NO310037B1 - Side well restoration tool - Google Patents
Side well restoration tool Download PDFInfo
- Publication number
- NO310037B1 NO310037B1 NO950467A NO950467A NO310037B1 NO 310037 B1 NO310037 B1 NO 310037B1 NO 950467 A NO950467 A NO 950467A NO 950467 A NO950467 A NO 950467A NO 310037 B1 NO310037 B1 NO 310037B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- bore
- pipe
- housing
- flap
- tool
- Prior art date
Links
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 33
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 33
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 32
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 11
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 claims description 9
- 210000005069 ears Anatomy 0.000 claims description 8
- 238000005304 joining Methods 0.000 claims description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 81
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 81
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 59
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 52
- 238000000034 method Methods 0.000 description 44
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 27
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 20
- 230000006870 function Effects 0.000 description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 8
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 8
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 5
- 230000000246 remedial effect Effects 0.000 description 5
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 102100035374 Dystrophia myotonica WD repeat-containing protein Human genes 0.000 description 1
- 101000804521 Homo sapiens Dystrophia myotonica WD repeat-containing protein Proteins 0.000 description 1
- 244000208734 Pisonia aculeata Species 0.000 description 1
- 241000124804 Sphyrna media Species 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Pens And Brushes (AREA)
- Suspension Of Electric Lines Or Cables (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt en anordning som angitt i ingressen til det selvstendige krav 1. The present invention generally relates to a device as stated in the preamble to independent claim 1.
Horisontal brønnboring og produksjon har i de senere år fått økende betydning for oljeindustrien. Mens horisontale brønner har vært kjent i mange år, er det kun forholdsvis nylig at man har fastslått at de er et kostnadseffektivt alternativ (eller i det minste likeverdig) til konvensjonell vertikal brønnboring. Selv om boring av en horisontal brønn koster vesentlig mer enn dens vertikale motstykke, forbedrer en horisontal brønn ofte produksjonen med en faktor 5, 10 eller til og med 20 i naturlig frakturerte reservoarer. Vanligvis må prosjektert produktivitet fra en horisontal brønn tredoble den for et vertikalt hull for at horisontal boring skal være økonomisk. Denne økede produksjon minsker antallet platt-former, skjærer ned investeringen og driftskostnadene. Horisontal boring gjør reservoarer i urbane områder, permafrost soner og på store dyp til havs mer tilgjengelige. Andre anvendelser for horisontale brønner innbefatter periferibrønner, tynne reservoarer som ville kreve for mange vertikale brønner og reservoarer med innsnevringsproblemer der en horisontal brønn kunne bli optimalt distansert fra fluidkontakt. Horizontal well drilling and production have in recent years become increasingly important for the oil industry. While horizontal wells have been known for many years, it is only relatively recently that it has been established that they are a cost-effective alternative (or at least equivalent) to conventional vertical well drilling. Although drilling a horizontal well costs significantly more than its vertical counterpart, a horizontal well often improves production by a factor of 5, 10 or even 20 in naturally fractured reservoirs. Typically, projected productivity from a horizontal well must triple that of a vertical hole for horizontal drilling to be economical. This increased production reduces the number of platforms, cuts investment and operating costs. Horizontal drilling makes reservoirs in urban areas, permafrost zones and at great depths offshore more accessible. Other applications for horizontal wells include peripheral wells, thin reservoirs that would require too many vertical wells, and reservoirs with constriction problems where a horizontal well could be optimally distanced from fluid contact.
Horisontale brønner blir vanligvis klassifisert i fire kategorier avhengig av venderadiusen: 1. En ultrakort venderadius er 1-2 fot; byggevinkel er 45-60° pr. fot. 2. En kort venderadius er 20-100 fot; byggevinkel er 2-5° pr. fot. 3. En middel venderadius er 300-1000 fot; byggevinkel er 6-20° pr. 100 fot. 4. En lang venderadius er 1000-3000 fot; byggevinkel er 2-6° pr. 100 fot. Horizontal wells are generally classified into four categories depending on the turning radius: 1. An ultra-short turning radius is 1-2 feet; building angle is 45-60° per foot. 2. A short turning radius is 20-100 feet; building angle is 2-5° per foot. 3. An average turning radius is 300-1000 feet; building angle is 6-20° per 100 feet. 4. A long turning radius is 1000-3000 feet; building angle is 2-6° per 100 feet.
Enkelte horisontale brønner har også tilleggsbrønner som forløper sideveis fra de vertikal hovedbrønner. Disse laterale tilleggsbrønner blir av og til referert til som tappehull og vertikale brønner som inneholder mer enn en lateral brønn blir referert til som multilaterale brønner. Multilaterale brønner blir stadig mer viktig, både ut fra standpunktet om nye boreoperasjoner og ut fra det stadig mer betydelig standpunkt om å arbeide videre på eksisterende brønnboringer innbefattende utbedringsarbeide og stimuleringsarbeide. Certain horizontal wells also have additional wells that extend laterally from the main vertical wells. These additional lateral wells are sometimes referred to as tap holes and vertical wells containing more than one lateral well are referred to as multilateral wells. Multilateral wells are becoming increasingly important, both from the point of view of new drilling operations and from the increasingly significant point of view of further work on existing well drilling, including remedial work and stimulation work.
Som et resultat av det foranstående har økt avhengighet av og betydningen av horisontale brønner, horisontal brønnkomplet-tering og spesielt multilateral brønnkomplettering blitt viktige tiltak og har frembragt (og begynner og fortsetter med å frembringe) en skare av vanskelige problemer å overvinne. Lateral komplettering, spesielt ved overgangen mellom den vertikale og laterale brønnboring er svært viktig for å unngå sammenklapping av brønnen i ukonsoliderte eller svakt konsoliderte formasjoner. Således er kompletteringer i åpne hull begrenset til stabile fjellformasjoner; og selv da er komplettering med åpent hull utilstrekkelig ettersom det ikke er noen styring eller mulighet til på nytt å få atkomst (eller på nytt entre sideboringen) eller å isolere produksjonssonene inne i brønnen. Koplet til dette behov om å komplettere laterale brønner er det voksende ønske om å opprettholde brønnboringens dimensjon i den laterale brønn så nær som mulig dimensjonen av den vertikale hovedbrønnboring for enklere boring og komplettering. As a result of the above, increased reliance on and importance of horizontal wells, horizontal well completion and especially multilateral well completion have become important measures and have produced (and are beginning and continue to produce) a host of difficult problems to overcome. Lateral completion, especially at the transition between vertical and lateral well drilling, is very important to avoid collapse of the well in unconsolidated or weakly consolidated formations. Thus, open hole completions are limited to stable rock formations; and even then, open hole completion is insufficient as there is no control or ability to re-access (or re-enter the sidebore) or to isolate the production zones inside the well. Coupled with this need to complete lateral wells is the growing desire to maintain the wellbore dimension in the lateral well as close as possible to the dimension of the vertical main wellbore for easier drilling and completion.
Vanligvis har horisontale brønner blitt komplettert ved bruk av enten komplettering med slisset fSring, utvendige foringsrør-ekspansjonspakninger (ECP) eller sementerings-teknikker. Hovedformålet med å innføre en slisset foring i en horisontal brønn er å beskytte mot hullets kollaps eller sammenklapping. I tillegg gir en foring en hensiktsmessig bane for å innføre forskjellige verktøy, slik som kveilrør i en horisontal brønn. Tre fSringsrørtyper har vært brukt, nemlig (1) perforerte f6ringsrør, der hullene bores i fSringsrøret, (2) slissede foringsrør, der slisser av forskjellig bredde og dybde freses langs rørlengden, og Typically, horizontal wells have been completed using either slotted casing completion, external casing expansion packs (ECP) or cementing techniques. The main purpose of installing a slotted casing in a horizontal well is to protect against hole collapse or collapse. In addition, a liner provides an appropriate path for introducing various tools, such as coiled tubing, into a horizontal well. Three types of casing have been used, namely (1) perforated casing, where the holes are drilled in the casing, (2) slotted casing, where slots of different width and depth are milled along the length of the pipe, and
(3) forhåndspakkede foringsrør. (3) prepackaged casings.
Slissede foringsrør gir begrenset sandkontroll gjennom valg av hulldimensjoner og størrelsene på slissenes bredde. Imidlertid er disse foringsrør utsatte for tilstopping. I ukonsoliderte formasjoner har ståltrådomhyllede, slissede foringsrør vært bruk for å styre sandproduksjonen. Grus-pakking kan også benyttes for sandstyring i en horisontal brønn. Hovedulempen med et slisset foringsrør er at effektiv brønnstimulering kan være vanskelig på grunn av det åpne ringformede rom mellom f6ringsrøret og brønnen. Likeledes er selektiv produksjon (f.eks. soneisolering) vanskelig. Slotted casings provide limited sand control through the choice of hole dimensions and the sizes of the width of the slots. However, these casings are prone to clogging. In unconsolidated formations, steel wire-encased, slotted casing pipes have been used to control sand production. Gravel packing can also be used for sand management in a horizontal well. The main disadvantage of a slotted casing is that effective well stimulation can be difficult due to the open annular space between the casing and the well. Likewise, selective production (eg zone isolation) is difficult.
Et annet valg er et foringsrør med delvis isolering. Utvendige foringsrør-ekspansjonspakninger (ECP) har blitt installert på utsiden av den slissede f6ring for å dele en lang horisontal brønnboring i flere små seksjoner (figur 1). Denne metode gir begrenset soneisolasjon, som kan benyttes for stimuleringsstyring eller produksjonsstyring langs brønnens lengde. Imidlertid er ECP også forbundet med visse ulemper og mangler. F.eks. er vanlige horisontale brønner ikke absolutt horisontale langs hele sin lengde, isteden har de mange bøyer og krumninger. I et hull med flere bøyer kan det bli vanskelig å innføre et foringsrør med flere utvendige foringsrør-ekspansj onspakninger. Another choice is a casing with partial insulation. External Casing Expansion Packs (ECPs) have been installed on the outside of the slotted casing to divide a long horizontal wellbore into several small sections (Figure 1). This method provides limited zone isolation, which can be used for stimulation control or production control along the length of the well. However, ECP is also associated with certain disadvantages and shortcomings. E.g. ordinary horizontal wells are not absolutely horizontal along their entire length, instead they have many bends and curvatures. In a hole with several bends, it can be difficult to insert a casing with several external casing expansion packs.
Sist, er det mulig å sementere og perforere brønner med middels og lang radius, som f.eks. vist i US patent 4.436.165. Finally, it is possible to cement and perforate wells with a medium and long radius, such as e.g. shown in US patent 4,436,165.
Mens tetning av overgangen mellom en vertikal og lateral brønn er av betydning både for horisontale og multilaterale brønner, er gjeninntreden og soneisolasjon av spesiell betydning og oppviser spesielt vanskelige problemer ved multilaterale brønnkompletteringer. Gjeninntredning av laterale brønner er nødvendig for å utføre kompletterings-arbeidet, ytterligere boring og/eller utbedringsarbeide og stimuleringsarbeide. Isolering av en lateral brønn fra andre laterale forgreninger er nødvendig for å hindre fluidvandring og for å håndtere kompletteringspraksis og reguleringer med hensyn til den separate produksjon av forskjellige produk-sjonssoner. Sonevis isolering kan også være nødvendig dersom borehullet driver inn og ut av mål-reservoaret på grunn av utilstrekkelig geologisk kunnskap eller dårlig retnings-styring; og på grunn av trykkforskjeller i vertikalt forbipasserte strata, som vil bli omtalt nedenfor. While sealing the transition between a vertical and lateral well is important for both horizontal and multilateral wells, re-entry and zone isolation are of particular importance and present particularly difficult problems in multilateral well completions. Refitting of lateral wells is necessary to carry out the completion work, further drilling and/or remedial work and stimulation work. Isolation of a lateral well from other lateral branches is necessary to prevent fluid migration and to handle completion practices and regulations with regard to the separate production of different production zones. Zonal isolation may also be necessary if the borehole drifts in and out of the target reservoir due to insufficient geological knowledge or poor directional control; and due to pressure differences in vertically bypassed strata, which will be discussed below.
Når horisontale borehull blir boret i naturlig frakturerte reservoarer, anses sonevis isolering som ønskelig. Utgangs-trykket i naturlig frakturerte formasjoner kan variere fra en fraktur til den neste, som også hydrokarbongraviteten og sannsynligheten for innsnevring kan være. Ved å la disse produsere sammen tillater krysstrømning mellom frakturene og en enkelt fraktur med tidlig vanngjennombrudd, hvilket setter hele brønnens produksjon i fare. When horizontal boreholes are drilled in naturally fractured reservoirs, zonal isolation is considered desirable. The output pressure in naturally fractured formations can vary from one fracture to the next, as can hydrocarbon gravity and the probability of constriction. Allowing these to produce together allows cross-flow between the fractures and a single fracture with early water breakthrough, putting the entire well's production at risk.
Som nevnt ovenfor ble opprinnelig horisontale brønner komplettert med usementerte slissede foringsrør med mindre formasjonen var tilstrekkelig sterk til en komplettering med åpent hull. Begge metoder gjør det vanskelig å bestemme produksjonssonene og, dersom problemer utvikler seg, praktisk talt umulig å selektivt behandle den rette sone. Idag oppnås soneisolering ved bruk av enten utvendige f6ringsrør-ekspansjonspakninger på slissede eller perforerte foringsrør eller ved konvensjonell sementering og perforering. As mentioned above, originally horizontal wells were completed with uncemented slotted casing unless the formation was sufficiently strong for an open hole completion. Both methods make it difficult to determine the production zones and, if problems develop, virtually impossible to selectively treat the right zone. Today, zone isolation is achieved by using either external casing expansion gaskets on slotted or perforated casing or by conventional cementing and perforation.
Problemet med lateral brønnboringskomplettering (og spesielt multilateral brønnboring) har vært erkjent i mange år som reflektert i patentlitteraturen. F.eks. viser US patent 4.807.704 et system for å komplettere multiple sidebrønn-boringer ved bruk av en dobbel ekspansjonspakning og et avbøyende lede-element. US patent 2.797.893 viser en metode for komplettering av laterale brønner ved bruk av en fleksibel foring og avbøyningsverktøy. US patent 2.397.070 beskriver likeledes lateral brønnboringskomplettering ved bruk av fleksibelt foringsrør sammen med en lukke-skjerm for å avstenge sidebrønnen. I US patent 2.858.107 gir en uttakbar ledekile-enhet en innretning for å lokalisere (f.eks. gjeninntreden) en sidebrønn etter en komplettering av denne. US patent 3.330.349 viser en dor for å lede og komplettere multiple horisontale brønner. US patent nr. 4.396.075; 4.415.205; 4.444.276 og 4.573.541 vedrører samtlige generelt fremgangsmåter og anordninger for multilaterale kompletteringer ved bruk av en brønnramme eller rørførende hode. Andre patenter av generell interesse innenfor området horisontal brønnkomplettering innbefatter US patent nr. 2.452.920 og 4.402.551. The problem of lateral wellbore completion (and especially multilateral wellbore) has been recognized for many years as reflected in the patent literature. E.g. US Patent 4,807,704 discloses a system for completing multiple side well bores using a double expansion pack and a deflecting guide element. US patent 2,797,893 shows a method for completing lateral wells using a flexible liner and deflection tool. US patent 2,397,070 likewise describes lateral wellbore completion using flexible casing together with a shut-in screen to shut off the lateral well. In US patent 2,858,107, a removable guide wedge unit provides a means for locating (eg re-entering) a lateral well after a completion thereof. US patent 3,330,349 shows a mandrel for guiding and completing multiple horizontal wells. US Patent No. 4,396,075; 4,415,205; 4,444,276 and 4,573,541 all generally relate to methods and devices for multilateral completions using a well frame or pipe-conducting head. Other patents of general interest in the area of horizontal well completion include US patent no. 2,452,920 and 4,402,551.
Uansett de ovenfor beskrevne forsøk på å oppnå kostnadseffek-tive sidebrønnkompletteringer som kan arbeides på, er det fortsatt et behov for nye og forbedrede fremgangsmåter og anordninger for å tilveiebringe slike kompletteringer, spesielt tetning mellom overgangen av vertikale og laterale brønner, der evnen til gjeninntreden av sidebrønner (spesielt i multilaterale systemer) og oppnå soneisolering mellom respektive sidebrønner i et multilateralt brønnsystem. Regardless of the above-described attempts to achieve cost-effective lateral well completions that can be worked on, there is still a need for new and improved methods and devices to provide such completions, especially sealing between the transition of vertical and lateral wells, where the ability to re-enter side wells (especially in multilateral systems) and achieve zone isolation between respective side wells in a multilateral well system.
De ovenfor omtalte og andre ulemper og mangler med den kjente teknikk overvinnes eller unngås med de mange fremgangsmåter og anordninger ifølge den foreliggende oppfinnelse for komplettering av laterale brønner og nærmere bestemt komplettering av multilaterale brønner. I samsvar med tidligere US patentsøknad 07/926.451, inngitt 7. august 1992 og overdratt til foreliggende søker, der alt innhold i denne herved inngår som referanse, vises et antall fremgangsmåter og anordninger for å løse viktige og alvorlige problemer som oppstår ved laterale (og spesielt multilateral) komplettering innbefattende: 1. Fremgangsmåter og anordninger for å tette overgangen mellom en vertikal og laterale brønn. 2. Fremgangsmåter og anordninger for å entre igjen utvalgt lateral brønn for å utføre kompletteringsarbeide, ytterligere boring eller utbedringsarbeide og stimu-ler ingsarbe i de . 3. Fremgangsmåter og anordninger for å isolere en lateral brønn fra andre laterale forgreninger i en multilateral brønn for slik å hindre migrering av fluider og for å være i tråd med god kompletteringspraksis og bestemmelser med hensyn til separat produksjon og forskjellige produksj onssoner. The above-mentioned and other disadvantages and shortcomings of the known technique are overcome or avoided with the many methods and devices according to the present invention for the completion of lateral wells and more specifically the completion of multilateral wells. In accordance with previous US patent application 07/926,451, filed on August 7, 1992 and assigned to the present applicant, all contents of which are hereby incorporated by reference, a number of methods and devices are shown for solving important and serious problems arising from lateral (and especially multilateral) completion including: 1. Methods and devices for sealing the transition between a vertical and lateral well. 2. Procedures and devices for re-entering the selected lateral well to carry out completion work, further drilling or remedial work and stimulating work in the . 3. Procedures and devices for isolating a lateral well from other lateral branches in a multilateral well in order to prevent the migration of fluids and to be in line with good completion practices and provisions with regard to separate production and different production zones.
Foreliggende oppfinnelse er kjennetegnet ved de i karakte-ristikken til det selvstendige krav 1 angitte trekk. Fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige kravene. The present invention is characterized by the features indicated in the characteristics of independent claim 1. Advantageous embodiments of the invention appear from the independent claims.
Det presenteres en forbedret fremgangsmåte vedrørende de forangående multilaterale og relaterte kompletteringsmetoder. Nærmere bestemt er en fremgangsmåte presentert for å komplettere multilaterale brønner og opprettholde valgvis gjeninntreden i disse multilaterale brønner. For å utføre dette bores en primær brønnboring og fores. Deretter bores en første lateral brønn ut av bunnen av brønnboringen og et kjøreverktøy leder en streng med utvendige fåringsrør-pakninger, som har glidehylser anordnet mellom seg og en pakningsboring-mottaker, i denne (eller i en foretrukken utførelse) en ny sidekoplingmottaker som benyttet istedenfor pakningsboring-mottakeren). Deretter blir en ledekile og en forankring montert til pakningsboring-mottakeren (eller sidekopling-mottakeren) og når de er i flukt bores en andre sidebrønn bort fra den første sidebrønn. Etter opphenting av ledekilen og forankringen blir så en ny avleder og fanghode-enhet blir deretter kjørt ned med fortrinnsvis den samme forankringsflukt som ledekileforankringen for korrekt å sammenføre avlederhodet med den andre sidebrønn. Ved dette tidspunkt kan en andre streng med utvendige utfåringsrør-pakninger som også har glidehylser kjøres ned i den andre sidebrønn. Et selektivt gjeninnføringsverktøy med en ny parallell tetningsenhet nedenfor kan deretter kjøres ned på en enkelt produksjonsrørstreng og knyttes tilbake til overflaten til et standard brønnhode. I en foretrukken utførelse innbefatter det selektive gjeninnføringsverktøy en avlederklaff som kan fjernmanøvreres for å velge enten den første eller andre sidebrønnboring for gjeninntreden. Avlederklaffen hindrer ikke fluidstrømning fra noen av sideboringene nedenfor. An improved method is presented regarding the preceding multilateral and related completion methods. More specifically, a method is presented for completing multilateral wells and maintaining optional re-entry into these multilateral wells. To do this, a primary well bore is drilled and lined. Next, a first lateral well is drilled out of the bottom of the wellbore and a driving tool guides a string of external furrow packings, which have sliding sleeves arranged between them and a packing bore receiver, in this (or in a preferred embodiment) a new side connection receiver that uses instead the gasket bore receiver). Then a guide wedge and an anchor are fitted to the packing bore receiver (or side coupling receiver) and when they are flush a second side well is drilled away from the first side well. After retrieving the guide wedge and the anchorage, a new diverter and trap head unit is then driven down with preferably the same anchoring flight as the guide wedge anchorage to correctly connect the diverter head with the other sidewell. At this point, a second string of external casing pipe gaskets which also have sliding sleeves can be driven down into the second side well. A selective reintroduction tool with a new parallel seal assembly below can then be run down a single production tubing string and tied back to the surface of a standard wellhead. In a preferred embodiment, the selective reentry tool includes a diverter flap that can be remotely operated to select either the first or second sidewell bore for reentry. The diverter flap does not prevent fluid flow from any of the side bores below.
I en foretrukken utførelse innbefatter fanghodet et par parallelle forskutte boringer, hvor den ene kommuniserer med hovedbrønnboringen mens den andre kommuniserer med side-brønnboringen. Boringen som fører til sideboringen er forsynt med en ny f6ringsrør-tilbaketrekningshylse. Deretter er begge boringer forsynt med en ny parallell tetningsenhet og denne parallelle tetningsenhet blir så sammenført til enten et selektivt gjeninntredelsesverktøy eller annet produksjonsrør. In a preferred embodiment, the trap head includes a pair of parallel offset bores, one of which communicates with the main wellbore while the other communicates with the side wellbore. The bore leading to the side bore has been fitted with a new guide tube retraction sleeve. Both wells are then fitted with a new parallel seal unit and this parallel seal unit is then joined to either a selective re-entry tool or other production tubing.
