350. The orienting subassembly 350 includes an outer housing 352 containing an upper connector 354 suitable for connecting the orienting subassembly 350 to other tools. or pipe systems using a threaded connection, a pin connection or the like. The outer case 352 includes an upper key case 356 having a key hole 358, a middle key case 360 having a key hole 362, and three lower key cases 364, 368, 372 having key holes 366, 370, 374, respectively. Outer case 352 also includes a bottom connector 376 suitable for connecting the orienting subassembly 350 to other tools or piping systems using a threaded connection, pin connection, or the like.
Функционально соединенным с верхним ключевым корпусом 356 является подпружиненный ориентирующий ключ 378, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 358. Ориентирующий ключ 378 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 380, расположенных между верхним ключевым корпусом 356 и ориентирующим ключом 378. Функционально соединенным со средним ключевым корпусом 360 является подпружиненный ориентирующий ключ 382, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 362. Ориентирующий ключ 382 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 384, расположенных между средним ключевым корпусом 360 и ориентирующим ключом 382. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 364 является подпружиненный ориентирующий ключ 386, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 366. Ориентирующий ключ 386 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 388, расположенных между нижним ключевым корпусом 364 и ориентирующим ключом 386. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 368 является подпружиненный ориентирующий ключ 390, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 370. Ориентирующий ключ 390 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 392, расположенных между нижним ключевым корпусом 368 и ориентирующим ключом 390. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 372 является подпружиненный ориентирующий ключ 394, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 374. Ориентирующий ключ 394 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 396, расположенных между нижним ключевым корпусом 372 и ориентирующим ключом 394.Operably connected to the upper key housing 356 is a spring-loaded orientation key 378 that is configured to partially pass through the key hole 358. The orientation key 378 is spring-loaded radially outward by a group of springs 380 located between the upper key housing 356 and the orientation key 378. the middle key body 360 is a spring-loaded orientation key 382 that is configured to partially pass through the key hole 362. The orientation key 382 is spring-loaded radially outward by a group of springs 384 located between the middle key body 360 and the orientation key 382. Functionally connected to the lower key body 364 is a spring-loaded orientation key 386 that is configured to partially pass through the key hole 366. The orientation key 386 is spring-loaded radially outward by a group of springs 388 located between the a lower key housing 364 and an orientation key 386. Operably connected to the lower key housing 368 is a spring-loaded orientation key 390 that is configured to partially pass through the key hole 370. The orientation key 390 is spring-loaded radially outward by a group of springs 392 located between the lower key housing 368 and an orientation key 390. Operably connected to the lower key housing 372 is a spring-loaded orientation key 394 that is configured to partially pass through the key hole 374. The orientation key 394 is spring-loaded radially outward by a set of springs 396 located between the lower key housing 372 and the orientation key. key 394.
В показанном варианте реализации изобретения каждый из нижних ориентирующих ключей 386, 390, 394 имеет первую окружную ширину, средний ориентирующий ключ 382 имеет вторую окружную ширину и верхний ориентирующий ключ 378 имеет третью окружную ширину. Первая окружная ширинаIn the illustrated embodiment, each of the lower orienting keys 386, 390, 394 has a first circumferential width, the middle orienting key 382 has a second circumferential width, and the upper orienting key 378 has a third circumferential width. First circumferential width
- 6 039909 меньше, чем вторая окружная ширина, а вторая окружная ширина меньше, чем третья окружная ширина.- 6 039909 is less than the second circumferential width, and the second circumferential width is less than the third circumferential width.
Таким образом, ширина ориентирующих ключей постепенно увеличивается от нижних ориентирующих ключей 386, 390, 394 до верхнего ориентирующего ключа 378. Преимущество этой конфигурации будет описано ниже. Кроме того, каждый из ориентирующих ключей 378, 382, 386, 390, 394 имеет конусовидный передний и задний край, преимущество которых будет описано ниже.Thus, the width of the orientation keys gradually increases from the lower orientation keys 386, 390, 394 to the upper orientation key 378. The advantage of this configuration will be described below. In addition, each of the orienting keys 378, 382, 386, 390, 394 has a tapered leading and trailing edge, the advantage of which will be described below.