Det skal forstås at foreliggende fremgangsmåte gir muligheten for å entre hvilke som helst av brønnboringens komplet-teringsstrenger for det formål av å lede en aktivitet slik som syrebehandling, frakturering, vasking, perforering og lignende. Den foreliggende oppfinnelse gjør at en operatør kan velge fra overflaten hvilken som helst sideboring ved bruk av en fjernstyrt streng eller vaierline-metoder og dermed lede utstyret inn i en utvalgte sideboring. It should be understood that the present method provides the possibility of entering any of the wellbore's completion strings for the purpose of directing an activity such as acid treatment, fracturing, washing, perforating and the like. The present invention enables an operator to select from the surface any side bore using a remote controlled string or wireline methods and thus guide the equipment into a selected side bore.
I tillegg til de foranstående nye fremgangsmåter innbefatter den foreliggende oppfinnelse et antall viktige og nye verktøy og enheter for bruk med de beskrevne fremgangsmåter så vel som andre kompletteringsmetoder (multilaterale eller andre). I samsvar med den foreliggende oppfinnelse er f.eks. en ny sidekopling-mottaker eller LCR tilveiebragt som funksjonerer til (1) gi en innretning for å kjøre ned en nedre komplettering i brønnen; (2) sørge for en innretning for å orientere en opphentbar ledekile-enhet og/eller fanghode/avlederenhet; og (3) sørge for innretninger for å feste en øvre komplettering In addition to the foregoing novel methods, the present invention includes a number of important and novel tools and devices for use with the described methods as well as other complementary methods (multilateral or otherwise). In accordance with the present invention, e.g. a new lateral coupling receiver or LCR is provided which functions to (1) provide a means for driving down a lower completion into the well; (2) providing a means for orienting a retrievable guide wedge assembly and/or trap head/deflector assembly; and (3) provide means for attaching an upper complement
til en nedre komplettering. to a lower complement.
LCR innbefatter en øvre seksjon for å romme en låsegjenge og glatt tetningsboring som respektivt gjengemessig fester til og passer med tetningene fra en orienteringsforankring. Et sentralt parti av LCR innbefatter en orienteringsknast for sammenføring med orienteringsforankringen og gir et fast referansepunkt for den opphentbare ledekile og/eller fanghode/avlederenhet; og et nedre parti av LCR innbefatter en indre korresponderende (f.eks. profilert) overflate for feste til et passende innføringsverktøy. Med fordel innbefatter LCR tre sylindriske, gjengemessig sammenførte rørstusser (som respektivt innbefatter (1) låsegjengen og tetningsboringen; (2) orienteringsforankringens innrettings-knast og (3) innføringsverktøyets profilerte koplingsflater) og en fjerde nedre rørstuss. LCR kombinerer alle de foran nevnte trekk som gir et nytt verktøy som gir muligheten til å sette et ubestemt antall sidebrønner på hverandre i en enkelt brønn. The LCR includes an upper section to accommodate a locking thread and smooth seal bore that respectively thread to and mate with the seals from an orientation anchor. A central portion of the LCR includes an orientation cam for mating with the orientation anchor and provides a fixed reference point for the retrievable guide wedge and/or catch head/deflector assembly; and a lower portion of the LCR includes an internal mating (eg, profiled) surface for attachment to a suitable insertion tool. Advantageously, the LCR includes three cylindrical, threadedly joined pipe fittings (which respectively include (1) the locking thread and the sealing bore; (2) the orientation anchor's alignment lug and (3) the insertion tool's profiled mating surfaces) and a fourth lower pipe fitting. LCR combines all the features mentioned above to provide a new tool that gives the ability to place an indefinite number of side wells on top of each other in a single well.
En annen viktig verktøyenhet som benyttes ved fremgangsmåter for lateral komplettering ifølge den foreliggende oppfinnelse er den foran nevnte nye fanghode/avlederenhet som installeres ved overgangen mellom hovedbrønnboringen og sideforgreningen og som gjør at produksjonsrøret til hver av disse kan orienteres og forankres. Denne fanghode/avlederenhet gir videre doble tetningsboringer for å knytte tilbake til overflaten enten en dobbel pakningskomplettering eller en enkelt produksjonsrørstreng-komplettering som benytter et selektivt gjeninntredelsesverktøy (SRT). Fanghodet/avlederen omfatter et fanghode, en avlederrørstuss, to stag som forbindende elementer mellom fanghodet og avlederrørstussen og en produksjonsrørskjøt som kommuniserer mellom fanghodet og avlederrørstussen. Fanghodet har en stor og en liten boring. Den store boring er en mottaker for en tilbaketrekk-hylse (beskrevet senere) innført på toppen av sideborings-strengen, og den lille boring er en tetningsboring for å knytte hovedbrønnboringen tilbake til overflaten. Under fanghodet er en rørseksjon skrudd til den lille boring. Røret passerer gjennom en vinklet glatt boring i avlederrørstussen som gjør at rørseksjonen avbøyer fra sideforskyvningen i den lille boring av fanghodet tilbake til fanghodets senterlinje, og dermed boringshullets senterlinje med hvilket den er konsentrisk. Ved å ta forskuttheten gjennom lengden av en rørseksjon (typisk 30 ft) gir mulighet for en gradvis bøying som ikke vil hindre passeringen av en vaierline eller verktøy gjennom produksjonsrøret for utbedringsarbeide og simu-leringsarbeide i sidebrønnen. Another important tool unit that is used in methods for lateral completion according to the present invention is the aforementioned new trap head/deflector unit which is installed at the transition between the main wellbore and the side branch and which enables the production pipe of each of these to be oriented and anchored. This traphead/divert assembly further provides dual seal bores to connect back to surface either a dual packing completion or a single production tubing string completion utilizing a selective re-entry tool (SRT). The trap head/deflector comprises a trap head, a diverter pipe socket, two stays as connecting elements between the trap head and the diverter pipe socket and a production pipe joint that communicates between the trap head and the diverter pipe socket. The catch head has a large and a small bore. The large bore is a receiver for a pullback sleeve (described later) inserted on top of the lateral drill string, and the small bore is a seal bore to connect the main wellbore back to the surface. Under the trap head, a pipe section is screwed to the small bore. The pipe passes through an angled smooth bore in the diverter pipe stub which causes the pipe section to deflect from the lateral displacement in the small bore of the trap head back to the center line of the trap head, and thus the center line of the bore hole with which it is concentric. Taking the offset through the length of a pipe section (typically 30 ft) allows for a gradual bend that will not prevent the passage of a wireline or tool through the production pipe for remedial work and simulation work in the side well.
Som nevnt er fanghodet og avlederrørstykket koplet med to stag som stiv fester fanghodet og avlederrørstussen både aksielt og dreiemessig. Ettersom "vinduslengden" til sideboringsinngangen varierer avhengig av hulldimensjonen og byggevinkelen for sidesporet, gjøres avstanden mellom fanghodet og avlederrørstussen justerbar ved å variere lengden på stagene. Dette er viktig for at system skal funksjonere korrekt, idet fanghodet og avlederen må skreve over sidesporets utgangsvindu fra hovedbrønnboringen. As mentioned, the catch head and the diverter pipe piece are connected with two struts which rigidly attach the catch head and the diverter pipe end both axially and rotationally. As the "window length" of the side bore entrance varies depending on the hole dimension and the build angle of the side track, the distance between the catch head and the diverter pipe stub is made adjustable by varying the length of the struts. This is important for the system to function correctly, as the trap head and diverter must overwrite the side track's exit window from the main wellbore.
I samsvar med et viktig trekk for fanghodet er profilen på toppen av fanghodet utformet slik at det retter produksjons-røret for sideboringen inn i den store boring i fanghodet og orienterer også den parallelle tetningsenhet (beskrevet senere) når det skapes forbindelse tilbake til overflaten med en dobbelpakningskomplettering eller en enkelt rørkomplet-tering. Orienteringen utføres ved å kombinere en skrå profil med en slisset skråflate rundt brønnboringen og en sammensatt vinklet flate over spalten. Når røret for sideboringen føres inn, dersom dens nese først kontakter avlederen føres den inn i den store boring, og dersom den først lander over det mindre borehull; hindres den i å entre fordi nesens diameter er bredere enn slissen over det mindre borehull. Ettersom nesen ikke kan passere slissen, blir den ned den sammensatte vinkel som også leder den til et større borehull. Likeledes når den parallelle tetningsenhet orienteres kontakter sideboringstetningene, som er lengre enn hovedboringens tetninger, først fanghodet og ledes til det større borehull i dette på nøyaktig samme måte som beskrevet for sideboringens rørstreng. Når sideboringstetningene i den parallelle tetningsenhet er ledet i det korrekte borehull, er hoved-brønnens tetninger begrenset med hensyn til størrelsen av rotasjonsmessig uoppretthet de kan ha på grunn av at den parallelle tetningsenhet kun kan svinge rundt sideboringens tetningsakse med størrelsen av diametralt klaring mellom hoveddiameteren av den parallelle tetningsenhet og den innvendige diameter av den konsentriske hovedboring hvori de blir installert. Den sammensatte vinkel på fanghodet er utformet slik at dens overflate vil inneha denne størrelsen på rotasjonsmessig uoppretthet, og påsette en kraft mot de primære brønnboringstetninger for å føre disse inn i deres tetningsboring. In accordance with an important feature of the trap head, the profile on the top of the trap head is designed to direct the production pipe of the side well into the large bore of the trap head and also orients the parallel seal assembly (described later) when connecting back to the surface with a double packing completion or a single pipe completion. The orientation is carried out by combining an inclined profile with a slotted inclined surface around the wellbore and a compound angled surface above the slot. When the pipe for the side bore is inserted, if its nose first contacts the diverter it is inserted into the large bore, and if it first lands over the smaller bore; it is prevented from entering because the diameter of the nose is wider than the slot above the smaller bore. As the nose cannot pass the slot, it becomes down the compound angle which also leads it to a larger borehole. Likewise, when the parallel sealing unit is oriented, the side bore seals, which are longer than the main bore seals, first contact the catch head and are guided to the larger borehole in this in exactly the same way as described for the side bore pipe string. When the sidebore seals in the parallel seal assembly are guided in the correct borehole, the main well seals are limited in the amount of rotational misalignment they can have due to the fact that the parallel seal assembly can only pivot about the sidebore seal axis with the amount of diametrical clearance between the major diameter of the parallel seal unit and the inside diameter of the concentric main bore in which they are installed. The compound angle of the trap head is designed so that its surface will have this amount of rotational misalignment, applying a force against the primary wellbore seals to drive them into their seal bore.
Det foran nevnte fanghode/avlederenhet funksjonerer til å orientere og forankre multiple rørstrenger ved Y-overgangen i en olje- eller gassbrønn med multiple laterale brønnboringer. En viktig fordel med dette arrangement er å sørge for kommunikasjon til mange reservoarer eller tappe forskjellige steder inne i samme reservoar og kunne komme på nytt inn i disse brønnboringer for utbedring og stimulering. Den større boring i fanghodet gjør at den sekundære brønnborings produksjonsrør (foring) kan passere gjennom inntil toppen av foringen er i fanghodet. I samsvar med et viktig trekk ved denne oppfinnelsen benyttes en ny foring-tilbakeknytningshylse for å tres på toppen av foringen og lokalisere, låse og gi en tetningsmottaker for å isolere den sekundære brønn-borings produksjonsfluider. Foringens tilbakeknytningshylse innbefatter også et innføringsprofII for et passende innføringsverktøy. Foringsrørets tilbakeknytningshylse omfatter to sylindriske deler som, når det er montert, gir et innføringsverktøy-profi 1 for innføring av foringsrøret i brønnboringen. Hylsen har en lokaliseringsskulder på den ytre overflate for å indikere når hylsen er plassert i fanghodet, og et låsespor for låsepaler fra fanghodet for å sneppe i, for å gi motstand når det trekkbelastning mot hylsen. Når hylsen er på plass og innføringsverktøyet fjernet, eksponeres en innvendig gjenge og tetningsboring for den parallelle tetningsenhet (eller annet verktøy eller produksjonsrør) for å plugge inn for å isolere den sekundære sideboring. Ved å gi tetningspunktet mellom den parallelle tetningsenhet og hylsen elimineres behovet for å utføre en tetning i fanghodet på siden med den store boring. The above-mentioned trap head/deflector unit functions to orient and anchor multiple pipe strings at the Y-junction in an oil or gas well with multiple lateral well bores. An important advantage of this arrangement is to provide communication to many reservoirs or tap different places within the same reservoir and be able to re-enter these well bores for remediation and stimulation. The larger bore in the trap head allows the secondary wellbore's production pipe (casing) to pass through until the top of the casing is in the trap head. In accordance with an important feature of this invention, a novel casing tie-back sleeve is used to thread on top of the casing and locate, lock and provide a seal receiver to isolate the secondary wellbore production fluids. The liner's tie-back sleeve also includes an insertion profile for a suitable insertion tool. The casing tieback sleeve comprises two cylindrical parts which, when assembled, provide an insertion tool profi 1 for inserting the casing into the wellbore. The sleeve has a locating shoulder on the outer surface to indicate when the sleeve is positioned in the catch head, and a locking slot for locking pawls from the catch head to snap into, to provide resistance when tensile stress is applied to the sleeve. Once the sleeve is in place and the insertion tool removed, an internal thread and seal bore is exposed for the parallel seal assembly (or other tool or production tubing) to plug in to isolate the secondary side bore. By providing the sealing point between the parallel sealing unit and the sleeve, the need to perform a seal in the trap head on the large bore side is eliminated.
For å iverksette en tetning inne i fanghodet benyttes en ny forskutt parallell tetningsenhet med sentreringsanordning. Denne parallelle tetningsenhet bærer trykkbelastningene på hovedbrønnboringssiden og har en utskjæringsmekanisme på den sekundære brønnboringsside. Denne tetningsenhet kan også utgjøre forbindelsen mellom fanghodet og det selektive gjeninntredningsverktøy (SRT). Som beskrevet ovenfor er SRT verktøyet som knytter de to atskilte rørstrenger nedenfor det til en enkelt produksjonsrørstreng til overflaten eller den neste sideboring. Denne parallelle tetningsenhet har to tetningsanordninger parallelle med hverandre hvor en tetningsanordning har større diameter og er lengere enn den andre. Den større tetningsenhet tetter inn i tetningsboringen av tilbakeknytningshylsen som låses inn i fanghodet, og er festet til toppen av den sekundære brønnboringsproduksjons-rørstreng. Den mindre tetningsenhet tetter i den mindre boring i fanghodet. Den mindre enhet virket til å isolere hovedbrønnboringen. Den større tetningsenhet er lengre enn den mindre tetningsenhet som gjør at den større tetningsenhet entrer den riktige boring i fanghodet og innretter hele enheten. Innrettingen utføres ved å fange den større tetningsenhet i sin boring og fange sentreringsanordningen i brønnboringen. Dette begrenser positiv den rotasjonsmessige uopppretthet som kan finnes i den mindre tetningsenhet før entring inn i fanghodet. Den parallelle tetningsenhet innretter automatisk så mye som 120° rotasjonsmessige uoppretthet. Sentreringsanordningen omfatter fordelaktig to sylindrer med to forskutte forsenkningsboringer som er skrudd sammen. Når de er sammenskrudd, forbinder koplingene som befinner seg inn i de forsenkede boringer tetningsenhetene til deres respektive produksjonsrørstusser og er innfanget i de forsenkede boringer. Dette begrenser den aksielle bevegelse som er tilgjengelig for sentreringsanordningen. Et viktig trekk ved sentreringsanordningen er at den hever tetningsenhetene av brønnboringsveggen under innkjøring og entring; og letter det automatiske innrettingsstrekk ved den parallelle tetningsenhet og fanghodet som et system. To implement a seal inside the catch head, a new offset parallel seal unit with a centering device is used. This parallel seal assembly carries the pressure loads on the main wellbore side and has a cut-out mechanism on the secondary wellbore side. This sealing unit can also form the connection between the capture head and the selective re-entry tool (SRT). As described above, the SRT is the tool that connects the two separate tubing strings below it into a single production tubing string to the surface or the next lateral well. This parallel sealing unit has two sealing devices parallel to each other, where one sealing device has a larger diameter and is longer than the other. The larger seal assembly seals into the seal bore of the tieback sleeve that locks into the trap head, and is attached to the top of the secondary wellbore production tubing string. The smaller sealing unit seals in the smaller bore in the catch head. The smaller unit acted to isolate the main wellbore. The larger seal assembly is longer than the smaller seal assembly allowing the larger seal assembly to enter the correct bore in the catch head and align the entire assembly. The alignment is performed by capturing the larger sealing unit in its bore and capturing the centering device in the wellbore. This positively limits the rotational misalignment that can be found in the smaller sealing unit prior to entry into the trap head. The parallel seal unit automatically accommodates as much as 120° of rotational misalignment. The centering device advantageously comprises two cylinders with two offset countersunk bores which are screwed together. When screwed together, the couplings located in the countersunk bores connect the seal assemblies to their respective production pipe fittings and are captured in the countersunk bores. This limits the axial movement available to the centering device. An important feature of the centering device is that it raises the sealing units off the wellbore wall during run-in and entry; and facilitates the automatic alignment pull of the parallel seal unit and catch head as a system.
Som nevnt kjøres et selektivt gjeninntredelsesverktøy på kompletteringsstrengen for å gjøre det mulig for en operatør å velge den ønskede forgrening slik at den ønskede forgrening kan entres med en kveilrør-arbeidsstreng (eller lignende) og utføre den ønskede operasjon (f.eks. stimulering, frakturering, utrenskning, utveksling, etc). I en foretrukken utførelse innbefatter det selektiv gjeninntredelsesverktøy et ytre stasjonært rørstykke og en indre lengdeveis forflyttbar dor eller hylse. Med fordel er denne hylse koplet til en rektangulær kasse som ligger i avstand fra et utgang-rørstykke som har et par utgangsåpninger. En klaff er svingbart forbundet ved grensesnittet til utgangsåpningen. Sideveis forløpende ører på motsatte sider av klaffen er opptatt i et restriktivt par langstrakte, rampeformede føringsspalter utformet på motsatte sideflater i kassen. Under manøvrering vil et kjent veksleverktøy forflytte den indre hylse oppad eller nedad som bevirker at kassen likeledes beveger seg (i forhold til det ytre rørstykket). Lengdeveis bevegelse av kassen vil forårsake at ørene i klaffen beveger seg langs føringsspaltene hvorved klaffen vil svinge mellom en første stilling som leder et kveilrør gjennom en av utgangsåpningene til en andre stilling som leder kveilrøret gjennom den andre utgangsåpning. As mentioned, a selective reentry tool is run on the completion string to enable an operator to select the desired branch so that the desired branch can be entered with a coiled tubing work string (or similar) and perform the desired operation (eg stimulation, fracturing , purification, exchange, etc). In a preferred embodiment, the selective re-entry tool includes an outer stationary tube piece and an inner longitudinally movable mandrel or sleeve. Advantageously, this sleeve is connected to a rectangular box located at a distance from an outlet pipe piece which has a pair of outlet openings. A flap is pivotally connected at the interface to the exit opening. Laterally extending lugs on opposite sides of the flap are engaged in a restrictive pair of elongate, ramp-shaped guide slots formed on opposite side surfaces of the case. During manoeuvring, a known exchange tool will move the inner sleeve upwards or downwards, which causes the case to likewise move (in relation to the outer tube piece). Longitudinal movement of the case will cause the ears in the flap to move along the guide slots whereby the flap will swing between a first position which guides a coil tube through one of the outlet openings to a second position which guides the coil tube through the other outlet opening.
Med fordel er en dobbeltendet krage festet til et stasjonært rørstykke og bæres på den indre hylse. Kragen innbefatter en låsende forhøyning som passer med (f.eks. snepp-låser inn i) en av de to tilsvarende spor på den indre hylse. Sporene er plassert slik at de korresponderer med de to ønskede stillinger av klaffen. Kragen vil kun løsgjøres fra den indre hylse når en passende utsneppingskraft utøves med veksle-verktøyet slik at kragen normalt opprettholder klaffen i en fast, låst stilling. Advantageously, a double-ended collar is attached to a stationary piece of pipe and is carried on the inner sleeve. The collar includes a locking elevation that mates with (eg snaps into) one of the two corresponding slots on the inner sleeve. The grooves are positioned so that they correspond to the two desired positions of the flap. The collar will only be released from the inner sleeve when an appropriate release force is exerted with the exchange tool so that the collar normally maintains the flap in a fixed, locked position.
Med fordel kjøres fanghodet/avledersystemet inn i brønn-boringen ved bruk av et nytt f anghode-innføringsverktøy. Dette innføringsverktøy tillater sirkulasjon gjennom dets innvendige boring, og har indre trykkintegritet for å teste eventuelle tetninger under innføringsverktøyet før frigjøring av fanghodet. Dette innføringsverktøy innbefatter et festehode hvorfra en innføringsstuss og et hus forløper (eller koplingsdor). Innføringsstussen og huset er innbyrdes parallelle og er dimensjonert og utformet til respektivt å bli opptatt i fanghodets boringer med stor og liten diameter. Fanghodets innføringsverktøy tillater således at moment overføres omkring senterlinjen til fanghode-enheten til tross for at det er festet i en av de forskutte boringer. Denne momentoverføring utføres ved å forbinde koplingsdoren mellom innføringsverktøyet og fanghodet på den samme forskutthet som den store boring i fanghodet. Denne momentoverføring er viktig for pålitelig å kunne manipulere fanghode-enheten med innføringsstrengen. Advantageously, the trap head/deflector system is driven into the wellbore using a new trap head insertion tool. This insertion tool allows circulation through its internal bore, and has internal pressure integrity to test any seals under the insertion tool before releasing the capture head. This insertion tool includes a fastening head from which an insertion spigot and a housing extend (or coupling mandrel). The insertion spigot and the housing are mutually parallel and are dimensioned and designed to respectively be occupied in the large and small diameter bores of the catch head. The catch head insertion tool thus allows torque to be transmitted around the centerline of the catch head assembly despite being fixed in one of the offset bores. This torque transfer is carried out by connecting the coupling mandrel between the insertion tool and the catch head at the same offset as the large bore in the catch head. This torque transfer is important to reliably manipulate the catch head assembly with the insertion string.