Работа системы выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению будет описана ниже. Наружный буровой комплект, содержащий место отвода отверстия, защелочный соединитель и желобный подузел соединяют с обсадной колонной и обсадную колонну спускают, например, в основной ствол скважины. После завершения, при желании, любых зон в скважине ниже места отвода отверстия внутренний буровой комплект, содержащий отклоняющий узел, защелочный узел и ориентирующий подузел, спускают в обсадную колонну. Предпочтительно, чтобы ориентирующие ключи ориентирующего подузла по окружности были отцентрованы относительно определенного и известного защелочного ключа защелочного узла, такого как первый защелочный ключ защелочного узла. Внутренний буровой комплект перемещают вглубь скважины с помощью транспортировочного средства, такого как соединенная колонна подъемных труб, до тех пор пока защелочный узел не окажется на глубине защелочного соединителя. Об этой операции сообщает весовой сигнал на поверхности. Затем внутренний буровой комплект поднимают на заданное расстояние таким образом, что по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей оказывается отцентрованным в осевом направлении относительно желобного профиля желобного подузла. В этой конфигурации внутренний буровой комплект вращают в обсадной колонне для поворота ориентирующего подузла относительно желобного подузла до тех пор, пока по меньшей мере один нижний ориентирующий ключ не войдет в функциональное зацепление с желобным профилем или не защелкнется в нем.The operation of the borehole latch subsystem alignment system according to the present invention will be described below. An external drilling set containing a hole outlet, a snap connector and a grooved subassembly is connected to the casing string and the casing string is lowered, for example, into the main wellbore. After completing, if desired, any zones in the wellbore below the hole tap, the internal drilling assembly, containing the deflecting assembly, the latch assembly, and the orienting subassembly, is lowered into the casing string. Preferably, the alignment keys of the circumferential alignment subassembly are centered with respect to a specific and known latch key of the latch assembly, such as the first latch key of the latch assembly. The inner drilling assembly is moved downhole by a conveyance, such as a connected tubing string, until the latch assembly is at the depth of the latch connector. This operation is reported by a weight signal on the surface. Then, the inner drilling set is raised by a predetermined distance in such a way that at least one of the lower orienting keys is centered in the axial direction relative to the gutter profile of the gutter subassembly. In this configuration, the inner drilling assembly is rotated in the casing to rotate the orienting subassembly relative to the trough subassembly until at least one lower orienting key is operatively engaged or snapped into the trough profile.
Как описано выше, когда нижние ориентирующие ключи имеют относительно узкую окружную ширину, по меньшей мере один нижний ориентирующий ключ, отцентрированный в осевом направлении относительно желобного профиля, легко входит в желобный профиль, не касаясь сторон желобного профиля, даже когда внутренний буровой комплект вращают. После того как по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей входит в функциональное зацепление с желобным профилем, сигнал крутящего момента получают на поверхности. Ввиду относительно большой осевой длины ориентирующих ключей допустимый крутящий момент между ориентирующим ключом или ключами ориентирующего подузла и желобным профилем желобного подузла намного больше, чем ранее допустимый крутящий момент между защелочными ключами защелочного узла и защелочным профилем защелочного соединителя. Таким образом, снижают риск перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем при ориентировании по окружности.As described above, when the lower orienting keys have a relatively narrow circumferential width, at least one axially centered lower orienting key with respect to the trough profile easily enters the trough profile without touching the sides of the trough profile, even when the inner drilling assembly is rotated. After at least one of the lower orienting keys is operatively engaged with the trough profile, a torque signal is obtained at the surface. Due to the relatively large axial length of the orienting keys, the permissible torque between the orienting key or keys of the orienting subassembly and the gutter profile of the gutter subassembly is much greater than the previously permissible torque between the snap keys of the snap assembly and the snap profile of the snap connector. Thus, the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly from the latch connector when oriented in a circle is reduced.
Когда по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей вошел в функциональное зацепление с желобным профилем, достигается грубая предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности, и внутренний буровой комплект могут перемещать вглубь скважины. Когда происходит это передвижение вглубь скважины, средний ориентирующий ключ входит в желобный профиль. Так как средний ориентирующий ключ имеет большую окружную ширину, чем нижние ориентирующие ключи, достигается улучшенная предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности. Когда происходит дальнейшее передвижение вглубь скважины, верхний ориентирующий ключ входит в желобный профиль. Так как верхний ориентирующий ключ имеет большую окружную ширину, чем средние ориентирующие ключи, достигается точная предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности. Конусовидные передние и задние края ориентирующих ключей, а также конусовидные верхний вход и нижний вход желобного профиля содействуют осевому перемещению ориентирующих ключей в желобном профиле.When at least one of the lower orienting keys is operatively engaged with the trough profile, a rough pre-alignment of the latch keys relative to the latch profile around the circumference is achieved and the inner drilling set can be moved downhole. When this movement occurs downhole, the middle orienting key enters the gutter profile. Since the middle orienting key has a larger circumferential width than the lower orienting keys, an improved circumferential pre-alignment of the latch keys to the latch profile is achieved. When further movement occurs deeper into the well, the upper orienting key enters the gutter profile. Since the upper orienting key has a larger circumferential width than the middle orienting keys, an accurate preliminary alignment of the latch keys relative to the latch profile around the circumference is achieved. The conical front and rear edges of the orienting keys, as well as the conical upper and lower entries of the gutter profile, contribute to the axial movement of the orienting keys in the gutter profile.