Koplingsdoren i innføringsverktøyet har en indre bypass-hylse som åpner ved et forutbestemt trykk som gjør at en utløser-kule kan sirkuleres ned til sitt sete dersom fanghode skal føres inn og forankres i et lukket system. Dette er nødvendig når man må hydraulisk manipulere annet utstyr (noe som krever et lukket system) nede i brønnen før installering av fanghodet. Når bypass-hylsen er forflyttet til å tillate sirkulasjon, kan sirkulasjonen kun fortsette inntil kulen er i anlegg. På dette tidspunkt avstenges sirkulasjonsportene ovenfra og det resulterende økende produksjonsrørtrykk vil frigjøre innføringsverktøyet. The coupling mandrel in the insertion tool has an internal bypass sleeve that opens at a predetermined pressure which allows a trigger ball to be circulated down to its seat if the catch head is to be inserted and anchored in a closed system. This is necessary when you have to hydraulically manipulate other equipment (which requires a closed system) down the well before installing the trap head. Once the bypass sleeve is moved to allow circulation, circulation can only continue until the ball is in contact. At this point, the circulation ports are shut off from above and the resulting increasing production tubing pressure will release the insertion tool.
De ovenfor beskrevne og andre trekk og fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil fremgå og forstås av fagmannen ut fra den følgende detaljerte beskrivelse og tegningene. The above-described and other features and advantages of the present invention will be apparent and understood by the person skilled in the art from the following detailed description and the drawings.
Det vises nå til tegningene der like elementer er nummerert likt i de mange figurer: Figur 1-9 viser sekvensmessige lengdesnitt som illustrerer en metode for multilateral komplettering ved bruk av en ledekile-/ekspansjonspakningsenhet og et selektivt gjeninnføringsverktøy; Figur 10 viser et sideriss i snitt av et selektivt gjen-innføringsverktøy i samsvar med første utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 11 viser et toppriss i snitt av anordningen ifølge figur 10; Figur 12 viser et toppriss i snitt av en utførelse av en avlederklaff i samsvar med den foreliggende oppf innelse; Figur 12A viser et tverrsnittsriss langs linjen 12A-12A i figur 12; Figurene 13A og 13B viser lengdesnitt av en brønn-kompletteringsenhet for komplettering av multilaterale brønner i samsvar med en foretrukken utførelse av den foreliggende oppfinnelse; Figur 13C viser et forstørret tverrsnittsriss av en del av brønn-kompletteringsenheten avbildet i figur 13A; Figur 14 viser et lengdesnitt av en lateral koplingsmottaker eller LCR i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ; Figurene 15A, B og C er respektive topp-, side- og bunnriss av en del av det orienterende forankringsrør-stykket; Figur 16 viser et sideriss av en fanghode/avlederenhet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse; Figur 17 viser et venstre enderiss av fanghodet/avlederenheten ifølge figur 16; Figurene 18-20 er tverrsnittsriss tatt langs linjene 18-18, 19-19 og 20-20, respektivt i figur 16; Figurene 18A og 18B er snittriss tatt langs linjene 18A-18A og 18B-18B respektivt i figur 18; Figur 21 viser et lengdesnitt gjennom en féringsrør-trekkhylse i samsvar med den foreliggende oppfinnelse ; Figur 22 viser et lengdesnitt gjennom foringsrør-trekkhylsen ifølge figur 21 koplet til et innføringsverktøy; Figur 23 viser et lengdesnitt av en parallell tetningsenhet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse; Figur 24 viser et tverrsnitt langs linjen 24-24 ifølge figur 23; Figurene 25 og 26 viser lengdesnitt gjennom en foretrukken utførelse av det selektive gjeninnføringsverktøy i samsvar med den foreliggende oppfinnelse vist med klaffventilen plassert i respektive stillinger for hovedbrønnboringen og sideboringen; Figur 27 viser et sideriss, delvis i snitt, som avbilder klaffventilens underenhet benyttet i det selektive gjeninnføringsverktøy ifølge figurene 25 og 26; Figur 28 viser et tverrsnittsriss langs linjen 28-28 ifølge figur 27; Figur 29 og 29A viser lengdesnitt gjennom en fanghode/av-lederenhets innføringsverktøy i samsvar med den foreliggende oppfinnelse; Figurene 30, 31 og 32 viser snittriss langs linjene 30-30, 31-31 og 32-32 respektivt i figur 29; Figur 33 viser et skjematisk oppriss som avbilder fanghodets innføringsverktøy ifølge figur 29 som innfører en kompletteringsenhet i samsvar med den foreliggende oppfinnelse; og Figurene 34A-J er sekvensmessige skjematisk avbildninger som viser en foretrukken metode ved komplettering av multilaterale brønnboringer i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. Reference is now made to the drawings in which like elements are numbered alike in the several Figures: Figures 1-9 show sequential longitudinal sections illustrating a method of multilateral completion using a guide wedge/expansion packing assembly and a selective reinsertion tool; Figure 10 shows a side view in section of a selective reinsertion tool in accordance with the first embodiment of the present invention; Figure 11 shows a top view in section of the device according to Figure 10; Figure 12 shows a top view in section of an embodiment of a deflector flap in accordance with the present invention; Figure 12A shows a cross-sectional view along the line 12A-12A of Figure 12; Figures 13A and 13B show longitudinal sections of a well completion unit for completing multilateral wells in accordance with a preferred embodiment of the present invention; Figure 13C shows an enlarged cross-sectional view of a portion of the well completion assembly depicted in Figure 13A; Figure 14 shows a longitudinal section of a lateral coupling receiver or LCR in accordance with the present invention; Figures 15A, B and C are respective top, side and bottom views of a portion of the orienting anchor pipe piece; Figure 16 shows a side view of a trap head/deflector unit in accordance with the present invention; Figure 17 shows a left end view of the trap head/deflector unit according to Figure 16; Figures 18-20 are cross-sectional views taken along the lines 18-18, 19-19 and 20-20, respectively in Figure 16; Figures 18A and 18B are sectional views taken along the lines 18A-18A and 18B-18B respectively in Figure 18; Figure 21 shows a longitudinal section through a ferrule-pull sleeve in accordance with the present invention; Figure 22 shows a longitudinal section through the casing pull sleeve according to Figure 21 connected to an insertion tool; Figure 23 shows a longitudinal section of a parallel sealing unit in accordance with the present invention; Figure 24 shows a cross-section along the line 24-24 according to Figure 23; Figures 25 and 26 show longitudinal sections through a preferred embodiment of the selective reintroduction tool in accordance with the present invention shown with the flap valve placed in respective positions for the main well bore and the side bore; Figure 27 shows a side view, partially in section, depicting the flapper valve sub-assembly used in the selective reinsertion tool of Figures 25 and 26; Figure 28 shows a cross-sectional view along the line 28-28 according to Figure 27; Figures 29 and 29A show longitudinal sections through a trap head/deflector assembly insertion tool in accordance with the present invention; Figures 30, 31 and 32 show sections along lines 30-30, 31-31 and 32-32 respectively in figure 29; Figure 33 shows a schematic elevation depicting the catch head insertion tool of Figure 29 which inserts a completion unit in accordance with the present invention; and Figures 34A-J are sequential schematic depictions showing a preferred method for completing multilateral wellbores in accordance with the present invention.
I samsvar med den foreliggende oppfinnelse er ulike ut-førelser og fremgangsmåter og anordninger for komplettering av laterale, forgrenede eller horisontale brønner som forløper fra en enkelt hovedbrønnboring beskrevet, og nærmere bestemt for komplettering av multiple brønner som forløper fra en enkelt hovedsakelig vertikalbrønnboring (multilaterale boringer). Det skal forstås at selv om termene hoved, vertikal, avledet, horisontal, forgrening og lateral benyttes her av hensiktsmessige årsaker, vil fagmannen forstå at anordningene og fremgangsmåtene for de ulike utførelser av den foreliggende oppfinnelse kan benyttes med hensyn til brønner som forløper i retninger forskjellige fra det hovedsakelig vertikale eller horisontale. F.eks. kan hovedbrønnboringen være vertikal, skråstilt eller til og med horisontal. Derfor vil generelt den hovedsakelig vertikale brønn av og til bli referert til som hovedbrønn og brønn-boringene som forløper sideveis eller lateralt eller i hovedsak lateralt fra hovedbrønnboringen bli referert til som grenboringer. In accordance with the present invention, various designs and methods and devices for the completion of lateral, branched or horizontal wells that proceed from a single main well bore are described, and more specifically for the completion of multiple wells that proceed from a single mainly vertical well bore (multilateral bores ). It should be understood that although the terms main, vertical, derivative, horizontal, branching and lateral are used here for appropriate reasons, the person skilled in the art will understand that the devices and methods for the various embodiments of the present invention can be used with respect to wells that run in different directions from the mainly vertical or horizontal. E.g. the main wellbore can be vertical, inclined or even horizontal. Therefore, in general, the mainly vertical well will sometimes be referred to as the main well and the well bores that extend laterally or laterally or mainly laterally from the main well bore will be referred to as branch bores.
Det vises nå til figur 1 hvor en vertikal brønnboring 10 er blitt boret og et foringsrør 12 er innført i denne på kjent måte ved bruk av sement 14 for å danne et sementert brønn-foringsrør. Som vist i figurene 2 og 2A bores en første lateral brønn 16 (sidebrønn) og kompletteres på en kjent måte ved bruk av et foringsrør eller forlengelsesrør 18 som f.eks. er festet til foringsrøret 12 med et passende forlengelses-røroppheng (ikke vist). Reference is now made to Figure 1 where a vertical wellbore 10 has been drilled and a casing 12 has been introduced into this in a known manner using cement 14 to form a cemented well casing. As shown in Figures 2 and 2A, a first lateral well 16 (side well) is drilled and completed in a known manner using a casing or extension pipe 18 such as, for example. is attached to the casing 12 with a suitable extension pipe hanger (not shown).
En streng 20 innbefattende en eller flere utvendige fSrings-rør-ekspansjonspakninger 22 blir kjørt ned i den laterale brønn 16 ved hjelp av et innføringsverktøy (ikke vist). Det skal forstås at ethvert antall utvendige foringsrør-pakninger 22 kan benyttes avhengig av borehullparametrene. De utvendige f6ringsrør-pakninger 22 er med fordel de fremstilt og solgt av søkeren til den foreliggende oppfinnelse. De utvendige f6ringsrør-pakninger 22 er utvidbare og funksjonerer til, blant annet, å sperre for fluid- og gassmigrering. Lokalisert på strengen 20 og plassert mellom de utvendige foringsrør-pakninger 22, vil det forstås, at glidehylser 24 er anordnet for å åpne og stenge for kommunikasjon med en eller flere produserende soner. A string 20 including one or more external casing expansion packs 22 is driven down into the lateral well 16 by means of an insertion tool (not shown). It should be understood that any number of external casing seals 22 may be used depending on the borehole parameters. The external guide pipe gaskets 22 are advantageously those manufactured and sold by the applicant for the present invention. The external conduit seals 22 are expandable and function to, among other things, block fluid and gas migration. Located on the string 20 and positioned between the outer casing packings 22, it will be understood that slide sleeves 24 are arranged to open and close for communication with one or more producing zones.
Strengen 20 innbefatter også en pakningsboring-mottaker 26 plassert opp i hullet fra de utvendige fSringsrør-pakninger 22 som kjøres innenfor sidebrønnen 16 til et sted der det er ønskelig å bore en ytterligere brønn. Pakningsboringens mottaker 26 benyttes blant annet for frigjørbart feste av et antall verktøy som kreves for boring av ytterligere side-brønner. Pakningsboring-mottakeren 26 fremstilles og selges med fordel av søkeren av den foreliggende oppfinnelse og innbefatter et mottaksparti 27 og en kilespalt 28. Det skal forstås at kilespalten 28 funksjonerer som en mottaker for orientering og innretting f.eks. av en ledekile for å sikre riktig retningsboring som vil bli omtalt senere. En foretrukken og strukturelt endret pakningsboring-mottaker (også kjent som en sidekopling-mottaker eller LCR) er beskrevet i detalj med henvisning til figurene 13, 14 og 15A-B. Som det vil bli beskrevet i detalj senere, virker den nye side-kopl ing-mottaker som en mekanisme for innføring av den nedre kompletterende, orienterende ledekile-enhet og fanghodet/av-lederenhet og gir et grensesnitt mellom de nedre og øvre kompletteringer. The string 20 also includes a packing drilling receiver 26 placed up in the hole from the external casing packings 22 which is driven inside the side well 16 to a place where it is desirable to drill a further well. The packing bore's receiver 26 is used, among other things, for the releasable attachment of a number of tools required for drilling further side wells. The packing bore receiver 26 is manufactured and sold with the benefit of the applicant of the present invention and includes a receiving portion 27 and a wedge gap 28. It should be understood that the wedge gap 28 functions as a receiver for orientation and alignment e.g. of a guide wedge to ensure correct directional drilling which will be discussed later. A preferred structurally modified packing bore receiver (also known as a side link receiver or LCR) is described in detail with reference to Figures 13, 14 and 15A-B. As will be described in detail later, the new side-coupling receiver acts as a mechanism for inserting the lower complement, orienting guide wedge assembly and capture head/off guide assembly and provides an interface between the lower and upper complements.
Deretter kjøres ét kilerørstykke 30 med profil inn i sidebrønnen 16 for å sikre orienteringen av kilespalten 28. Det skal forstås at kilerørstykket 30 innbefatter en anordning 32 med mulighet for å måle mens det bores, et sirkulasjonsrørstykke 34 og ledekile-testforankring 36. Ledekile-testforankringen 36 innbefatter et hannparti 38 som er dimensjonert til å passe i det mottakende parti 27 av pakningsboring-mottakeren 26, og en forankringskile 40, dimensjonert til å passe med kilespalten 28. En foretrukket forankring 26 er avbildet med 176 i figur 13 og vil bli beskrevet i detalj senere. Som vist i figur 3 glideføres hannpartiet 38 inne i det mottakende parti 27 og ankerkilen 40 i ledekile-testforankringen 36 innføres i kilespalten 28. Kilerørstykket 30 med profil benytter apparatet 32 for måling mens det bores for å bestemme den radielle retning av kilespalten 28 (som best vist i figur 2A) og som kommuniserer den informasjon til overflaten. Then one wedge pipe piece 30 with a profile is driven into the side well 16 to ensure the orientation of the wedge gap 28. It should be understood that the wedge pipe piece 30 includes a device 32 with the possibility of measuring while it is being drilled, a circulation pipe piece 34 and guide wedge test anchorage 36. The guide wedge test anchorage 36 includes a male portion 38 sized to fit in the receiving portion 27 of the packing bore receiver 26, and an anchor wedge 40 sized to fit with the wedge slot 28. A preferred anchor 26 is depicted at 176 in Figure 13 and will be described in detail later. As shown in Figure 3, the male portion 38 is slid inside the receiving portion 27 and the anchor wedge 40 in the guide wedge test anchor 36 is inserted into the wedge slot 28. The wedge pipe piece 30 with profile uses the apparatus 32 for measurement while drilling to determine the radial direction of the wedge slot 28 (which best shown in Figure 2A) and which communicates that information to the surface.
Det vises nå til figur 4 hvor det etter at kilespalt 28 innretningsprofilen er bestemt med MWD-teknikken, kjøres en opphentbar ledekile-enhet 50 inn i sidebrønnen 16 med et innføringsverktøy 52. Ledekile-enheten 50 innbefatter fordelaktig en produksjon-injeksjonspakningsenhet 54, et anker 56 (også kjent som oppblåsbar forankring) og en vinklet ytre flate 58. Produksjon-injeksjonspakningsenheten 54, som er godt kjent, kan blåses opp med et fluid for å feste ledekile-enheten 50 i boringen i sidebrønnen 16 når forankringen 56 er sammenført med mottakeren 26. Innførings-verktøyet 52 innbefatter et langstrakt neseparti 60 som kan frigjørbart blåses til en spalt 62 anordnet gjennom den ytre overflate 58 av ledekile-enheten 50. Ankeret 56 innbefatter et hannparti 64 og en ankerkile 66 som begge også er dimensjonert til å kontakte det mottakende parti 27 og kilespalten 28 i mottakeren 26. Den ytre overflate 58 av ledekile-enheten 50 gir en overflatevinkel for å muliggjøre eller lette boringen av en ytterligere sidebrønn som vil bli beskrevet i det etterfølgende. En foretrukken opphentbar ledekile-enhet er vist i US patent, inngitt 25. januar 1994, med tittel "Retrievable Whipstock Packer Assembly" med oppfinner Daniel E. Dinhoble som er overdratt til søkeren av den foreliggende oppfinnelse og inngår herved som referanse. Reference is now made to Figure 4 where, after the wedge gap 28 device profile has been determined with the MWD technique, a retrievable guide wedge unit 50 is driven into the sidewell 16 with an insertion tool 52. The guide wedge unit 50 advantageously includes a production injection packing unit 54, an anchor 56 (also known as inflatable anchor) and an angled outer surface 58. The production injection packing assembly 54, which is well known, can be inflated with a fluid to secure the guide wedge assembly 50 in the bore in the side well 16 when the anchor 56 is mated to the receiver 26. The insertion tool 52 includes an elongated nose portion 60 which can be releasably blown into a gap 62 provided through the outer surface 58 of the guide wedge assembly 50. The anchor 56 includes a male portion 64 and an anchor wedge 66 both of which are also sized to contact it receiving portion 27 and the wedge slot 28 in the receiver 26. The outer surface 58 of the guide wedge assembly 50 provides a surface angle to enable or facilitate drilling of a further side well which will be described in what follows. A preferred retrievable guide wedge assembly is shown in US patent, filed January 25, 1994, entitled "Retrievable Whipstock Packer Assembly" by inventor Daniel E. Dinhoble which is assigned to the applicant of the present invention and is hereby incorporated by reference.
Som vist i figur 5, etter at innføringsverktøyet 52 er frigjort fra ledekile-enheten 50, kan et vindu freses ut (ikke vist) i boringen i sidebrønnen 16. Deretter kan et egnet og kjent bor 70 benyttes til å bore en andre sidebrønn 72 som kommuniserer med den første sidebrønn 16. As shown in Figure 5, after the insertion tool 52 has been released from the guide wedge unit 50, a window can be milled out (not shown) in the bore in the side well 16. Then a suitable and known drill 70 can be used to drill a second side well 72 which communicates with the first side well 16.
Etter at boringen av den andre sidebrønn 72 er ferdig, fjernes boret 70 som vist i figur 6 og et opphentingsverktøy 80 kjøres ned hovedbrønnen 10 og inn i den sidebrønn 16. Opphentingsverktøyet 80 innbefatter et par sentrerings-anordninger 82, som er sammenknyttet med en kopling 84, og et langstrakt neseparti 86 som er dimensjonert og utformet likt med nesepartiet 60 til innføringsverktøyet 52. Nesepartiet 86 er frigjørbart låst til spalten 62 i ledekile-enheten 50 for uttak av den samme. Sentreringsanordningene 82 er anordnet for å sentrere nesepartiet 86 inne i brønnboringen 16 for inngrep med ledekile-enheten 50. Koplingen 84 befinner seg mellom sentreringsanordningene 82 ved en skrå vinkel som kompenserer for det økede volum ved overgangen mellom brønnboringen 16 og brønnboringen 72 (se figur 6A). Opp-hentingsverktøyet 80 fjernes deretter som tar med seg ledekile-enheten 50. Det skal forstås at et foretrukket opphentingsverktøy er vist i den foran nevnte US søknad inngitt 25. januar 1994. After the drilling of the second side well 72 is finished, the drill bit 70 is removed as shown in Figure 6 and a retrieval tool 80 is driven down the main well 10 and into the side well 16. The retrieval tool 80 includes a pair of centering devices 82, which are connected by a coupling 84, and an elongated nose part 86 which is dimensioned and designed similarly to the nose part 60 of the insertion tool 52. The nose part 86 is releasably locked to the slot 62 in the guide wedge unit 50 for extraction of the same. The centering devices 82 are arranged to center the nose portion 86 inside the wellbore 16 for engagement with the guide wedge assembly 50. The coupling 84 is located between the centering devices 82 at an oblique angle which compensates for the increased volume at the transition between the wellbore 16 and the wellbore 72 (see Figure 6A ). The pick-up tool 80 is then removed, taking with it the guide wedge unit 50. It should be understood that a preferred pick-up tool is shown in the aforementioned US application filed on January 25, 1994.
Det vises så til figur 7 hvor et fanghode-innføringsverktøy 88 kjøres inn i brønnboringen 16. Koplet til verktøyet 88 er en rørseksjon 90 som i sin tur er montert til en avleder 91 og fanghode-enheten 92 (se også figur 9A). Fanghode-enheten har en inngangsåpning 94, en første utgangsåpning 96 og en andre utgangsåpning 98. Rørseksjonen 90 innbefatter et anker 99 som har et hannparti 100 og en kile 101 som passer med pakningsboring-mottakeren 26 som tidligere beskrevet. Fanghode-enheten 92 orienteres slik at når ankeret 99 er innført i pakningsboring-enheten 26, er den andre utgangsåpning 98 plassert i kommunikasjon med den andre sidebrønn 72. Etter anbringelse av fanghodet og avlederenheten 92 i korrekt stilling, kan innføringsverktøyet 88 deretter hentes opp. En foretrukken fanghode/avlederenhet er vist og beskrevet i detalj i det etterfølgende med hensyn til figurene 16-20. Et foretrukket innføringsverktøy 88 er også beskrevet i detalj i det etterfølgende med hensyn til figurene 29-32. Reference is then made to figure 7 where a trap head insertion tool 88 is driven into the wellbore 16. Connected to the tool 88 is a pipe section 90 which in turn is fitted to a diverter 91 and the trap head unit 92 (see also figure 9A). The traphead assembly has an inlet port 94, a first outlet port 96 and a second outlet port 98. The pipe section 90 includes an anchor 99 having a male portion 100 and a wedge 101 which mates with the packing bore receiver 26 as previously described. The catch head unit 92 is oriented so that when the anchor 99 is inserted into the packing drilling unit 26, the second exit opening 98 is placed in communication with the second side well 72. After placing the catch head and diverter unit 92 in the correct position, the insertion tool 88 can then be picked up. A preferred trap head/deflector assembly is shown and described in detail hereinafter with respect to Figures 16-20. A preferred insertion tool 88 is also described in detail below with respect to Figures 29-32.
Ved dette tidspunkt, som vist i figur 8, kan en andre streng 102, innbefattende minst et utvendig foringsrør-pakning 103, minst et par glidehylser 104 og en spiss ende 106, bli kjørt inn i den andre sidebrønn 72. Dette gjennomføres med innføringsverktøyet 110 som beveger den andre streng 102 gjennom hovedbrønnboringen 10 og deretter inn i enheten 92. Det vil forstås at den spisse ende 106 er utformet til å kontakte og avbøye fra avlederen 91 hvori den andre streng 110 vil tvinges inn i den andre sidebrønn 72. Både den ytre foringsrør-pakning 103 og glidehylsene 104 er fortrinnsvis de som har blitt beskrevet tidligere. Når den andre streng 110 er på plass inne i den andre sideboring 72, ekspanderes ekspansjonspakningene 103 og, som tidligere beskrevet, fjernes så innføringsverktøyet 110. At this point, as shown in Figure 8, a second string 102, including at least one external casing seal 103, at least a pair of sliding sleeves 104 and a pointed end 106, can be driven into the second side well 72. This is carried out with the insertion tool 110 which moves the second string 102 through the main well bore 10 and then into the unit 92. It will be understood that the pointed end 106 is designed to contact and deflect from the deflector 91 in which the second string 110 will be forced into the second side well 72. Both the outer casing packing 103 and the sliding sleeves 104 are preferably those that have been described previously. When the second string 110 is in place inside the second side bore 72, the expansion gaskets 103 are expanded and, as previously described, the insertion tool 110 is then removed.
I samsvar med et viktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse og henvisning til figurene 9 og 9B, er en selektiv gjeninnføringsenhet 120 montert til avleder og fangenheten 92 og en enkelt produksjonsrørstreng 122 forløper fra den sistnevnte og er knyttet tilbake til overflaten til f.eks. et standard brønnhode (ikke vist) produksjonsrørstrengen 122 innbefatter en ekspansjonspakning 124, hvis funksjon er kjent. Den selektive gjeninnføringsenhet 120 innbefatter en lokaliseringskile 126 for orientering med fanghode-enheten 92. Gjeninnføringsenheten 120 funksjonerer til enten å opprettholde atkomst fra overflaten til den første sideboring In accordance with an important feature of the present invention and referring to Figures 9 and 9B, a selective reintroduction unit 120 is fitted to the diverter and capture unit 92 and a single production tubing string 122 extends from the latter and is connected back to the surface of e.g. a standard wellhead (not shown) production tubing string 122 includes an expansion packer 124, the function of which is known. The selective reinsertion assembly 120 includes a locating wedge 126 for orientation with the catch head assembly 92. The reinsertion assembly 120 functions to either maintain surface access to the first side bore
16 eller for å gi atkomst til den andre sidebrønn 72. 16 or to provide access to the other side well 72.
Det vises nå til figurene 10 og 11 hvor en ny selektiv gjeninnføringsenhet 120 er anordnet og innbefatter et inngangshus 150 som er koplet til en utgangshus 152. Utgangshuset 152 innbefatter et hannparti 154 som har gjenger 156 og en tetning 158 for montasje til inngangshuset 150. Et par sideveis avstandsplasserte parallelle boringer 160 og 161 er anordnet aksialt gjennom utgangshuset 152. Boringene 160 og 161 kommuniserer med den første utgangsåpningen 96 og den andre utgangsåpning 98 av avleder og fanghode-enheten 92. Reference is now made to Figures 10 and 11 where a new selective reintroduction unit 120 is arranged and includes an input housing 150 which is connected to an output housing 152. The output housing 152 includes a male portion 154 which has threads 156 and a seal 158 for assembly to the input housing 150. pairs of laterally spaced parallel bores 160 and 161 are arranged axially through the output housing 152. The bores 160 and 161 communicate with the first output port 96 and the second output port 98 of the diverter and trap head assembly 92.
Inngangshuset 150 innbefatter en inngangsboring 159 som er koplet til den enkelte produksjonsrørstreng 122 med f.eks. gjenger (ikke vist) og har en krage 163 som danner en hovedsakelig avtrappet form. Anordnet i kragen 163 er en glidbar rørseksjon 165 som omfatter en oppad i hullet rørglider 166, en kopling 168 og en nedad i hullet rørglider 170. Den oppad i hullet glider 166 kan være utformet av enhver egnet substans slik som stållegering og innbefatter en innrettingsspalt 172, et par inngrepsspor 174 og en sentral boring 176. Innrettingsspalten 172 er formet til å motta et fremspring 178 som forløper fra den indre overflate 173 på kragen 163. Det skal forstås at inngrepssporene 174 funksjonerer til å motta kiler (ikke vist) på en aktuator (ikke vist) slik som HB-2-skifteverktøyet, fremstilt av den foreliggende søker, som kan monteres til brønnhullenden av en kveilrørstreng, en standard gjenget rørseksjon eller 1ignende. The inlet housing 150 includes an inlet bore 159 which is connected to the individual production pipe string 122 with e.g. threads (not shown) and has a collar 163 which forms a substantially stepped shape. Arranged in the collar 163 is a sliding pipe section 165 which comprises an up-in-the-hole pipe-slider 166, a coupling 168 and a downward-in-the-hole pipe-slider 170. The up-in-the-hole pipe-slider 166 can be formed of any suitable substance such as steel alloy and includes an alignment slot 172 , a pair of engagement grooves 174 and a central bore 176. The alignment slot 172 is shaped to receive a projection 178 extending from the inner surface 173 of the collar 163. It should be understood that the engagement grooves 174 function to receive wedges (not shown) on an actuator (not shown) such as the HB-2 shift tool, made by the present applicant, which can be mounted to the wellbore end of a coiled tubing string, a standard threaded tubing section, or similar.
Koplingen 168 er fortrinnsvis gjengekoplet mellom glideren 166 oppe i hullet og glideren 170 nede i hullet og er også med fordel lagd av stål. The coupling 168 is preferably threaded between the slider 166 at the top of the hole and the slider 170 at the bottom of the hole and is also advantageously made of steel.
Glideren 170 ned i hullet innbefatter en sentral boring 180, en posisjonskrage 182 og en avlederklaff 184. Den sentrale boring 180 er av vesentlig større indre diameter enn den indre diameter av den sentrale boring 176 i glideren 166 oppad i hullet for å sørge for kommunikasjon mellom inngangsboringen 159 og hver av boringene 160 eller 161 i utgangshuset 152. Posisjoneringskragen 182 benyttes til å muliggjøre en snepplåsende anbringelse med to posisjoner av rørseksjonen 165. En første posisjon for å gi kommunikasjon mellom inngangsboringen 159 i inngangshuset 150 og boringen 161 i utgangshuset 152 og en andre posisjon for kommunikasjon med boringen 160. For å få til dette trekk med to posisjoner er posisjoneringskragen 182 fortrinnsvis hovedsakelig med tynt tverrsnitt og utformet av et elastisk materiale, f.eks. en stållegering. Posisjoneringskragen 182 har også sylindrisk form og innbefatter et ringformet fremspring 190 som kontakter hvert av et par ringspor 192 og 194 anordnet på en innvendig overflate 196 av kragen 164. Det ringformede fremspring 190 innbefatter avfasede kanter (ikke nummerert) som funksjonerer til å gi snepplåsbevegelse fra et ringspor til et annet under bevegelse av rørseksjonen 165. Strømnings-slisser 196 blir med fordel også benyttet på posisjoneringskragen 182. The slider 170 down the hole includes a central bore 180, a positioning collar 182 and a diverter flap 184. The central bore 180 is of a substantially larger inner diameter than the inner diameter of the central bore 176 in the slider 166 up in the hole to ensure communication between the inlet bore 159 and each of the bores 160 or 161 in the output housing 152. The positioning collar 182 is used to enable a two-position snap-locking arrangement of the pipe section 165. A first position to provide communication between the input bore 159 in the input housing 150 and the bore 161 in the output housing 152 and a second position for communication with the bore 160. In order to achieve this feature with two positions, the positioning collar 182 is preferably mainly of thin cross-section and formed of an elastic material, e.g. a steel alloy. The positioning collar 182 is also cylindrical in shape and includes an annular projection 190 which contacts each of a pair of ring grooves 192 and 194 provided on an interior surface 196 of the collar 164. The annular projection 190 includes chamfered edges (not numbered) which function to provide snap-lock movement from one annular groove to another during movement of the tube section 165. Flow slots 196 are advantageously also used on the positioning collar 182.
Avlederklaffen 184 er med fordel tildannet av et passende sterkt materiale, slik som stål og er sentralt montert i boringen 180. Avlederklaffen 184 innbefatter en plate 200 som forløper radielt fra en tapp 202. Hver av de ytre ender 204 og 204' på tappen 202 forløper gjennom et par slisser 206 og 206' i den nedad i hullet rørglider 170 og er roterbart montert i kragen 164. Tappen 202 er anordnet i en tilstrekkelig avstand fra boringen 160, 161 i utgangshuset 152. Et par tannhjul 208 og 208' er anordnet på tappen 202 og er i inngrep med tenner 210 og 210' plassert innenfor spalter 206 og 206'. Strømningsspalter 212 er anordnet gjennom plate 200. I drift glideføres rørseksjonen 165 inne i inngangshuset 150 som tidligere omtalt som bevirker at tannhjulene 208 og 208' dreier, som i sin tur bevirker at platen 200 beveger seg fra f.eks. en posisjon 220 til en posisjon 222 som dermed gir kommunikasjon fra boringen 159 til hver boring 160 eller 161. The diverter flap 184 is advantageously made of a suitable strong material, such as steel and is centrally mounted in the bore 180. The diverter flap 184 includes a plate 200 which extends radially from a pin 202. Each of the outer ends 204 and 204' of the pin 202 extends through a pair of slots 206 and 206' in it downwards in the hole tube slides 170 and is rotatably mounted in the collar 164. The pin 202 is arranged at a sufficient distance from the bore 160, 161 in the output housing 152. A pair of gears 208 and 208' are arranged on the pin 202 and is engaged with teeth 210 and 210' placed within slots 206 and 206'. Flow slits 212 are arranged through plate 200. In operation, the pipe section 165 is slid inside the input housing 150 as previously mentioned which causes the gears 208 and 208' to turn, which in turn causes the plate 200 to move from e.g. a position 220 to a position 222 which thus provides communication from the bore 159 to each bore 160 or 161.
Figurene 12 og 12A viser en foretrukken utførelse av avlederklaffen 184 i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. I denne utførelsen innbefatter avlederklaffen 184 en plate 230 som forløper fra en tapp 232. Tappen 232 er svingbart montert på utgangshuset 152. Et par knaster 234 forløper utad fra motsatte sidekanter av platen 230 gjennom et par slisser 236 plassert på motsatte sider av den nedad i hullet rørglider 170. Hver av slissene 236 innbefatter et vinklet parti 238 og to flate partier 240 og 242. Ved bevegelse av den glidbare rørseksjon 165 glir knastene 234 gjennom slisser 236 til å dreie platen 230 for å gi selektiv kommunikasjon med enten boringen 160 eller 161 (figur 10). Figures 12 and 12A show a preferred embodiment of the deflector flap 184 in accordance with the present invention. In this embodiment, the diverter flap 184 includes a plate 230 extending from a pin 232. The pin 232 is pivotally mounted on the output housing 152. A pair of lugs 234 extend outwardly from opposite side edges of the plate 230 through a pair of slots 236 positioned on opposite sides of it downwardly in the hole tube slides 170. Each of the slots 236 includes an angled portion 238 and two flat portions 240 and 242. Upon movement of the sliding tube section 165, the lugs 234 slide through the slots 236 to rotate the plate 230 to provide selective communication with either the bore 160 or 161 (figure 10).
Det skal forstås at en enda mer foretrukken utførelse av det selektive gjeninnføringsverktøy er beskrevet i detalj i det etterfølgende med henvisning til figurene 25-28. It will be understood that an even more preferred embodiment of the selective reinsertion tool is described in detail hereinafter with reference to Figures 25-28.
Fordelaktig benytter den foranstående metode ved komplettering av multilaterale brønner et utvalg verktøy som har foretrukne konstruksjoner som vil nå bli omtalt i detalj. I enkelte tilfeller er disse foretrukne konstruksjoner noe forskjellig fra konstruksjonene i analoge verktøy i den foranstående metode beskrevet ovenfor og i dette henseende blir metodikken for den foranstående metode noe endret for å bruke de foretrukne verktøykonstruksjoner. Nærmere bestemt vil en detaljert beskrivelse nå gis av foretrukne konstruksjoner eller oppbygninger av en sidekopling-mottaker, en fanghode-enhet, et forlengelsesrør-trekkverktøy, en parallell tetningsenhet, et fanghode-innføringsverktøy og et selektivt gjeninnføringsverktøy. I enkelte tilfeller vil den følgende detaljerte beskrivelse gjøre henvisning til figurene 13A-C som er snittriss som viser foretrukne konstruksjoner av hvert verktøy i en montert enhet nede i brønnhullet. Advantageously, the above method when completing multilateral wells uses a selection of tools that have preferred constructions which will now be discussed in detail. In some cases these preferred constructions are somewhat different from the constructions in analogous tools in the preceding method described above and in this respect the methodology of the preceding method is somewhat changed to use the preferred tool constructions. More specifically, a detailed description will now be given of preferred designs or constructions of a side coupling receiver, a catch head assembly, an extension tube pulling tool, a parallel seal assembly, a catch head insertion tool and a selective reinsertion tool. In some cases, the following detailed description will make reference to Figures 13A-C which are sectional views showing preferred constructions of each tool in an assembled unit down the wellbore.
Det vises nå til figurene 13-15A-C hvor en foretrukken oppbygning av en sidekopling-mottaker (vist generelt med 250 i figur 14) nå vil bli beskrevet. Det vil forstås at LCR 250 er funksjonelt lik med pakningsboring-mottakeren 26; imidlertid som det vil bli omtalt, har LCR 250 flere betydelige forskjeller og fordelaktige forbedringer. LCR 250 har minst tre hovedfunksjoner innbefattende Reference is now made to Figures 13-15A-C where a preferred structure of a side-switch receiver (shown generally at 250 in Figure 14) will now be described. It will be understood that the LCR 250 is functionally similar to the packing bore receiver 26; however, as will be discussed, the LCR 250 has several significant differences and beneficial improvements. The LCR 250 has at least three main functions including
(1) sørge for en innretning for innkjøring av den nedre komplettering i brønnen; (2) sørge for en innretning for orientering av den opphentbare ledekile og fanghode-enhetene; og (3) sørge for en innretning for feste av den øvre komplettering til den nedre komplettering. (1) provide a device for driving the lower completion into the well; (2) providing a means for orientation of the retrievable guide wedge and catch head assemblies; and (3) provide a means for attaching the upper complement to the lower complement.
En sekundær funksjon med LCR 250 innbefatter evnen til å opprettholde orienteringen mellom respektive sidekompletteringer i det tilfellet at slike sidekompletteringer er satt på hverandre inne i brønnboringen i en brønn. A secondary function with the LCR 250 includes the ability to maintain the orientation between respective side completions in the event that such side completions are placed on top of each other inside the wellbore in a well.
Det vises nå spesielt til figur 14 der LCR 250 innbefatter tre konstruksjonsmessige hovedtrekk (som kan arrangeres i hvilken som helst rekkefølge). Et første trekk innbefatter et profil for inngrep av et innføringsverktøy, et andre trekk innbefatter en orienteringsknast for å orientere enten ledekile-enheten eller fanghodet-avlederenheten og et tredje konstruksjonstrekk innbefatter en låst gjenge og tetningsboring for forankring og tetning respektivt. En kombinasjon av disse trekk i et enkelt verktøy muliggjør at LCR 250 gir en ny tjeneste og det gir muligheten for å sette et ube-grenset antall sidebrønner på hverandre i en enkelt brønn. Med hver sidebrønn ferdig, blir LCR 250 koplingsanordningen for avlederutstyr (f.eks. fanghode/avlederenheten) ved Y-overgangen til sideboringen som omtalt i den foran nevnte metode og som vil bli omtalt i nærmere detalj nedenfor. Mens LCR 250 kan omfatte et enkelt eller verktøyhus i et stykke, ut fra et produksjonsstandpunkt, omfatter LCR 250 med fordel tre graderte (f.eks. minskende ytre diametrer) sylindrer 252, 254 og 256 som er skrudd sammen med premium koplinger. I en foretrukken utførelse er de innvendige diametrer av sylin-drene 252 og 254 hovedsakelig like (f.eks. 121 mm) mens den innvendige diameter av sylinderen 256 er mindre (f.eks. 93 mm). Den øvre sylinder 252 har en innvendig gjenget inngang 258 for å motta en ankerlås som vil bli omtalt senere. Nedstrøms fra den gjengede seksjon 258 er en glatt tetnings-flate 260 for opptak av tetninger på anker låsen. Den øvre sylinder 252 har også en integrert føringsring 272 for å lette innføringen til tetningsboringen under entring, og en fortykket ytre diameter for å holde LCR 250 sentralt i brønnboringen. Reference is now made in particular to Figure 14 where the LCR 250 includes three main structural features (which can be arranged in any order). A first feature includes a profile for engagement of an insertion tool, a second feature includes an orientation cam to orient either the guide wedge assembly or the catch head deflector assembly and a third design feature includes a locked thread and sealing bore for anchoring and sealing respectively. A combination of these features in a single tool makes it possible for the LCR 250 to provide a new service and it gives the opportunity to place an unlimited number of side wells on top of each other in a single well. With each lateral well completed, the LCR 250 diverter equipment coupling device (eg trap head/diverter assembly) becomes at the Y transition to the lateral well as discussed in the aforementioned method and which will be discussed in more detail below. While the LCR 250 may comprise a single or one-piece tool housing, from a manufacturing standpoint, the LCR 250 advantageously comprises three graduated (eg, decreasing outer diameters) cylinders 252, 254 and 256 bolted together with premium couplings. In a preferred embodiment, the inside diameters of cylinders 252 and 254 are substantially equal (eg, 121 mm) while the inside diameter of cylinder 256 is smaller (eg, 93 mm). The upper cylinder 252 has an internally threaded entry 258 to receive an armature lock which will be discussed later. Downstream from the threaded section 258 is a smooth sealing surface 260 for receiving seals on the armature lock. The upper cylinder 252 also has an integral guide ring 272 to facilitate insertion into the seal bore during entry, and a thickened outer diameter to keep the LCR 250 centered in the wellbore.
Skrudd til den øvre sylinder 252 er orienteringsrørstykket 254. Rørstykket 254 har en orienteringsknast 262 som forløper utad og radielt inn i den indre diameter av orienteringsrør-stykket 254. Orienteringsknasten 262 er omtrentlig rektangulær i tverrsnitt og, som det vil bli omtalt senere, passer med en spalt i ankerlåsen. Knasten 262 er montert i en utfrest spalt 270 satt i en forsenket boring i premium-endegjengen. Dette gjør at en ikke-trykkholdende sveis for knasten som ikke kommer i konflikt med virkningen til den premium kopling. Nedad i brønnhullet fra orienteringsrør-stykket 254 og gjenget til dette er koplingsrørstykket 256. Koplingsrørstykket 256 innbefatter et par avstandsbeliggende profiler 264 og 266 som er dimensjonert og posisjonert til å passe med et passende innføringsverktøy som fortrinnsvis er HR-forlengelsesrør-innføringsverktøy fremstilt og solgt av Baker Oil Tools og vist generelt med 372 i figur 22. Med fordel er det nedre rørstykket 268 gjengemessig festet til den nederste enden av koplingsrørstykket 256. Det nedre rørstykket 268 innbefatter indre gjenger 269 for kopling av LCR 250 til den nedre komplettering (slik som vist med 22 og 24 i figur 2). Det nedre rørstykket har en mindre total indre og ytre diameter enn de forutgående rørstykker, der den indre diameter med fordel er 76 mm. Som det tydelig fremgår av det foranstående, er med fordel de mange sylindrer 252, 254 og 256 orientert slik at innføringsverktøyprofilen 264, 266 er i bunnen av verktøyet mens orienteringsknasten er i midten og låsegjengen og tetningsboringen er i toppen av verktøyet. Bolted to the upper cylinder 252 is the orientation tube piece 254. The tube piece 254 has an orientation cam 262 which extends outward and radially into the inner diameter of the orientation tube piece 254. The orientation cam 262 is approximately rectangular in cross section and, as will be discussed later, fits with a gap in the anchor lock. The cam 262 is mounted in a milled slot 270 set in a countersunk bore in the premium end thread. This allows for a non-pressure-retaining weld for the cam that does not conflict with the action of the premium coupling. Down the wellbore from the orientation pipe piece 254 and threaded thereto is the coupling pipe piece 256. The coupling pipe piece 256 includes a pair of spaced apart profiles 264 and 266 which are sized and positioned to mate with a suitable insertion tool which is preferably the HR extension pipe insertion tool manufactured and sold by Baker Oil Tools and shown generally at 372 in Figure 22. Advantageously, the lower tube piece 268 is threadedly attached to the lower end of the coupling tube piece 256. The lower tube piece 268 includes internal threads 269 for coupling the LCR 250 to the lower completion (as shown with 22 and 24 in Figure 2). The lower pipe section has a smaller total inner and outer diameter than the previous pipe sections, where the inner diameter is advantageously 76 mm. As is clear from the above, the many cylinders 252, 254 and 256 are advantageously oriented so that the insertion tool profile 264, 266 is at the bottom of the tool while the orientation cam is in the middle and the locking thread and sealing bore are at the top of the tool.