Дальнейшее перемещение внутреннего бурового комплекта внутри наружного бурового комплекта вглубь скважины центрирует защелочный узел в осевом направлении относительно защелочного соединителя. Ввиду предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля и, в частности, точной предварительной выверки защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности, достигнутой верхним ориентирующим ключом в желобном профиле, защелочные ключи входят в функциональное зацепление с защелочным профилем с небольшим или нулевым вращением внутреннего бурового комплекта. В этой конфигурации защелочные ключи закрепляют защелочный узел в осевом направлении и по окружности в защелочном соединителе. В качестве альтернативного варианта защелочные ключи могут закрепить защелочный узел в осевом направлении в защелочном соединителе, а верхний ориентирующий ключ может обеспечить закрепление по окружности в желобном профиле. В любом случае, когда защелочные ключи защелочного узла входят в функциональное зацепление с защелочным профилем защелочного соединителя, отклоняющий узел располагают в необходимой ориентации по окружности относительно места отвода отверстия таким образом, что отверстие можно расфрезеровать, пробурить или образовать иным образом в месте отвода отверстия в необходимом направлении по окружности.Further movement of the inner drilling set inside the outer drilling set downhole centers the latch assembly in the axial direction relative to the latch connector. Due to the circumferential pre-alignment of the latch keys with respect to the latch profile and, in particular, the precise pre-alignment of the latch keys with respect to the latch profile along the circumference reached by the upper orienting key in the groove profile, the latch keys are functionally engaged with the latch profile with little or no rotation of the internal drilling kit. In this configuration, the snap keys secure the snap assembly axially and circumferentially in the snap connector. Alternatively, snap keys can secure the snap assembly axially in the snap connector, and the top orientation key can secure circumferentially into the gutter profile. In any case where the latch keys of the latch assembly are operatively engaged with the latch profile of the latch connector, the deflector assembly is positioned in the desired circumferential orientation with respect to the hole retraction location such that a hole can be milled, drilled, or otherwise formed at the hole retraction location at the desired location. circumferential direction.
В то время как данное изобретение описано со ссылкой на иллюстративные варианты реализацииWhile the present invention has been described with reference to exemplary embodiments
- 7 039909 изобретения, это описание не претендует на ограничительный характер. Различные модификации и комбинации иллюстративных вариантов реализации изобретения, а также другие варианты реализации данного изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после ссылки на данное описание. Таким образом, предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает любые такие модификации или варианты реализации изобретения.- 7 039909 of the invention, this description does not claim to be restrictive. Various modifications and combinations of the exemplary embodiments of the invention, as well as other embodiments of the present invention, will be apparent to those skilled in the art upon reference to this specification. Thus, the appended claims are intended to cover any such modifications or embodiments of the invention.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202090723A EA039909B1 (en) | 2012-10-09 | 2012-10-09 | System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA202090723A EA039909B1 (en) | 2012-10-09 | 2012-10-09 | System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202090723A1 EA202090723A1 (en) | 2020-09-10 |
| EA039909B1 true EA039909B1 (en) | 2022-03-25 |
Family
ID=72643796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202090723A EA039909B1 (en) | 2012-10-09 | 2012-10-09 | System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA039909B1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5871046A (en) * | 1994-01-25 | 1999-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orienting, retrievable whipstock anchor |
| US6202746B1 (en) * | 1998-09-22 | 2001-03-20 | Dresser Industries, Inc. | Fail-safe coupling for a latch assembly |
| US6935428B2 (en) * | 2002-08-12 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for anchoring and orienting equipment in well casing |
| US7207390B1 (en) * | 2004-02-05 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for lining multilateral wells |
| US20120103687A1 (en) * | 2010-11-01 | 2012-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundant Position Reference System for Multilateral Exit Construction and Method for Use of Same |
-
2012
- 2012-10-09 EA EA202090723A patent/EA039909B1/en unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5871046A (en) * | 1994-01-25 | 1999-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Orienting, retrievable whipstock anchor |
| US6202746B1 (en) * | 1998-09-22 | 2001-03-20 | Dresser Industries, Inc. | Fail-safe coupling for a latch assembly |
| US6935428B2 (en) * | 2002-08-12 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for anchoring and orienting equipment in well casing |
| US7207390B1 (en) * | 2004-02-05 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for lining multilateral wells |
| US20120103687A1 (en) * | 2010-11-01 | 2012-05-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Redundant Position Reference System for Multilateral Exit Construction and Method for Use of Same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA202090723A1 (en) | 2020-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2812352C (en) | Redundant position reference system for multilateral exit construction and method for use of same | |
| US9140081B2 (en) | System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem | |
| US9062496B2 (en) | Systems and methods for rotationally orienting a whipstock assembly | |
| US9127520B2 (en) | Apparatus, system and method for circumferentially orienting a downhole latch subsystem | |
| US20180258701A1 (en) | Downhole tool orienting subassembly | |
| CA2887587C (en) | System and method for circumferentially aligning a downhole latch subsystem | |
| CA2755542C (en) | System and method for opening a window in a casing string for multilateral wellbore construction | |
| CA2888762C (en) | Apparatus, system and method for circumferentially orienting a downhole latch subsystem | |
| EA039909B1 (en) | System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole | |
| RU2759618C1 (en) | Alignment of the two parts of the tubular assembly | |
| GB2602609A (en) | Aligning two parts of a tubular assembly |