Det vises nå til figur 13B og 15A-C, der LCR 250 er vist festet til et orienterende anker 276. Det skal forstås at det orienterende anker 276 er den foretrukne konstruksjon for test-ledekileankeret 36 vist i figurene 2 og 3. I figur 13B er tetninger 278 fra ankeret 276 vist i tettende kontakt med tetningsboringen 260 i LCR 250. Det orienterende anker 276 innbefatter en sentrerende ankeranordning 279 hvorfra et ytre hus 280 forløper. Det ytre hus 280 bærer tetningene 278 og rommer den rillede dor 281 som vist i figurene 15A-C. Den rillede dor har et V-formet snitt som progressivt divergerer mot en spiss hvorfra en langsgående slisse eller spalt 284 forløper. Referring now to Figures 13B and 15A-C, the LCR 250 is shown attached to an orienting anchor 276. It should be understood that the orienting anchor 276 is the preferred construction for the test guide wedge anchor 36 shown in Figures 2 and 3. In Figure 13B seals 278 from the anchor 276 are shown in sealing contact with the seal bore 260 in the LCR 250. The orienting anchor 276 includes a centering anchor device 279 from which an outer housing 280 extends. The outer housing 280 carries the seals 278 and houses the knurled mandrel 281 as shown in Figures 15A-C. The grooved mandrel has a V-shaped section which progressively diverges towards a tip from which a longitudinal slit or slot 284 extends.
Det orienterende anker 276 er festet enten til den opphentbare ledekile-enhet eller til fanghodet/avlederenheten som nevnt ovenfor og korresponderer med LCR 250. I figur 13B er fanghodet/avlederenheten vist med det orienterende anker 276 festet til dette og blir sammenført med LCR 250. Det skal forstås at når det orienterende anker 276 entres inn i borehullet vil den V-formede flate 282 på den rillede dor 281 til slutt kontakte orienteringsknasten 262 vil ri langs de progressivt divergerende V-formede vegger inntil den gjør inngrep med og entrer spalten 284. Når den orienterende knast 262 når enden av slissen 284, så er det klart ved overflaten at enten den innhentbare ledekile-enhet eller fanghode/avlederenheten har blitt korrekt plassert orientert i borehullet. LCR 250 virker således som et fast referansepunkt for bruk med både ledekilen og fanghodesystemene og virker til å orientere og nøyaktig lokalisere hele kompletteringssystemet og spesielt en andre lateral boring komplettert over den første laterale boring. Det skal forstås at i en enkelt sekundær lateral komplettering med åpent hull, ville det være et krav om to LCR. En første LCR ville bli kjørt på toppen av den primære brønnboring-komplettering for fanghodet og avlederenheten for å orientere og tette inn i mens den andre LCR ville bli kjørt over det selektive gjeninnføringsverktøy for å tette inn i med det endelig produksjonsrør til overflaten. I en komplettering med foret hull er det kun nødvendig med en LCR, ettersom ledekile-pakningsenheten ville sørge for orienteringen av ledekilen og fanghodet/avlederenheten . The orienting anchor 276 is attached either to the retrievable guide wedge assembly or to the catch head/deflector assembly as mentioned above and corresponds to the LCR 250. In Figure 13B the catch head/deflector assembly is shown with the orienting anchor 276 attached thereto and being joined to the LCR 250. It is to be understood that when the orienting anchor 276 is entered into the borehole, the V-shaped surface 282 of the grooved mandrel 281 will eventually contact the orienting cam 262 and will ride along the progressively diverging V-shaped walls until it engages and enters the slot 284. When the orienting lug 262 reaches the end of the slot 284, it is clear at the surface that either the retrievable guide wedge assembly or the catch head/deflector assembly has been correctly positioned oriented in the borehole. The LCR 250 thus acts as a fixed reference point for use with both the guide wedge and the catch head systems and acts to orient and accurately locate the entire completion system and in particular a second lateral bore completed above the first lateral bore. It should be understood that in a single open hole secondary lateral completion, there would be a requirement for two LCRs. A first LCR would be run on top of the primary wellbore completion for the trap head and diverter assembly to orient and plug in while the second LCR would be run over the selective reentry tool to plug in with the final production pipe to the surface. In a lined hole completion, only one LCR is required, as the guide wedge packing assembly would provide the orientation of the guide wedge and trap head/distractor assembly .
Det vises nå til figurene 16-20 hvor en foretrukken utførelse av fanghodet/avlederenheten er vist som vil nå bli beskrevet. Fanghodet/avlederenheten er vist generelt med 290 og innbefatter et fanghode 292, et avlederrørstykke 294, et par forbindelsesstag 296 og 297 som sammenknytter fanghodet 292 til avlederrørstykket 294 og en lengde produksjonsrør 298 som kommuniserer mellom fanghodet 292 og avlederrørstykket 294. Fanghodet 292 utgjør med fordel et enkelt stykke av maskinert metall (stål) som har avstandsbeliggende langsgående boringer 300, 302 med forskjellige diametere. Den større boring 302 er en mottaker for et forlengelsesrørs trekkhylse 350, eller tilbakekoplingshylse 350, vist i figurene 13A-B og kommuniserer til slutt med toppen av den siderettede brønnborings-streng. Den mindre boring 300 er et tetningsboring for å knytte hovedbrønnboringen tilbake til overflaten. Under fanghodet 292 er en rørseksjon 298 skrudd til den mindre boring 300 fortrinnsvis med en premium kopling 301. Røret 198 passerer gjennom den vinklede, glatte boring 304 i avleder-rørstykket 294 som får rørseksjonen 298 til å avbøye fra den forskutte av den lille boring i fanghodet 292 tilbake til senterlinjen i fanghodet; og således senterlinjen for borehullet hvormed den er konsentrisk. Det vil forstås at ved å ta det forskutte gjennom lengden av en rørseksjon 298 (vanligvis 30 ft) tillater en gradvis bøying som ikke vil hindre passeringen av en vaierline eller verktøy som føres gjennom produksjonsrøret for senere utbedringsarbeide og stimuleringsarbeide. Reference is now made to Figures 16-20 where a preferred embodiment of the trap head/deflector unit is shown which will now be described. The trap head/diverter assembly is shown generally at 290 and includes a trap head 292, a diverter tube piece 294, a pair of connecting rods 296 and 297 connecting the trap head 292 to the diverter tube piece 294 and a length of production pipe 298 communicating between the trap head 292 and the diverter tube piece 294. The trap head 292 advantageously constitutes a single piece of machined metal (steel) having spaced longitudinal bores 300, 302 of different diameters. The larger bore 302 is a receiver for an extension pipe pull sleeve 350, or return sleeve 350, shown in Figures 13A-B and ultimately communicates with the top of the lateral well drill string. The smaller bore 300 is a sealing bore to connect the main wellbore back to the surface. Below the catch head 292, a tube section 298 is screwed to the smaller bore 300 preferably with a premium coupling 301. The tube 198 passes through the angled smooth bore 304 in the diverter tube piece 294 which causes the tube section 298 to deflect from the offset of the small bore in the catch head 292 back to the center line of the catch head; and thus the centerline of the borehole with which it is concentric. It will be appreciated that taking the offset through the length of a pipe section 298 (typically 30 ft) allows for a gradual bend that will not impede the passage of a wireline or tool being passed through the production pipe for later remedial and stimulation work.
Avlederrørstykket 294 utgjør også med fordel et enkelt stykke av maskinert metall (stål) og sammen med den aksielle boring 304 innbefatter en vinklet avlederflate 306 for å avlede den laterale borestreng inn i det laterale borehull som det vil bli beskrevet senere. Som nevnt er fanghodet 292 og avleder-rørstykket 294 sammenknyttet med et par parallelle, avstandsbeliggende stag 296, 297 som er skrudd med skruer 208 til fanghodet 292 og avlederrørstykket 294 for slik å stivt feste fanghodet og avlederrørstykket både aksielt og dreiemessig. Ved at det ikke kreves at avlederrørstykket 294 er et trykkbeholdende element eller et bindeledd i produksjonsrør-strengen, kan premium koplinger opprettholdes fra fanghodet 292 ned til forankringspunktet for fanghodet og avlederrør-stykke-enheten. Ettersom vinduslengden (et vindu er vist med 310 i figur 13) til sideboringens inngang varierer avhengig av hulldimensjonen og byggevinkelen for sidebrønnen, idet avstanden mellom fanghodet 292 og avlederrørstykket 294 kan gjøres justerbar ved å variere lengden på stagene 296, 297. Dette er et viktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse siden det for korrekt funks j onering må fanghodet 292 og avlederen 292 skreve over det laterale utgangsvindu fra hovedbrønnen. The diverter tube piece 294 also advantageously constitutes a single piece of machined metal (steel) and together with the axial bore 304 includes an angled diverter surface 306 to divert the lateral drill string into the lateral drill hole as will be described later. As mentioned, the trap head 292 and the deflector pipe piece 294 are connected with a pair of parallel, spaced struts 296, 297 which are screwed with screws 208 to the trap head 292 and the deflector pipe piece 294 in order to rigidly attach the trap head and the deflector pipe piece both axially and rotationally. By not requiring the diverter tube piece 294 to be a pressure retaining element or a tie in the production tubing string, premium connections can be maintained from the trap head 292 down to the anchor point for the trap head and diverter tube piece assembly. As the window length (a window is shown with 310 in figure 13) to the side bore's entrance varies depending on the hole dimension and the construction angle of the side well, the distance between the trap head 292 and the diverter pipe piece 294 can be made adjustable by varying the length of the rods 296, 297. This is an important feature of the present invention since, for correct functioning, the trap head 292 and the diverter 292 must be above the lateral exit window from the main well.
Den avsluttende ende 312 av produksjonsrøret 298 er koplet til det orienterende anker 276 for orientering, posisjonering og festet til LCR 250 som vist i figur 13B. Som det vil bli omtalt i det etterfølgende med hensyn til figurene 29-33, benyttes et nytt innføringsverktøy 510 for fanghodet/avlederenheten for å stikke enheten 290 inn i LCR 250. Det vil forstås at produksjonsrøret 298 opprettholdes i stiv kontakt med avlederrørstykket 294 via et par skruer 314 som best vist i figur 20. The terminating end 312 of the production pipe 298 is connected to the orienting anchor 276 for orientation, positioning and attachment to the LCR 250 as shown in Figure 13B. As will be discussed below with respect to Figures 29-33, a new trap head/divert assembly insertion tool 510 is used to insert the assembly 290 into the LCR 250. It will be understood that the production tubing 298 is maintained in rigid contact with the diverter tubing 294 via a pair of screws 314 as best shown in figure 20.
Som det vil bli omtalt i det etterfølgende med hensyn til forlengelsesrør-tilbakekoplingshylsen 350 i figur 21, låses en slik forlengelsesrør-tilbakekoplingshylse inne i boringen 302 med større diameter via et par sammenpassende fjæraktiviserte paler 303 inne i fanghodet 292 og som er best vist i figur 18. Låsemekanismen for tilbakekoplngshylsen omfatter paret av omkretsmessig avstandsbeliggende aktiveringspaler 303 som vanligvis er presset inn i boringen 302 med en fjær 318 montert til en dekkplate 320 via et par skruer 322. Hver pal 303 er montert i en åpning 324 som forløper radielt fra boringen 302. Åpningen 324 innbefatter tre påfølgende forsenkede boringer med forskjellige og økende diameter. Palen 303 innbefatter en ytre ring 326 som bæres av skulderen i den første forsenkede boring med mindre diameter og platen 320 bæres på skulderen 328 ved krysningen mellom den andre og tredje forsenkede boring. I tillegg til de fjæraktiviserte paler 303 innbefatter boringen 302 i fanghodet 292 med større diameter en lokaliserende skulder 330 for å passe med en komplementær overflate på forlengelsesrørets tilbakekopling ifølge figur 21. Vekselvirkningen mellom både de fjæraktiviserte paler 303 og skulderen 330 inne i f6ringsrørets tilbakekoplingshylse 350 ifølge figur 21 vil bli omtalt i det etterfølgende. As will be discussed below with respect to the extension tube feedback sleeve 350 of Figure 21, such an extension tube feedback sleeve is locked within the larger diameter bore 302 via a pair of mating spring actuated pawls 303 within the catch head 292 and which is best shown in FIG. 18. The locking mechanism for the feedback sleeve comprises the pair of circumferentially spaced actuation pawls 303 which are generally pressed into the bore 302 with a spring 318 mounted to a cover plate 320 via a pair of screws 322. Each pawl 303 is mounted in an opening 324 extending radially from the bore 302 The aperture 324 includes three consecutive countersunk bores of different and increasing diameters. The pawl 303 includes an outer ring 326 which is carried by the shoulder in the first smaller diameter countersunk bore and the plate 320 is carried on the shoulder 328 at the intersection of the second and third countersunk bores. In addition to the spring actuated pawls 303, the bore 302 in the larger diameter catch head 292 includes a locating shoulder 330 to mate with a complementary surface on the extension tube feedback of Figure 21. The interaction between both the spring actuated pawls 303 and the shoulder 330 inside the extension tube feedback sleeve 350 of figure 21 will be discussed in what follows.
Den profilert flate 332 i toppen (eller enden) av fanghodet 292 (scoophead) utgjør et viktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse da det er utformet slik at det leder produksjons-røret for sideboringen inn i den større boring 302 og orienterer også den parallelle tetningsenhet 380 (som vil bli omtalt i det etterfølgende med hensyn til figurene 23 og 24) når den er knyttet tilbake til overflaten med en dobbelt-pakning-komplettering eller et enkelt produksjonsrør-komplettering. I en enkelt produksjonsrør-komplettering som utnytter et selektivt gjeninnføringsverktøy, er det nødvendig å orientere den parallelle tetningsenhet slik at operatøren vet hvilken brønnboring som blir entret ved posisjonen av det selektive gjeninnføringsverktøy. Denne orientering utføres ved å kombinere en flate 334 som heller nedad mot og omgir den større boring 302 med (1) en slisset skråflate 336 som forløper fra den store boring 302 og som omgir den lille boring 300 og (2) en sammensatt vinklet flate 338, 340 som heller ned fra The profiled surface 332 at the top (or end) of the scoop head 292 constitutes an important feature of the present invention as it is designed to guide the side bore production pipe into the larger bore 302 and also orients the parallel seal unit 380 (which will be discussed hereinafter with respect to Figures 23 and 24) when tied back to the surface with a double packing completion or a single production tubing completion. In a single production pipe completion utilizing a selective re-entry tool, it is necessary to orient the parallel sealing unit so that the operator knows which wellbore is being entered at the position of the selective re-entry tool. This orientation is accomplished by combining a surface 334 that slopes downward toward and surrounds the larger bore 302 with (1) a slotted bevel surface 336 extending from the large bore 302 and surrounding the small bore 300 and (2) a compound angled surface 338 , 340 which slopes down from
hver side av den slissede flate 336. each side of the slotted surface 336.
Når sidebrønnsrøret kjøres inn slik som vil bli beskrevet i det etterfølgende med hensyn til den parallelle tetningsenhet, dersom nesen på sidebrønnrøret først kontakter skråflaten 332, føres det inn i den større boring 302. Dersom nesen av røret først lander over det lille borehull 300, hindres det imidlertid i å entre på grunn av at diameteren til rørnesen er bredere enn den slissede flate 336 over det lille borehull 300. Ettersom produksjonsrørnesen ikke kan passere spalten 336, glir det ned den sammensatte vinkel som også leder det til det større borehull 302. Likeledes, når den parallelle tetningsenhet orienteres, kontakter sidebrønn-tetningene som er lengre enn hovedbrønntetningene, først f anghode-f laten 332 og blir deretter ført mot det større borehull i fanghodet på nøyaktig den samme måte som beskrevet for sidebrønnsrøret. Når sidebrønntetningene blir ført inn i det korrekte borehull, er hovedbrønntetningene begrenset i den størrelse av dreiemessig uoppretthet de kan ha fordi den parallelle tetningsenhet kun kan svinge omkring sidebrønn-tetningens akse en størrelse tilsvarende den diametrale klaring mellom hoveddiameteren for den parallelle tetningsenhet og den innvendige diameter av den konsentriske hovedbrønn i hvilken de installeres. De sammensatte vinklede flater 338, 340 er utformet slik at disse flater vil ha denne størrelse av dreiemessig uoppretthet, og påføre en kraft mot hovedbrønntetningene for å lede disse inn i deres respektive tetningsboring. Den endelig posisjonering av den parallelle tetningsenhet i fanghodet 292 vil omtales med hensyn til figur 13 etter en detaljert beskrivelse av den parallelle tetningsenhet slik som det fremgår av det etterfølgende. When the side well pipe is driven in as will be described below with regard to the parallel sealing unit, if the nose of the side well pipe first contacts the inclined surface 332, it is led into the larger bore 302. If the nose of the pipe first lands above the small bore hole 300, it is prevented however, due to the fact that the diameter of the pipe nose is wider than the slotted surface 336 above the small borehole 300. As the production pipe nose cannot pass the slot 336, it slides down the compound angle which also leads it to the larger borehole 302. Likewise , when the parallel seal assembly is oriented, the side well seals which are longer than the main well seals first contact the catch head surface 332 and are then guided towards the larger bore hole in the catch head in exactly the same manner as described for the side well pipe. When the side well seals are inserted into the correct borehole, the main well seals are limited in the amount of rotational misalignment they can have because the parallel seal unit can only swing about the side well seal axis an amount corresponding to the diametrical clearance between the main diameter of the parallel seal unit and the inside diameter of the main concentric well in which they are installed. The composite angled surfaces 338, 340 are designed so that these surfaces will have this amount of rotational misalignment, and apply a force against the main well seals to guide them into their respective seal bore. The final positioning of the parallel sealing unit in the catch head 292 will be discussed with respect to Figure 13 after a detailed description of the parallel sealing unit as appears from what follows.
Den innvendige diameter av den mindre tetningsboring 300 innbefatter en passende profilert forsenket flate 343 for å passe med fanghode-innføringsverktøyet 510 omtalt med hensyn til figurene 29-33 i det etterfølgende. I tillegg skal det forstås at tilstøtende opphøyde profil 342 innbefatter en fremre eller oppad i hullet skulder 344 som virker som lokaliseringsstopp for kompletteringsrøret eller parallell tetningsenhet (som vist i figur 13). The inside diameter of the smaller seal bore 300 includes a suitably profiled countersunk surface 343 to mate with the catch head insertion tool 510 discussed with respect to Figures 29-33 hereinafter. In addition, it should be understood that adjacent raised profile 342 includes a forward or upward in-hole shoulder 344 which acts as a locating stop for the completion tube or parallel seal unit (as shown in Figure 13).
Som omtalt virker fanghodet 290 til å orientere og forankre multiple produksjonsrørstrenger ved Y-overgangen i en olje-eller gassbrønn med multiple eller laterale brønnboringer. En fordel med fanghodet og tilhørende enheter er å tilveiebringe kommunikasjon i flere reservoar eller tappe forskjellige steder innenfor det samme reservoar og muliggjøre gjeninn-føring i disse brønnboringer for utbedringer og stimulering. Den store boring 302 i fanghodet 290 funksjonerer til å kunne føre et andre brønnboringsproduksjonsrør eller forlengelses-rør gjennom dette inntil toppen av forlengelsesrøret er i fanghodet som det ble vist i figur 8 i forbindelse med forlengelsesrøret 202 plassert i sideboringen som er vist der. Det vises til figur 13 og 21 hvor et forlengelsesrør-tilbakekoplingshylse er vist ved 350 som funksjonerer til å skrus på toppen av forlengelsesrøret 202 og deretter lokalisere, låse og gi en tetningsmottaker for å isolere den sekundære brønnboringsproduksjonsfluider. I tillegg innbefatter forlengelsesrørets tilbakekoplingshylse 350 også et innkjøringsprofil for feste til et egnet innføringsverktøy som vil bli omtalt i forbindelse med figur 22. As discussed, the trap head 290 acts to orient and anchor multiple production tubing strings at the Y-junction in an oil or gas well with multiple or lateral well bores. An advantage of the trap head and associated units is to provide communication in several reservoirs or tap different locations within the same reservoir and enable reintroduction into these well bores for improvements and stimulation. The large bore 302 in the trap head 290 functions to be able to pass a second wellbore production pipe or extension pipe through it until the top of the extension pipe is in the trap head as was shown in Figure 8 in connection with the extension pipe 202 placed in the side bore shown there. Reference is made to Figures 13 and 21 where an extension tubing return sleeve is shown at 350 which functions to screw onto the top of the extension tubing 202 and then locate, lock and provide a seal receiver to isolate the secondary wellbore production fluids. In addition, the extension tube's feedback sleeve 350 also includes a drive-in profile for attachment to a suitable insertion tool which will be discussed in connection with figure 22.
Hylsen 350 er et sylindrisk verktøy, og for enkel frem-stilling utgjøres det av to sylindriske deler innbefattende et øvre sylindrisk verktøyparti 352 og et nedre sylindrisk verktøyparti 354. Delene 352 og 354 er gjengemessig sammen-koplet med gjengene 356. Delene er videre forbundet via en serie settskruer 358. Den nedre sylindriske del 354 avslutter i en gjenget åpning 360 som er beregnet på gjengemessig feste til det laterale kompletteringsforlengelsesrør 202. Den gjenværende langsgående og innvendige lengde av den nedre del 354 omfatter en glatt retningsflate 362 for forbindelse enten til produksjonsverktøy eller til den parallelle tetningsenhet 380 som vil bli omtalt senere. Det skal forstås at i figur 13A og C er den parallelle tetningsenhet 380 vist i tettende forhold til tetningsboringen 362 i hylsen 350. I tillegg innbefatter det øvre parti av den nedre del 354 innvendige gjenger 370 (fortrinnsvis venstre-hånds koniske, kvadratiske låsegjenger) for feste til en passende korresponderende flate på den parallelle tetningsboringsenhet som vil bli diskutert i det etterfølgende. The sleeve 350 is a cylindrical tool, and for ease of manufacture it consists of two cylindrical parts including an upper cylindrical tool part 352 and a lower cylindrical tool part 354. The parts 352 and 354 are threadedly connected with the threads 356. The parts are further connected via a series of set screws 358. The lower cylindrical portion 354 terminates in a threaded opening 360 which is intended for threaded attachment to the lateral completion extension tube 202. The remaining longitudinal and internal length of the lower portion 354 includes a smooth directional surface 362 for connection either to production tools or to the parallel sealing unit 380 which will be discussed later. It should be understood that in Figures 13A and C, the parallel seal assembly 380 is shown in sealing relationship with the seal bore 362 in the sleeve 350. In addition, the upper portion of the lower part 354 includes internal threads 370 (preferably left-hand conical, square locking threads) for attachment to a suitable corresponding surface on the parallel seal bore assembly which will be discussed hereinafter.
Den øvre sylindriske del 352 av hylsen 350 innbefatter en nedad skrånende skulder 364 som befinner seg på utsiden av delen 352 omkring midtveis av delens 352 lengde. Skulderen 364 virker som et lokal i seringsorgan på den ytre overflate av hylsen 350 for å stoppe og posisjonere hylsen 350 langs et ringformet komplementært spor 330 i fanghodet 290 som best vist i figur 13A. Nær inntil og oppstrøms av lokaliseringsskulderen 364, er et låsespor 366 for innvendig låsing med de fjæraktiviserte låsepaler 302 forbundet med fanghodet 292. Lokaliseringsskulderen 364 på den ytre overflate av delen 352 indikerer når hylsen befinner seg i fanghodet 292 og låsesporet 366 snepplåser med låsepalene fra fanghodet for å gi motstand når det er trekkbelastning mot hylsen 350. Denne motstand må være større enn den nødvendig utskjæringskraft for den parallelle tetningsenhet. Innsiden av den øvre del 352 innbefatter avstandsbeliggende, forhåndsvalgte profiler 368 og 369 for feste til et egnet innføringsverktøy. The upper cylindrical portion 352 of the sleeve 350 includes a downwardly sloping shoulder 364 located on the outside of the portion 352 about midway along the length of the portion 352. The shoulder 364 acts as a local serration member on the outer surface of the sleeve 350 to stop and position the sleeve 350 along an annular complementary groove 330 in the catch head 290 as best shown in Figure 13A. Adjacent to and upstream of the locating shoulder 364, a locking groove 366 for internal locking with the spring-activated locking pawls 302 is connected to the catch head 292. The locating shoulder 364 on the outer surface of the portion 352 indicates when the sleeve is in the catching head 292 and the locking groove 366 snaps with the locking pawls from the catching head to provide resistance when there is a tensile load against the sleeve 350. This resistance must be greater than the necessary cutout force for the parallel seal unit. The interior of the upper portion 352 includes spaced, preselected profiles 368 and 369 for attachment to a suitable insertion tool.
Det vises nå til figur 22 hvor en del av forlengelsesrør-tilbakekoplingshylsen 350 er vist festet til et egnet innføringsverktøy. I dette tilfellet er innføringsverktøyet et HR-innføringsverktøy 372 som er et kommersielt tilgjengelig innføringsverktøy fremstilt av Baker Oil Tools, Houston, Texas. HR-innføringsverktøy 372 virker på en kjent måte der innføringsverktøyet foretar inngrep og/eller løsgjøring med innsiden av forlengelsesrøret 350 ved de respektive profiler 368 og 369 via et par løsgjørbare gripeanordninger 374, 378. Det vil forstås at under bruk er et sekundært eller sideboring-produksjonsrør, slik som vist med 202 i figur 8, gjengeinnfestet til gjengen 360 i hylsen 350. Deretter festet innføringsverktøyet 372 til profilene 368, 369 og hylsen 350 sideboringsproduksjonsrør 202-enheten entres inn nedenfor slik at produksjonsrøret og tilbake-koplingshyIsene plasseres i den større boring 302 inntil skulderen 364 på hylsen 350 kommer til anlegg mot den ringformede skulder 330 og palene 303 fra fanghodet 290 låses til låsesporet 366. Når hylsen 350 er på plass og innførings-verktøyet 372 blir fjernet, utsettes låsegjengen 370 og tetningsboringen 362 for den parallelle tetningsenhet for innplugging for å isolere den sekundære sideboring. Det vil forstås at ved å tilveiebringe tetningsstedet mellom den parallelle tetningsenhet og hylsen 350, er det en eliminering av behovet om å utføre en tetning i fanghodet på siden med større boring. Istedenfor at en parallell tetningsenhet låses i hylsen 350, kan i en alternativ bruksmåte annet produk-sjonsrør eller annet verktøy likeledes låses inn i hylsen 350 på en måte i likhet med den parallelle tetningsenhet som vist i figur 13A. Reference is now made to Figure 22 where a portion of the extension tube feedback sleeve 350 is shown attached to a suitable insertion tool. In this case, the insertion tool is an HR insertion tool 372 which is a commercially available insertion tool manufactured by Baker Oil Tools, Houston, Texas. HR insertion tool 372 operates in a known manner where the insertion tool engages and/or disengages the inside of the extension tube 350 at the respective profiles 368 and 369 via a pair of releasable gripping devices 374, 378. It will be understood that in use a secondary or side bore- production pipe, as shown at 202 in Figure 8, threaded to the thread 360 of the casing 350. Then, the insertion tool 372 attached to the profiles 368, 369 and the casing 350 sidebore production pipe 202 assembly is entered below so that the production pipe and the return casings are placed in the larger bore 302 until the shoulder 364 of the sleeve 350 comes into contact with the annular shoulder 330 and the pawls 303 from the catch head 290 are locked to the locking groove 366. When the sleeve 350 is in place and the insertion tool 372 is removed, the locking thread 370 and the sealing bore 362 are exposed to the parallel sealing unit for plugging in to isolate the secondary side bore. It will be appreciated that by providing the seal location between the parallel seal unit and sleeve 350, there is an elimination of the need to perform a seal in the catch head on the larger bore side. Instead of a parallel sealing unit being locked in the sleeve 350, in an alternative mode of use another production pipe or other tool can likewise be locked into the sleeve 350 in a manner similar to the parallel sealing unit as shown in Figure 13A.
Det vises nå til figurene 23 og 24 (så vel som figur 13A), og en parallell retningsenhet vist generelt med 380 vil nå bli beskrevet. Det skal forstås at den parallelle tetningsenhet kan funksjonere til å avtette innsiden (boringene 300 og 302) av fanghodet 292. Den parallelle tetningsenhet 380 innbefatter et par parallelle, forskutte eller sideforskjøvede rørtetninger 382 og 384 som hver er forbundet til en sentreringsanordning 386. Som det vil bli beskrevet senere, bærer den parallelle tetningsenhet 380 trykkbelastninger på hovedbrønnboringssiden og har en utskjæringsmekanisme på den sekundære brønnboringsside. Et viktig trekk ved den parallelle tetningsenhet er at den virker som forbindelsen mellom fanghodet 292 og hvert produksjonsrør, eller mer fordelaktig et selektiv gjeninnføringsverktøy av typen vist med 220 i figur 9 eller med 460 i figurene 13 og 25-26. Referring now to Figures 23 and 24 (as well as Figure 13A), a parallel direction assembly shown generally at 380 will now be described. It should be understood that the parallel seal assembly may function to seal the inside (bores 300 and 302) of the trap head 292. The parallel seal assembly 380 includes a pair of parallel, staggered or laterally offset tube seals 382 and 384 each connected to a centering device 386. As the will be described later, the parallel seal unit 380 carries pressure loads on the main wellbore side and has a cut-out mechanism on the secondary wellbore side. An important feature of the parallel seal assembly is that it acts as the connection between the trap head 292 and each production pipe, or more advantageously a selective reinsertion tool of the type shown at 220 in Figure 9 or at 460 in Figures 13 and 25-26.
Sentreringsanordningen 386 omfatter to aksielt fluktende sylindrer 388, 390 som er skrudd sammen med et par skruer 392. De to sylindere 388. 390 innbefatter hver to forskutte forsenkede boringer som respektivt passer med hverandre for å danne et par parallelle sylindriske boringer eller åpninger 394, 396. Hver parallelle sylindriske boring 394, 396 innbefatter en muffe-kopling vist respektivt ved 398 og 400. Motsatte ender av hver muffe-kopling 398, 400 er gjenget som vist respektivt ved 402a-b, 304a-b. Den øvre gjenge 402a, 444a er gjengeinnfestet til rørseksjonene 406, 408 som i sin tur er forbundet enten til en dobbel pakning eller til et selektivt gjeninnføringsverktøy 460 (som vist i figur 13A). Den nedre gjenge 402b, 404b er gjengeforbundet til de parallelle rør/tetningsenheter 382, 384 respektivt. Når det delte hus 386 er skrudd sammen, er koplingene 398 og 400 som forbinder tetningsenhetene 382, 384 til deres respektive produksjonsrørstykker 406, 408 innfanget i de forsenkede boringer i sentreringshuset 386. Dette begrenser den aksielle bevegelsen tilgjengelig for sentreringsanordningen 386. Med fordel er det et ytterligere rom 410a-d på hver ende av koplingene 398, 400 inne i den forsenkede boring for slik å oppta noe forskjellige rørlengder 406, 408. Formålet med sentreringsanordningen 386 er å heve tetningsenhetene 382, 384 av fra brønnboringens vegg under innstikking og for å lette det automatiske innrettingstrekk ved den parallelle tetningsenhet og fanghodesystemet som vil bli omtalt senere. The centering device 386 comprises two axially aligned cylinders 388, 390 which are screwed together by a pair of screws 392. The two cylinders 388, 390 each include two offset countersunk bores which respectively mate with each other to form a pair of parallel cylindrical bores or openings 394, 396. .Each parallel cylindrical bore 394, 396 includes a socket coupling shown respectively at 398 and 400. Opposite ends of each socket coupling 398, 400 are threaded as shown at 402a-b, 304a-b respectively. The upper thread 402a, 444a is threaded to the tube sections 406, 408 which in turn are connected either to a double gasket or to a selective reinsertion tool 460 (as shown in Figure 13A). The lower thread 402b, 404b is threaded to the parallel pipe/seal units 382, 384 respectively. When the split housing 386 is screwed together, the couplings 398 and 400 connecting the seal assemblies 382, 384 to their respective production tubing pieces 406, 408 are captured in the countersunk bores in the centering housing 386. This limits the axial movement available to the centering device 386. Advantageously, a further space 410a-d at each end of the couplings 398, 400 inside the countersunk bore so as to accommodate slightly different pipe lengths 406, 408. The purpose of the centering device 386 is to raise the sealing units 382, 384 off the wall of the wellbore during insertion and to facilitate the automatic alignment feature of the parallel seal unit and catch head system which will be discussed later.
Tetningsenheten 382 har en lengre lengde enn tetningsenheten 384 og er i et innbyrdes parallelt forhold med tetningsenheten 384. Den kortere tetningsenhet 384 omfatter en rørlengde som avslutter i en tetning som fordelaktig er en kjent heft-tetning vist med 412. Slike heft-tetninger innbefatter elastomer bundet eller heftet til metallringer for holdbarhet. I en foretrukken utførelse er også et nedre rørstykke 414 gj engeinnf estet til den avsluttende ende av røret 384 og låses i dette ved bruk av et antall settskruer 416. The sealing unit 382 has a longer length than the sealing unit 384 and is in a mutually parallel relationship with the sealing unit 384. The shorter sealing unit 384 comprises a length of pipe which terminates in a seal which is advantageously a known adhesive seal shown at 412. Such adhesive seals include elastomer tied or stapled to metal rings for durability. In a preferred embodiment, a lower pipe piece 414 is also threaded to the final end of the pipe 384 and is locked in this using a number of set screws 416.
Den lengre tetningsanordning 382 innbefatter også en tetningsmekanisme langs den ytre lengde som er vist med 418 og omfatter med fordel igjen en kjent heft-tetning. I en foretrukken utførelse er et nedre rørstykke 420 gjengeinnfestet i den avsluttende ende av røret 382 og er videre låst til dette ved bruk av et antall settskruer 422. Det skal forstås at tetningen 418 på den større tetningsenhet 382 er innrettet for tettende inngrep mot den innvendige tetningsboring 362 i tllbakekoplingshylsen 350 (etter at tilbakekoplingshylsen 350 er blitt låst i fanghodet 292). Således kontakter røret 382 på tettende måte og kommuniserer med den sekundære (laterale) brønnboringsproduksjonsrørstreng. Naturligvis tetter tetningen 412 på den mindre rørenhet 384 inn i boringen 300 med mindre diameter i fanghodet 292 og gir dermed tettende inngrep mot enhver produksjonsrørstreng eller annet kompletteringsrør nedad i hullet fra fanghodet 292. Den mindre tetningsenhet 384 virker således til å isolere hovedbrønnen fra den sekundære brønn eller sidebrønnen. The longer sealing device 382 also includes a sealing mechanism along the outer length shown at 418 and advantageously again comprises a known staple seal. In a preferred embodiment, a lower tube piece 420 is threadedly attached to the terminating end of the tube 382 and is further locked to this using a number of set screws 422. It should be understood that the seal 418 on the larger sealing unit 382 is arranged for sealing engagement against the internal sealing bore 362 in the feedback sleeve 350 (after the feedback sleeve 350 has been locked in the catch head 292). Thus, the tubing 382 sealingly contacts and communicates with the secondary (lateral) wellbore production tubing string. Naturally, the seal 412 on the smaller tubing unit 384 seals into the smaller diameter bore 300 in the trap head 292 and thus provides a sealing engagement against any production tubing string or other completion pipe down the hole from the trap head 292. The smaller seal unit 384 thus acts to isolate the main well from the secondary well or the side well.
Den lengre tetningsenhet 382 innbefatter som et viktig trekk en låsende og avskjærende mekanisme for feste til låsegjengen 370 på tilbakekoplingshylsen 350. Denne låsemekanisme innbefatter en lokaliseringsring 424 tappforbundet til produksjonsrøret 382 med et antall tapper 426. Nedstrøms av lokaliseringsringen 424 er en kragelås 428 som hviler på en opphøyet støtte 430 som forløper oppad fra røret 382 slik at den avsluttende ende 436 av kragelåsen 428 ligger i avstand fra røret 382 som vist ved 437. I tillegg sørger den opphøyde støtte 430 også for et rom 432 mellom bunnen 444 av kragelåsen 428 som ligger mot lokaliseringsringen 424. Endepartiet 436 av kragelåsen 428 danner et antall utkragningsbjelker som har en riflet kant 438. Med fordel har den riflede kant en ryggvinkel på omlag 5° og en frontvinkel på omlag 45°. Utkragerbjeiken 436 vil bøye innad når tetningsenheten 382 innføres på innsiden av tilbakekoplingshylsen 350 og de riflede kanter 438 vil sammenlåse på en skralleaktig måte for å låse gjengen 370 som best vist i det forstørrede riss ifølge figur 13C. Videre nedstrøms fra kragelåsen 428 og i avstand fra denne er en skjærblokk 440 som innfanger en skjæring 442. Skjærblokken 440 og skjærringen 442 er festet til utsiden av tetningsanordningen 382 ved bruk av en skjærblokk-holder 444 og et antall settskruer 446. Skjærblokken 440 forløper utad fra en skulder 448 på røret 382 for slik å danne et rom 450 mellom skjærblokken 440 og kragelåsen 428. Lengden av rommet 450 bør være mindre enn lengden av rommet 432 for kragelåsen 428 for belastning på skulderen av skjærringen 442 under innsettelse av tetningsenheten 382 og The longer seal assembly 382 includes as an important feature a locking and shearing mechanism for attachment to the locking thread 370 of the feedback sleeve 350. This locking mechanism includes a locating ring 424 pivotally connected to the production pipe 382 with a number of pins 426. Downstream of the locating ring 424 is a collar lock 428 which rests on a raised support 430 which extends upwards from the tube 382 so that the terminating end 436 of the collar clasp 428 is spaced from the tube 382 as shown at 437. In addition, the raised support 430 also provides a space 432 between the bottom 444 of the collar clasp 428 which lies against the locating ring 424. The end part 436 of the collar lock 428 forms a number of cantilever beams which have a knurled edge 438. Advantageously, the knurled edge has a back angle of about 5° and a front angle of about 45°. The cantilever beam 436 will bend inward when the sealing assembly 382 is inserted inside the feedback sleeve 350 and the knurled edges 438 will interlock in a ratchet-like manner to lock the thread 370 as best shown in the enlarged view of Figure 13C. Further downstream from the collar lock 428 and at a distance from this is a shear block 440 which captures a shear 442. The shear block 440 and the shear ring 442 are attached to the outside of the sealing device 382 using a shear block holder 444 and a number of set screws 446. The shear block 440 extends outwards from a shoulder 448 of the tube 382 so as to form a space 450 between the shear block 440 and the collar lock 428. The length of the space 450 should be less than the length of the space 432 of the collar lock 428 for loading on the shoulder of the shear ring 442 during the insertion of the sealing unit 382 and
4 4
det sammenlåsende feste mellom låseflaten 438 og låsegjengen 370 på forlengelsesrør-tilbakekoplingshylsen. Låseringen 424 the interlocking attachment between the locking surface 438 and the locking thread 370 of the extension tube return sleeve. Lock ring 424
gir motstand under innføring eller entring for slik å opprettholde den respektive avstand 432 og 450. Som best vist i figur 13A og C, når helt innstukket, vil utkrageren 436 tvinges nedad til anlegg-kontakt med skjærblokken 440 slik at den lengre parallelle tetning 382 vil være i låsende inngrep med forlengelsesrørhylsen 350. Deretter, når det er ønsket å hente opp den parallelle tetningsenhet 380 fra ned i brønnen, påsettes strekk i sentreringsanordningen 386 som til slutt vil avskjære ringen 442 ved en forutbestemt skjærverdi. Når avskåret, vil skjærblokken 448 frigjøres og vil bevege seg aksielt nedad over den ytre overflate av røret 382. Dette vil medføre at utkrageren 436 tillates å bøy fritt innad og skralleføres ut av sin sammenlåsende kontakt med låsegjengen 370. Som et resultat vil den parallelle tetningsenhet 380 fjernes fra forlengelsesrørhylsen 350 så vel som fanghodet 292. provides resistance during insertion or entry so as to maintain the respective distance 432 and 450. As best shown in Figures 13A and C, when fully inserted, the cantilever 436 will be forced downward into abutment contact with the shear block 440 so that the longer parallel seal 382 will be in locking engagement with the extension pipe sleeve 350. Then, when it is desired to pick up the parallel sealing unit 380 from down in the well, tension is applied to the centering device 386 which will eventually cut off the ring 442 at a predetermined shear value. When cut, the shear block 448 will be released and will move axially downward over the outer surface of the tube 382. This will cause the cantilever 436 to be allowed to freely bend inwardly and ratcheted out of its interlocking contact with the locking thread 370. As a result, the parallel seal assembly will 380 is removed from the extension tube sleeve 350 as well as the catch head 292.
Avstanden D mellom sluttenden av tetningsenheten 382 og sluttenden av tetningen 384 kan være funksjonelt viktig da det gjør at den større tetningsenhet 382 kan entre den ønskede større boring 302 i fanghodet 292 og dermed innrette enheten. I en foretrukken utførelse er avstanden D omlag 1 meter. Denne innretting gjennomføres ved å fange den større tetningsenhet 382 i boringen 302 og fange sentreringsanordningen 386 i brønnboringen. Dette begrenser positivt den dreiemessige uoppretthet som er tilgjengelig for den mindre tetningsenhet 384 før entring inn i fanghodet 292. Den parallelle tetningsenhet innretter seg således automatisk med så mye som 120° dreiemessig uoppretthet. Det skal forstås at de forsenkede boringer i det delte hus 388 av sentreringsanordningen er fortrinnsvis forskutt (f.eks. ikke symmetrisk) for slik å passe med det sideforskjøvne boringsarrangement i fanghodet 292. I tillegg, ettersom det selektive gjen-innføringsverktøy vil ha en annen sideforskjøvet senterlinje enn fanghodet, er sentreringsanordningen 386 og det til-hørende rørstykke-arrangement utformet til å gi tilstrekkelig avbøyning i rørstykkene for å tilpasse det selektive gjeninnføringsverktøy til fanghodet. The distance D between the end of the sealing unit 382 and the end of the seal 384 can be functionally important as it enables the larger sealing unit 382 to enter the desired larger bore 302 in the catch head 292 and thus align the unit. In a preferred embodiment, the distance D is approximately 1 meter. This alignment is accomplished by capturing the larger sealing unit 382 in the bore 302 and capturing the centering device 386 in the wellbore. This positively limits the rotational misalignment available to the smaller seal unit 384 prior to entry into the catch head 292. The parallel seal unit thus automatically aligns with as much as 120° of rotational misalignment. It should be understood that the countersunk bores in the split housing 388 of the centering device are preferably offset (eg, not symmetrical) to match the offset bore arrangement in the catch head 292. Additionally, as the selective reinsertion tool will have a different laterally offset centerline than the catch head, the centering device 386 and associated pipe assembly are designed to provide sufficient deflection in the pipe pieces to conform the selective reinsertion tool to the catch head.
Mens det selektive gjeninnføringsverktøy avbildet i figurene 10-12 er godt egnet for sine tiltenkte formål, benyttes i en foretrukken utførelse en funksjonelt ekvivalent, men likevel strukturelt forbedret selektivt gjeninnføringsverktøy. Dette forbedrede verktøy er vist generelt med 460 i figurene 13, 25 og 26 og utgjøres av en klaff 462 et par skinner 464 på hver side av klaffen 462, en rektangulær kasse 466, en fast sylinder 468, et utgangsrørstykke 470, en dobbeltendet krage 472, en festehylse 474 og et innrettingsrørstykke 476. Klaffen 464 omfatter en plate av typen ifølge utførelsen avbildet i figurene 10-12 og innbefatter to sett ører som forløper sideveis fra denne. Et første sett ører 478 er svingbart festet til innrettingsrørstykket 476 og holdes i posisjon via festehylsen 474. Ører 478 er plassert I den nedre eller nede i hullet-enden av klaffen 464. Ved omkring midtveis langs lengdeutstrekningen av klaffen 464 er det andre sett ører 480. Ørene 480 er manipuler ingsører som tillater forflytning av det selektive gjeninnføringsverktøy langs sporet 488 som er forsynt i den rektangulære kasse 466. Den rektangulære kasse 466 er montert på en indre dor 482 som er knyttet til kassen, men har evnen til å bevege seg lengdeveis inne i verktøyet 460 i forhold til utgangs-rørstykket 470. Den indre dor 482 beveges inne kragen 472. Oppstrømsenden av den indre dor 482 er forbundet til profilerte seksjoner 486, 487 for inngrep med et kjent veksleverktøy. While the selective reinsertion tool depicted in Figures 10-12 is well suited for its intended purposes, in a preferred embodiment a functionally equivalent, yet structurally improved selective reinsertion tool is used. This improved tool is shown generally at 460 in Figures 13, 25 and 26 and consists of a flap 462, a pair of rails 464 on each side of the flap 462, a rectangular box 466, a fixed cylinder 468, an outlet tube piece 470, a double-ended collar 472 . A first set of lugs 478 is pivotally attached to the alignment pipe piece 476 and is held in position via the retaining sleeve 474. The lugs 478 are located at the lower or down-hole end of the flap 464. At about midway along the longitudinal extent of the flap 464, the second set of lugs 480 The lugs 480 are manipulation lugs that allow movement of the selective reinsertion tool along the slot 488 provided in the rectangular case 466. The rectangular case 466 is mounted on an inner mandrel 482 which is attached to the case but has the ability to move longitudinally. inside the tool 460 relative to the output tube piece 470. The inner mandrel 482 is moved inside the collar 472. The upstream end of the inner mandrel 482 is connected to profiled sections 486, 487 for engagement with a known exchange tool.
Den rektangulære kasse 466 har minst to funksjoner. For det første leder kassen 466 kveilrørstrengen (eller lignende anordning) gjennom et lite tverrsnitt slik at den ikke setter seg fast eller tenderer til å spole seg tilbake. Kassen 466 innbefatter også det foran nevnte paret med symmetrisk, sideveis anordnede føringsspalter 488 som benyttes til å manipulere klaffen fra en side av verktøyet til den annen side. Hver føringsspalt 488 innbefatter et øvre spor og et nedre spor som er sammenknyttet med et skråspor for å danne en langstrakt rampe. Som nevnt har klaffen 462 to skinner 464 som er montert vinkelrett på klaffen. Disse skinner tjener også to funksjoner. For det første hjelper skinnene føringen av kveilrøret ut av kassen og inn i innrettingsrørstykket 474. En annen viktig funksjon med skinnene er at de tar del av støtbelastningen på kveilrøret ved å bære klaffen i sine riktige posisjoner. Kassen 466 er forbundet til utgangs-rørstykket 470. Utgangsrørstykket 470 tillater at kveilrøret kan gå ut av en mindre boring 490 eller 492 (så vel som returnere fra denne) uten å sette seg fast. Som best vist i figurene 27 og 28 blir kassen 466 montert ved bruk av doren 482 til den sylindriske rørstuss 468. Eørstussen 468 innbefatter langsgående bypass-slisser 496 som vist i figur 28. The rectangular box 466 has at least two functions. First, the box 466 guides the coiled tubing string (or similar device) through a small cross-section so that it does not get stuck or tend to rewind. The case 466 also includes the aforementioned pair of symmetrical, laterally arranged guide slits 488 which are used to manipulate the flap from one side of the tool to the other side. Each guide slot 488 includes an upper groove and a lower groove which are joined by an inclined groove to form an elongated ramp. As mentioned, the flap 462 has two rails 464 which are mounted perpendicular to the flap. These rails also serve two functions. First, the rails help guide the coil tube out of the case and into the alignment tube piece 474. Another important function of the rails is that they take some of the shock load on the coil tube by carrying the flap in its proper positions. The box 466 is connected to the outlet pipe 470. The outlet pipe 470 allows the coiled pipe to exit a smaller bore 490 or 492 (as well as return therefrom) without becoming stuck. As best shown in Figures 27 and 28, the case 466 is assembled using the mandrel 482 to the cylindrical pipe fitting 468. The ear fitting 468 includes longitudinal bypass slots 496 as shown in Figure 28.
En kvellrørs arbeidsstreng (eller annen lignende anordning) kan plasseres direkte over en av boringene i fanghodet (eller enhver annen anordning som befinner seg nedad i hullet i det selektive gjeninnføringsverktøy) ved å avbøye klaffen 462 som er orientert til hver åpning 490 eller 492 avhengig av posisjonen til den indre hylse eller dor 482 som er plassert i det øvre parti av det selektive gjeninnføringsverktøy. Klaffen 462 blir drevet med vinklede slisser 488 som befinner seg i kassen 466. Når kassen 466 må være i posisjon oppad i hullet, som vist i figur 25, ligger klaffen 462 mot en side av det selektive gjeninnføringsverktøy som dermed leder kveilrøret til å entre hullet 492 på den motsatte side. Ved å bevege den indre dor eller hylsen nedad i hullet, bevirkes klaffen 462 til å smette til den annen side av verktøyet som dermed gjør at kveilrøret kan føres til det annet hull 490. Kassen 466 forflyttes oppad eller nedad ved å ta i bruk et standard hydraulisk aktivisert veksleverktøy slik som HB-2 tilgjengelig fra Baker Oil Tool inn i vekslingshylse-profilen 486, 387 som befinner seg i det øvre parti av verktøyet. Et slag oppad eller slag nedad blir deretter påført avhengig av klaffens ønskede posisjon. For å gå fra "opp" av klaff-posisjonen vist i figur 25 til "ned"-klaffposisjonen vist i figur 26, foretas et slag nedad på veksleverktøyet som bevirker at den indre dor 482 beveger seg nedad gjennom verktøyet med hensyn til utgangsrørstykket 470, som i sin tur bevirker at kassen 466 beveger seg nedad. Etter hvert som kassen 466 beveger seg nedad, vil ører 480 bli presset og drevet oppad langs skrårampen for føringssporene 488 fra posisjonen vist i figur 25 til den øvre posisjon vist i figur 26. Når ørene 480 blir kjørt på denne måte, vil klaffen 462 svinge langs svingepunktet dannet av ørene 470 inn til posisjonen vist i figur 26. A choke tube working string (or other similar device) can be placed directly over one of the bores in the trap head (or any other device located downward in the hole of the selective reinsertion tool) by deflecting the flap 462 oriented to each opening 490 or 492 depending on the position of the inner sleeve or mandrel 482 located in the upper portion of the selective reinsertion tool. The flap 462 is driven by angled slots 488 located in the case 466. When the case 466 must be in an upward position in the hole, as shown in Figure 25, the flap 462 lies against one side of the selective reinsertion tool which thus guides the coiled tubing to enter the hole 492 on the opposite page. By moving the inner mandrel or sleeve downwards in the hole, the flap 462 is caused to slip to the other side of the tool which thus allows the coil tube to be fed to the second hole 490. The case 466 is moved up or down by using a standard hydraulically actuated changeover tool such as the HB-2 available from Baker Oil Tool into the changeover sleeve profile 486, 387 located in the upper portion of the tool. An upward stroke or downward stroke is then applied depending on the flap's desired position. To go from the "up" flap position shown in Figure 25 to the "down" flap position shown in Figure 26, a downward stroke is made on the changeover tool which causes the inner mandrel 482 to move downwardly through the tool with respect to the output tube piece 470, which in turn causes the box 466 to move downwards. As the case 466 moves downwardly, ears 480 will be pressed and driven upward along the inclined ramp of the guide grooves 488 from the position shown in Figure 25 to the upper position shown in Figure 26. When the ears 480 are driven in this manner, the flap 462 will swing along the pivot point formed by the ears 470 into the position shown in figure 26.
I samsvar med et viktig trekk ved oppfinnelsen, er en dobbeltendet krage 472 anordnet som valgvis kontakter enten et spor 496 (som vist i figur 25) eller et spor 498 (som vist i figur 26) på den indre dor 482. Den dobbeltendede krage 472 er gjengeforbundet til det stasjonære rørstykket 468 med gjengene 500. Kragen 472 forblir stasjonær i forhold til bevegelsen av den indre dor 482. Det skal imidlertid forstås at for at den indre dor 482 skal bevege seg i en eller annen retning, må en krage-utsneppingskraft overvinnes for å presse den sammenlåsende ribbe eller forhøyning 502 fra kragen ut av sporet 496 eller 498. Så er det denne krage-utsneppende kraft som må overvinnes for å tillate at kassen skal kunne skifte posisjoner. Det skal forstås at kragen kan enkelt gjøres ombyttelig for forskjellige utsneppingskrefter ved ganske enkelt å fjerne kragen 472 og skrumessig erstatte den med en annen krage. Således ved bevegelse fra posisjonene ifølge figur 25 til figur 26, har den sammenlåsende ribbe 502 sneppet ut og bort fra sporet 496 som gjør at den indre dor kan bevege seg nedad hvorpå ribben 502 fra kragen 472 kontakter opptakssporet 498 som dermed låser doren i posisjonen vist i figur 26. In accordance with an important feature of the invention, a double-ended collar 472 is provided which optionally contacts either a groove 496 (as shown in Figure 25) or a groove 498 (as shown in Figure 26) on the inner mandrel 482. The double-ended collar 472 is threadedly connected to the stationary tube piece 468 by the threads 500. The collar 472 remains stationary with respect to the movement of the inner mandrel 482. However, it should be understood that in order for the inner mandrel 482 to move in any direction, a collar snapping force must is overcome to push the interlocking rib or ridge 502 from the collar out of the slot 496 or 498. Then it is this collar-snapping force that must be overcome to allow the case to shift positions. It should be understood that the collar can be easily made interchangeable for different snap-out forces by simply removing the collar 472 and screw-wise replacing it with another collar. Thus, when moving from the positions according to figure 25 to figure 26, the interlocking rib 502 has snapped out and away from the slot 496 which enables the inner mandrel to move downwards whereupon the rib 502 from the collar 472 contacts the receiving slot 498 which thus locks the mandrel in the position shown in Figure 26.
Det selektive gjeninnføringsverktøy 460 betjenes således på følgende måte: The selective reinsertion tool 460 is thus operated in the following manner:
(1) det hydrauliske veksleverktøy kjøres til en dybde på en kveilrørs arbeidsstreng som har et passende veksleverktøy på denne; (2) veksleverktøyet griper hydraulisk profilene 486, 487 i toppen av det selektive gjeninnføringsverktøy; (3) en vekslebelastning blir så påført med veksleverktøyet som er tilstrekkelig til å overvinne kragens utsneppingskraft og den indre bevegelige hylse eller dor 482 blir så forflyttet i ønsket retning (enten opp eller ned); (4) veksleverktøyet blir deretter løsgjort fra det selektive gjeninnføringsverktøy; og (5) et kveilrør eller lignende arbeidsstreng blir kjørt gjennom det selektive gjeninnføringsverktøy hvorved klaffen 462 leder rørstrengen inn i en utvalgt åpning 490 og/eller 492 som naturligvis passer til et valgt brønnrør eller annet arbeidsverktøy slik som fanghodet 292 omtalt ovenfor. (1) the hydraulic changer is driven to a depth on a coiled tubing work string that has a suitable changer thereon; (2) the exchange tool hydraulically grips the profiles 486, 487 at the top of the selective reinsertion tool; (3) an alternating load is then applied with the alternating tool sufficient to overcome the snapping force of the collar and the inner movable sleeve or mandrel 482 is then moved in the desired direction (either up or down); (4) the exchange tool is then detached from the selective reinsertion tool; and (5) a coiled pipe or similar work string is run through the selective reintroduction tool whereby the flap 462 guides the pipe string into a selected opening 490 and/or 492 which naturally fits a selected well pipe or other work tool such as the trap head 292 discussed above.
Det vises nå til figurene 29-32 hvor et nytt innførings-verktøy for bruk med fanghode/avlederenheten er vist generelt med 510. Innføringsverktøyet 510 innbefatter et montasje 512 festet til en innføringsplugg 514 og et hus 516. Det skal forstås at innføringspluggen og huset 516 er innbyrdes parallelle og er dimensjonert og utformet slik at de kan opptas i de forskutte boringer 300, 302 i fanghodet 292. Montasjehodet 512 innbefatter en aksielt langstrakt hals 518 som har en innvendig muffegjenge 520. Halsen 518 divergerer utad langs et skjørtparti 522 til en nedre hodeseksjon 524 med en større diameter i forhold til halsen 518, hvor diameteren stemmer omtrent med diameteren til fanghodet 292. Innsiden av montasjehodet 512 innbefatter en aksiell åpning 526 i halsen 518 som deretter heller nedad for å danne en vinklet boring 528 som utgår fra den nedre plugg 524 for å danne aksiell, forskutt utgangsboring 530. Den nedre plugg 524 innbefatter også en langsgående strømningsåpning 532 som løper fra skulderen 522 til en utgangsåpning 534. Det vil forstås at utgangsåpningen 530 har en mindre diameter enn utgangsåpningen 534 med utgangsåpningen 530 dimensjonelt utformet til å oppta huset 516 og utgangsåpningen 534 dimensjonelt utformet til å oppta innføringspluggen 514 med større diameter. Reference is now made to Figures 29-32 where a novel insertion tool for use with the catch head/deflector assembly is shown generally at 510. The insertion tool 510 includes an assembly 512 attached to an insertion plug 514 and a housing 516. It is to be understood that the insertion plug and housing 516 are parallel to each other and are dimensioned and designed so that they can be accommodated in the offset bores 300, 302 in the catch head 292. The mounting head 512 includes an axially elongated neck 518 which has an internal socket thread 520. The neck 518 diverges outwards along a skirt portion 522 to a lower head section 524 with a larger diameter relative to the neck 518, the diameter of which approximately matches the diameter of the catch head 292. The inside of the mounting head 512 includes an axial opening 526 in the neck 518 which then slopes downward to form an angled bore 528 which emanates from the lower plug 524 to form axial offset exit bore 530. The lower plug 524 also includes a longitudinal flow opening 532 which per from the shoulder 522 to an exit opening 534. It will be understood that the exit opening 530 has a smaller diameter than the exit opening 534 with the exit opening 530 dimensionally designed to receive the housing 516 and the exit opening 534 dimensionally designed to receive the insertion plug 514 with a larger diameter.
Innføringspluggen 514 omfatter et sylindrisk rør som opptas av utgangsboringen 534 og er avtagbart skrudd til det nedre montasjehodet 524 med en skrue 536 opptatt i en tverrorien-tert gjenget passasje 538 som best vist i figur 30. Inn-føringspluggen 514 innbefatter også en åpning 540 for formålet av fluidpassering ved sirkulering under innføring. Det vil forstås at strømningsåpninen 532 kommuniserer med innsiden av utgangsboringen 534 og dermed med innsiden av innføringspluggen 514 slik at fluid kan passere fra skulderen 522 gjennom strømningsåpningen 532 og dermed gjennom innføringspluggen 514 inn i boringen 302 i fanghodet 292 med større diameter. The lead-in plug 514 comprises a cylindrical tube which is received by the exit bore 534 and is removably screwed to the lower mounting head 524 with a screw 536 engaged in a transversely oriented threaded passage 538 as best shown in Figure 30. The lead-in plug 514 also includes an opening 540 for the purpose of fluid passage by circulation during insertion. It will be understood that the flow opening 532 communicates with the inside of the exit bore 534 and thus with the inside of the introduction plug 514 so that fluid can pass from the shoulder 522 through the flow opening 532 and thus through the introduction plug 514 into the bore 302 in the larger diameter trap head 292.
Huset 516 innbefatter en indre dor 542 som er bevegelig i forhold til huset (eller koplingsdoren) 516 og som er avtettet mot koplingsdoren 516 med et antall O-ringstetninger 544. Koplingsdoren 516 innbefatter også O-ringstetninger 546 omkring dens ytre periferi for tettende inngrep med boringen 300 i fanghodet 292 med mindre diameter. Koplingsdoren 516 innbefatter videre i sin nedre ende et par åpninger 548, som hver mottar en pal 550, 552. Som det vil bli omtalt i det etterfølgende, er hver pal 550, 552 innfanget enten mellom en opphøyet flate 554 på den indre dor 542 eller en forsenket flate 556 også på doren 542 og nær inntil den opphøyde flate 554. Direkte oppstrøms av den forsenkede flate 556 mellom den indre dor 542 og forbindelsesdoren 516 er en skjærring 558 som, med mindre den er utsatt for en forhåndsvalgt skjær-kraft, utelukker bevegelse mellom de respektive indre og forbindende dorer. Den indre dor 542 innbefatter også et antall avstandsbeliggende porter 560 for å eliminere ethvert fluid-låsproblem under betjening av innføringsverktøyet. Oppstrømsdelen av den indre dor 542 innbefatter en bypass-hylse 562 eller en som kan pumpes til åpen stilling som er festet til den indre dor 542 med et antall skjærskruer 564. Som best vist i figur 1 og 32 er bypass-hylsen 562 avtettet mot den indre dor 542 med et par avstandsbeliggende 0—ring-enheter, der hver av disse innbefatter en 0-ring 566 og en ekstra 0-ring 568. Klemt mellom hylsen 562 og den ytre dor 516 er en bypass-port 570 gjennom den indre dor 542. I avstand fra bypass-porten 542 nedstrøms av denne er nok en bypass-port 572 som kommuniserer med en grunn fordypning 574 på den innvendige overflate av den ytre dor 516. Hylsen 562 innbefatter også en fluidport 576 for overføring av fluid til rommet mellom hylsen 562 og den indre dor 542. Det nederste parti av hylsen 562 avslutter i en sylinder 578 som kan ri langs en lagerflate 580 på den indre dor 542 inntil enten 578 påstøter skulderen 582. The housing 516 includes an inner mandrel 542 which is movable relative to the housing (or coupling mandrel) 516 and which is sealed against the coupling mandrel 516 with a number of O-ring seals 544. The coupling mandrel 516 also includes O-ring seals 546 around its outer periphery for sealing engagement with the bore 300 in the catch head 292 with a smaller diameter. The coupling mandrel 516 further includes at its lower end a pair of openings 548, each of which receives a pawl 550, 552. As will be discussed below, each pawl 550, 552 is captured either between a raised surface 554 on the inner mandrel 542 or a recessed surface 556 also on the mandrel 542 and close to the raised surface 554. Directly upstream of the recessed surface 556 between the inner mandrel 542 and the connecting mandrel 516 is a shear ring 558 which, unless subjected to a preselected shear force, excludes movement between the respective inner and connecting mandrels. The inner mandrel 542 also includes a number of spaced ports 560 to eliminate any fluid lock problem during operation of the insertion tool. The upstream portion of the inner mandrel 542 includes a bypass sleeve 562 or one that can be pumped to an open position that is attached to the inner mandrel 542 with a number of shear screws 564. As best shown in Figures 1 and 32, the bypass sleeve 562 is sealed against the inner mandrel 542 with a pair of spaced 0-ring units, each of which includes an 0-ring 566 and an additional 0-ring 568. Sandwiched between sleeve 562 and outer mandrel 516 is a bypass port 570 through the inner mandrel 542. At a distance from the bypass port 542 downstream thereof is another bypass port 572 which communicates with a shallow recess 574 on the inner surface of the outer mandrel 516. The sleeve 562 also includes a fluid port 576 for transferring fluid to the space between the sleeve 562 and the inner mandrel 542. The lower part of the sleeve 562 ends in a cylinder 578 which can ride along a bearing surface 580 on the inner mandrel 542 until either 578 abuts the shoulder 582.
Fanghodet/avlederenhetens innføringsverktøy 510 betjenes som følger: Først festes verktøyet 510 til fanghodet 292 på en måte som er vist i figur 29 hvorved pale 550, 552 låses inn i korresponderende fordypninger 343 og boringen 300 med mindre diameter i fanghodet 292. Dette utføres ved først å anbringe paler 550, 552 inn i vinduene 548 i huset 516 og deretter innføre den indre dor 542 i huset 516 inntil de opphøyde flater 554 kontakter palene 550, 552 og presser palene inn i korresponderende fordypninger 543. Samtidig posisjoneres innføringspluggen 514 i boringen 302 med større diameter i fanghodet 292 og innføringspluggen skrus til montasjehodet 512. Det skal forstås at fanghodet 292 vil koples til avlederen så vel som til det nedre produks jonsrør 298 og orienteringsankeret 276. Fluid sirkuleres mens innførings-verktøyet kjøres ned i brønnen (se figur 33). Når nedsatt, blir tetningene 278 på orienteringsankeret (som er blitt posisjonert i f.eks. LCR 250) testet ved å fortsette og sirkulere og teste trykket. Når orienteringsankeret er blitt entret, er systemet nå "stengt". Ved dette punkt fortsetter trykket å bygge seg opp hvorpå, ved en forholdsvalgt trykkoppbygning, avskjærer det økende trykk skjærskruene 564 som bevirker at bypass-hylsen 566 presses nedad langs fordypningen 582 inntil endene 578 på bypass-hylsen 562 fastholdes med skulderen 582 som dermed åpner bypass-ventilen (se figur 33). Når bypass-hylsen 562 åpner, vil fluid igjen kunne strømme (dvs. systemet går tilbake til et "åpent system") hvorved fluid inne i den indre dor 542 tillates å strømme gjennom porten 576 til rommet mellom bypass-hylsen 562 og den indre dor 542 og deretter gjennom porten 570 gjennom fordypningen 574 og til slutt ut gjennom porten 572. The catch head/deflector unit insertion tool 510 is operated as follows: First, the tool 510 is attached to the catch head 292 in a manner shown in figure 29 whereby the pawl 550, 552 are locked into corresponding recesses 343 and the smaller diameter bore 300 in the catch head 292. This is done by first to place pawls 550, 552 into the windows 548 in the housing 516 and then introduce the inner mandrel 542 into the housing 516 until the raised surfaces 554 contact the pawls 550, 552 and press the pawls into corresponding recesses 543. At the same time, the insertion plug 514 is positioned in the bore 302 with larger diameter in the trap head 292 and the insertion plug is screwed to the assembly head 512. It should be understood that the trap head 292 will be connected to the diverter as well as to the lower production pipe 298 and the orientation anchor 276. Fluid is circulated while the insertion tool is driven down the well (see figure 33) . When lowered, the seals 278 on the orientation anchor (which has been positioned in eg the LCR 250) are tested by continuing to circulate and test the pressure. Once the orientation anchor has been entered, the system is now "closed". At this point the pressure continues to build up whereupon, at a proportional pressure build-up, the increasing pressure cuts off the shear screws 564 which causes the bypass sleeve 566 to be pressed downwards along the recess 582 until the ends 578 of the bypass sleeve 562 are held by the shoulder 582 which thus opens the bypass -valve (see figure 33). When the bypass sleeve 562 opens, fluid will again be able to flow (ie, the system returns to an "open system") whereby fluid inside the inner mandrel 542 is allowed to flow through the port 576 to the space between the bypass sleeve 562 and the inner mandrel 542 and then through port 570 through recess 574 and finally out through port 572.
Når det er bekreftet at enheten er korrekt i anlegg og orientert i foringsrøret, dvs. at det orienterende anker er korrekt orientert og avtettet i LCR 250, fjernes innførings-verktøyet fra fanghodet 292. Dette utføres å sirkulere en kule 589 gjennom den aksielle åpning 520 og åpningen 528 inntil kulen er i anlegg mot et vinklet kulesete 586 på bypass-hylsen 562. Bypass-hylsen 562 vil deretter påsette en kraft (forårsaket av sirkulasjonsfluid som utøver en kraft mot kulen i anlegg) mot skulderen 582 som presser hele den indre dor 542 nedad hvorved skjærringen 558 vil bli avskjært slik at fordypningen 556 på den indre dor 542 vil bli plassert på tvers av palene 550, 552. Ved dette punkt vil palene trekke seg inn i fordypningen 556 og ut fra fordypningen 343 i fanghodet 292 som dermed gjør at innførings-verktøyet 510 kan løftes fra fanghodet og trekkes ut fra hullet (se figur 33). Once it has been confirmed that the assembly is correctly seated and oriented in the casing, i.e. that the orienting anchor is correctly oriented and sealed in the LCR 250, the insertion tool is removed from the catch head 292. This is done by circulating a ball 589 through the axial opening 520 and the opening 528 until the ball abuts an angled ball seat 586 on the bypass sleeve 562. The bypass sleeve 562 will then apply a force (caused by circulating fluid exerting a force against the ball in abutment) against the shoulder 582 which presses the entire inner mandrel 542 downwards whereby the cutting ring 558 will be cut off so that the recess 556 on the inner mandrel 542 will be placed across the pawls 550, 552. At this point the pawls will retract into the recess 556 and out from the recess 343 in the catch head 292 which thus makes that the insertion tool 510 can be lifted from the catch head and pulled out from the hole (see Figure 33).
Fanghodets innføringsverktøy ifølge den foreliggende oppfinnelse har mange viktige trekk og fordeler. F.eks. gjør innføringsverktøyet 510 at moment kan overføres langs senterlinjen av fanghode-enheten til tross for at det er festet til en av de forskutte boringer. Denne moment-overføring gjennomføres ved å forbinde huset 516 mellom innføringsverktøyet og fanghodet i den samme sideforskyvning som den store boring i fanghodet. Denne momentoverføring er viktig for slik å pålitelig manipulere fanghode-enheten sammen med innkjøringsstrømmen. Et annet viktig trekk ved innføringsverktøyet ifølge den foreliggende oppfinnelse er at dersom låsepalene 550, 552 (som bærer lasten under innføring) ikke er korrekt i inngrep i fanghodeprofilen, kan innførings-verktøyet ikke fullstendig monteres. Dette er fordi den indre dor 542 vil ikke bevege seg under låsepalene med mindre de er innrettet med sine spor 343 og med mindre den indre dor er under låsepalene, idet montasjehodet av innføringsverktøyet ikke vil tres eller skrus på huset 516. The catch head insertion tool according to the present invention has many important features and advantages. For example the insertion tool 510 allows torque to be transmitted along the centerline of the catch head assembly despite being attached to one of the offset bores. This torque transfer is accomplished by connecting the housing 516 between the insertion tool and the catch head in the same lateral displacement as the large bore in the catch head. This torque transfer is important in order to reliably manipulate the catch head unit together with the run-in current. Another important feature of the insertion tool according to the present invention is that if the locking pawls 550, 552 (which carry the load during insertion) are not correctly engaged in the catch head profile, the insertion tool cannot be completely assembled. This is because the inner mandrel 542 will not move under the locking pawls unless they are aligned with their grooves 343 and unless the inner mandrel is under the locking pawls, as the assembly head of the insertion tool will not thread or screw onto the housing 516.
De foran nevnte foretrukne utførelser av de mange multilaterale kompletteringsverktøy, komponenter og enheter vist i figurene 13A-C benyttes ved en brønnmetode for borehulls-komplettering som er temmelig lik med metoden beskrevet med henvisning til figurene 1-9. Ettersom det er enkelte mindre modifikasjoner på hele metoden (mesteparten av dette er omtalt ovenfor), gir imidlertid den følgende omtale med henvisning til figurene 34A-J en klar og konsis beskrivelse av den foretrukne metode for multilateral komplettering i samsvar med den foreliggende oppfinnelse. Det vises først til figur 34A, hvor et foret borehull er vist ved 550 som avslutter i et åpent hull 552. Et borerør 554 er blitt entret ned det forede borehull 550 inn i det åpne hull 552. Borerøret 554 avslutter i et kjent innføringsverktøy slik som det foran nevnte HR-innføringsverktøy 556. Festet til innføringsverktøyet 556 på en måte beskrevet i detalj ovenfor er en sidekoplingsmottaker (LCR) 250 og gjengeinnfestet til LCR 250 på nedstrømssiden av denne er en kompletteringsstreng bestående av kjente elementer, innbefattende en arbeidsstreng-anslagsrørstuss 558, en antall glidehylser 560, avstandsbeliggende ECP 562, en overhalingsstreng-sentrerings-pinne 564 og en snepp-inn/ut-indikerende krage med tetninger 566. I figur 34B er innføringsverktøyet 556 blitt fjernet fra LCR 250 og den nedre komplettering er blitt innsatt på kjent måte. The aforementioned preferred embodiments of the many multilateral completion tools, components and units shown in figures 13A-C are used in a well method for borehole completion which is quite similar to the method described with reference to figures 1-9. As there are some minor modifications to the entire method (most of which is discussed above), however, the following discussion with reference to figures 34A-J provides a clear and concise description of the preferred method for multilateral complementation in accordance with the present invention. Reference is first made to Figure 34A, where a lined borehole is shown at 550 terminating in an open hole 552. A drill pipe 554 has been entered down the lined borehole 550 into the open hole 552. The drill pipe 554 terminates in a known insertion tool such as the aforementioned HR insertion tool 556. Attached to the insertion tool 556 in a manner described in detail above is a side coupling receiver (LCR) 250 and threaded to the LCR 250 on the downstream side thereof is a completion string consisting of known elements, including a work string stop tube stub 558, a number of slide sleeves 560, spaced ECPs 562, an overhaul string centering pin 564 and a snap-in/out indicating collar with seals 566. In Figure 34B, the insertion tool 556 has been removed from the LCR 250 and the lower completion has been inserted on known manner.
Deretter, ifølge figur 34C, har HR-innkjøringsverktøyet og tilfestet.borerør 554 blitt fjernet og et nytt borerør 568 er blitt stukket inn gjennom det f6rede borehull 550 inn i det åpne hull 552. Borerøret 568 innbefatter et MWD-rørstykke 570 som er festet til den orienterende ledekile-forandring 276. Den orienterende ledekile-forankring 276 blir deretter stukket inn i LCR 250 slik at spalten 284 på ankeret 176 er i inngrep med knasten 270 som beskrevet i detalj ovenfor som medfører at det orienterende ledekile-anker 276 og LCR 250 er sammenført til inngrep. Ved dette punkt bestemmer MWD-rørstykke den radielle orientering av det orienterende ledekile-ankeret 276 og denne informasjon sendes til overflaten på kjent måte. Dette endelig inngrep er vist i figur 34D som er vist i sirkulasjonsrørstykke 572 som benyttes til å sirkulere fluid gjennom borerøret og dermed gi en strømningsbane for pulssignaler sendt fra en slam-pulsator inn i MWD-rørstykket som inneholdt den innkodede informasjon med hensyn til orienteringen (som er blitt opptatt av MWD-rørstykke ). Then, according to Figure 34C, the HR drive-in tool and attached drill pipe 554 have been removed and a new drill pipe 568 has been inserted through the pilot bore 550 into the open hole 552. The drill pipe 568 includes an MWD pipe piece 570 which is attached to the orienting guide wedge change 276. The orienting guide wedge anchor 276 is then inserted into the LCR 250 so that the slot 284 of the anchor 176 engages the cam 270 as described in detail above which causes the orienting guide wedge anchor 276 and the LCR 250 are combined for intervention. At this point, the MWD pipe determines the radial orientation of the orienting wedge anchor 276 and this information is sent to the surface in a known manner. This final intervention is shown in Figure 34D which is shown in circulation tubing 572 which is used to circulate fluid through the drill pipe and thus provide a flow path for pulse signals sent from a mud pulsator into the MWD tubing which contained the encoded information with respect to orientation ( which has been taken up by MWD pipe piece ).
Deretter blir borerøret 568, MWD-rørstykke 570 og sirkula-sj onsrørstykke 572 løsgjort fra LCR 250 ved strekk i det skjærfrigjørende orienteringsanker 276 og fjernet fra borehullet. Et opphentbart ledekilesystem blir deretter stukket inn i det forede borehull 550 og sammenført med det orienterende ledekile-anker (som er blitt snepplåst i inngrep med LCR 250). Figur 34E viser en foretrukken opphentbar ledekile-enhet for åpent hull av typen beskrevet i den foran nevnte US patentansøkning inngitt 25. januar 1994. En slik opphentbar ledekile-enhet innbefatter et innføringsverktøy 574 med et beskyttende hus eller skjerm 576 som kontakter en ledekil 578. Ledekilen 578 innbefatter et utvidbart anker 580 for forankring til veggene av det åpne hull 552. Ankeret 580 er festet til ankeret 276 ved bruk en rillet ekspansjonsskjøt eller ledd 582. Deretter fjernes innføringsverktøyet 574 og huset 576 og, som vist i figur 34F, bores en sideboring eller forgrening 584 på kjent måte ved å bruke boret 586 som avledes med ledekilen 578 i den ønskede orientering og retning. Som vist i figur 34G fjernes boret 586 etterfulgt av uttak av ledekilen 578 ved bruk av et ledekil-uttaksverktøy 588. Next, the drill pipe 568, MWD pipe piece 570 and circulation pipe piece 572 are detached from the LCR 250 by tension in the shear release orientation anchor 276 and removed from the borehole. A retrievable guide wedge system is then inserted into the lined borehole 550 and joined with the orienting guide wedge anchor (which has been snap-locked into engagement with the LCR 250). Figure 34E shows a preferred open hole retrievable guide wedge assembly of the type described in the aforementioned US patent application filed January 25, 1994. Such a retrievable guide wedge assembly includes an insertion tool 574 with a protective housing or shield 576 contacting a guide wedge 578. The guide wedge 578 includes an expandable anchor 580 for anchoring to the walls of the open hole 552. The anchor 580 is attached to the anchor 276 using a grooved expansion joint or joint 582. Next, the insertion tool 574 and housing 576 are removed and, as shown in Figure 34F, a side drilling or branching 584 in a known manner by using the drill 586 which is deflected with the guide wedge 578 in the desired orientation and direction. As shown in Figure 34G, the drill 586 is removed followed by removal of the guide wedge 578 using a guide wedge removal tool 588.
Ved dette punkt stikkes enheten ifølge figur 33 innbefattende fanghode-innføringsverktøyet 510, fanghodet 292, rørseksjonen 298, avleder-rørstykket 294 og det orienterende anker 276 inn nede i borehullet for å bli sammenført med LCR 250 som vist i figur 34H. Med fordel benyttes en MWD-rørstuss 570 for å opprettholde en korrekt orientering for lett sammenføring av ankeret 276 inn i LCR 250. Som vist i figur 341, blir så et egnet innføringsverktøy, slik som HR-innføringsverktøy 556, benyttet til å kjøre inn forlengelsesrør-tilbakekoplingshylsen 350 på en måte som er beskrevet i detalj ovenfor. Naturligvis ville hylsen 350 blitt sammenskrudd inn i den laterale kompletteringsstreng vist i figur 341 som er sammensatt av hvilke som helst ønskede og kjente komplet-ter ingskomponenter , innbefattende glidehylsene 556 og ECP 560. Til slutt, som vist i figur 34J, monteres den parallelle tetningsenhet 380 på det selektive gjeninnføringsverktøy 460 og kjøres inn nede i brønnhullet slik at den parallelle tetningsenhet kontakter og tetter mot boringsmottakeren i den lille boring i fanghodet 292 i boringsmottakeren i for-lengelsesrør-tilbakekoplingshylsen 350. Det skal forstås at de multilaterale kompletteringskomponenter vist i den multilaterale komplettering ifølge 34J også er vist i nærmere detalj i figurene 13A-C omtalt ovenfor. Som det kan ses i figur 34J kan kveilrøret eller lignende nå enkelt stikkes inn og ved bruk av det selektive gjeninnføringsverktøy 460 kan kveilrøret entre enten hoved-borehullet 554 eller det laterale borehull 584. Naturligvis kan det selektive gjeninnføringsverktøy 460 fjernes og erstattes med en enkeltrørs komplettering eller en dobbeltpakning-komplettering etter hva som måtte være ønske. Det vil videre forstås at den multilaterale komplettering vist i figur 34J kan repeteres et hvilket som helst antall ganger som ønskes langs andre partier av borehullet 550. Således kan de mange multilaterale kompletteringskomponenter beskrevet her, innbefattende den laterale koplingsmottaker, fanghode/avlederenheten , forlengelsesrør-tilbakekoplingshylsen, den parallelle tetningsenhet og det selektive gjeninnførings-verktøy, samtlige bli benyttet som modulære komponenter ved kompletteringer av borehull som har ethvert ønsket antall laterale eller forgrenede borehullskompletteringer. At this point, the assembly according to Figure 33 including the trap head insertion tool 510, the trap head 292, the pipe section 298, the diverter pipe piece 294 and the orienting anchor 276 is inserted down the borehole to be joined with the LCR 250 as shown in Figure 34H. Advantageously, an MWD pipe socket 570 is used to maintain a correct orientation for easy joining of the anchor 276 into the LCR 250. As shown in Figure 341, a suitable insertion tool, such as the HR insertion tool 556, is then used to drive in the extension pipe - the feedback sleeve 350 in a manner described in detail above. Naturally, sleeve 350 would be bolted into the lateral completion string shown in Figure 341 which is composed of any desired and known completion components, including slide sleeves 556 and ECP 560. Finally, as shown in Figure 34J, the parallel seal assembly is assembled 380 on the selective reintroduction tool 460 and driven into the downhole so that the parallel seal assembly contacts and seals against the bore receiver in the small bore in the catch head 292 in the bore receiver in the extension pipe feedback sleeve 350. It is to be understood that the multilateral completion components shown in the multilateral completion according to 34J is also shown in more detail in Figures 13A-C discussed above. As can be seen in Figure 34J, the coiled pipe or the like can now be easily inserted and using the selective reinsertion tool 460 the coiled pipe can enter either the main borehole 554 or the lateral borehole 584. Naturally, the selective reinsertion tool 460 can be removed and replaced with a single pipe completion or a double-pack completion as desired. It will further be understood that the multilateral completion shown in Figure 34J can be repeated any number of times as desired along other portions of the wellbore 550. Thus, the many multilateral completion components described herein, including the lateral coupling receiver, trap head/divert assembly, extension pipe feedback sleeve, , the parallel sealing unit and the selective reintroduction tool, all be used as modular components in wellbore completions having any desired number of lateral or branched wellbore completions.
I tillegg til de foran nevnte trekk og fordeler med frem-gangsmåten og anordningene ifølge den foreliggende oppfinnelse, innebærer fortsatt nok et viktig trekk ved den foreliggende oppfinnelse bruken av en opphentbar ledekile som en integrert komponent benyttet ved faktisk komplettering av to eller flere individuelle brønnboringer. Ledekiler har historisk vært brukt som et middel til å bore ytterligere sidespor inne i en hovedbrønnboring. I enkelte tilfeller har flere sidespor blitt boret og produsert gjennom åpent hull. Det er imidlertid ikke antatt at før den foreliggende oppfinnelse (så vel som de relaterte oppfinnelser vist I stamsøknaden med serienr. 07/926.451, at det har vært vist en fremgangsmåte som gjør at en ledekile kan kjøres inn i hullet og innsettes over en kompletteringsenhet, ledekilen benyttes så til å bore et lateralt sidespor og ledekilen blir så hentet opp for at den nedre komplettering skal kunne koples til den øvre laterale komplettering. In addition to the aforementioned features and advantages of the method and devices according to the present invention, another important feature of the present invention still involves the use of a retrievable guide wedge as an integrated component used in actual completion of two or more individual well bores. Guide wedges have historically been used as a means of drilling additional laterals inside a main wellbore. In some cases, several sidings have been drilled and produced through an open hole. It is not believed, however, that prior to the present invention (as well as the related inventions shown in the parent application with serial no. 07/926,451, that a method has been shown which enables a guide wedge to be driven into the hole and inserted over a completion unit, the guide wedge is then used to drill a lateral side track and the guide wedge is then brought up so that the lower completion can be connected to the upper lateral completion.
I motsetning er et viktig trekk ved denne oppfinnelse bruk av en "opphentbar" ledekile. Det faktum at den opphentbare ledekile benyttes ved denne metode er viktig ved at den: (1) Kombinerer kompletterings- og boreoperasjonene for å gjøre dem svært avhengig av hverandre for vellykkethet. Vanlig praksis på oljefeltene idag skiller borefasen fra kompletteringsfasen. Bruk av den opphentbare ledekile for å bore en lateral brønn over en tidligere installert komplettering, deretter hente opp ledekilen for å fortsette kompletteringsprosessen er et viktig og fordelaktig trekk; og anses å være ukjent til nå. (2) Den opphentbare ledekile tjener som den laterale posisjon for å sikre at den laterale brønn settes i ønsket vinkelmessig retning. Dette foretas ved å sammenføre ledekilen med den nedre kompletteringsenhet ved bruk av et orienterende anker for å oppnå den ønskede laterale retning/posisjon. Når den laterale forgrening er boret, blir så ledekilen hentet opp og resten av kompletteringen installert med en visshet om at sideforgreningen lett kan finnes for gjeninnføring på grunn av den kjente retning av ledekile-siden. Det øvre laterale kompletteringsutstyr kan nå installeres ved bruk av den samme avstand og vinkelmessige innstillinger som fra ledekilen. (3) Konvensjonelle ledekile-applikasjoner gir ikke mulighet for å kople den laterale komplettering over ledekilen til kompletteringen under ledekilen når den er blitt fjernet. (4) Ledekile- og kompletteringssystemet ifølge oppfinnelsen kan være i situasjonen enten med f6ret hull eller åpent hull; og verktøyene vist her kan benyttes i begge applikasjoner. Det skal imidlertid forstås at den grunnleggende kompletteringsteknikk er den samme for hver tilstand (f.eks. åpent eller foret hull). In contrast, an important feature of this invention is the use of a "retrievable" guide wedge. The fact that the retrievable guide wedge is used in this method is important in that it: (1) Combines the completion and drilling operations to make them highly interdependent for success. Common practice in the oil fields today separates the drilling phase from the completion phase. Using the retrievable guide wedge to drill a lateral well above a previously installed completion, then retrieve the guide wedge to continue the completion process is an important and beneficial feature; and is considered to be unknown until now. (2) The retrievable guide wedge serves as the lateral position to ensure that the lateral well is set in the desired angular direction. This is done by joining the guide wedge with the lower completion unit using an orienting anchor to achieve the desired lateral direction/position. Once the lateral branch is drilled, the guide wedge is then retrieved and the rest of the completion installed with the certainty that the side branch can be easily found for reinsertion due to the known orientation of the guide wedge side. The upper lateral completion equipment can now be installed using the same distance and angular settings as from the guide wedge. (3) Conventional guide wedge applications do not allow for coupling the lateral completion above the guide wedge to the completion below the guide wedge once it has been removed. (4) The guide wedge and completion system according to the invention can be in the situation either with a threaded hole or an open hole; and the tools shown here can be used in both applications. However, it should be understood that the basic completion technique is the same for each condition (eg, open or lined hole).
Nok et viktig trekk ved oppfinnelsen er bruken av kjente anordninger med måling mens det bores (MWD) og verktøy for brønnkomplettering (innbefattende multilateral brønnkomplet-tering). Mens MWD-teknikkene har vært kjent i over 15 år og på denne tid har fått vid aksept, har bruken av MWD vært begrenset kun til boring av borehull, spesielt retningsboring eller avviksboring. Det antas ikke at det har vært noen forslag om bruk av MWD-teknikker i brønnboringskomplet-teringer til tross for det faktum at MWD-teknikker er godt kjent og vidt benyttet ved boring av borehull. (Det skal forstås at stamsøknaden med serienr. 07/926.451 viser i figur 14D bruken av mer tidkrevende og derfor mer kostbar vaierline-orienterende avfølingsanordninger.) Det har nå blitt oppdaget at MWD kan med fordel benyttes ved brønnborings-kompletteringer og spesielt multilaterale kompletteringer. Another important feature of the invention is the use of known devices with measurement while drilling (MWD) and tools for well completion (including multilateral well completion). While the MWD techniques have been known for over 15 years and in that time have gained wide acceptance, the use of MWD has been limited only to drilling boreholes, especially directional or deviation drilling. It is not believed that there have been any proposals for the use of MWD techniques in wellbore completions despite the fact that MWD techniques are well known and widely used in the drilling of boreholes. (It should be understood that the parent application with serial no. 07/926,451 shows in Figure 14D the use of more time-consuming and therefore more expensive wireline-orienting sensing devices.) It has now been discovered that MWD can be advantageously used for well drilling completions and especially multilateral completions.
Det skal forstås at ethvert kommersielt MWD-system har evnen til å arbeide i sammen med denne nye applikasjon. Et foretrukket MWD-system omfatter en type med "positiv puls" It should be understood that any commercial MWD system has the capability to work in conjunction with this new application. A preferred MWD system comprises a "positive pulse" type
(dvs. slampuls-tellemetri) som krever sirkulasjon ned produksjonsrøret gjennom enheten i bunnen av borehullet. Den påkrevde sirkulasjon kan oppnås ved bruk av fanghode-innføringsverktøyet og fanghode/avdelersystemet. Når fluidet sirkuleres, genereres en trykkpuls og ledes gjennom fluid-mediet tilbake til overflaten. Denne informasjon dekodes og vinkelorienteringen av enheten ned i brønnhullet bestemmes. Rotasjonsjusteringer foretas så på overflaten. Et kommersielt eksempel på et egnet slampuls-tellemetrisystem ville være DMWD-systemet i kommersiell bruk av Baker Hughes INTEQ, Houston, Texas. Et annet eksempel på et egnet slampuls-tellemetrisystem er beskrevet i US patent 3.958.217 der alt innholdet i dette inngår som referanse. (ie mud pulse countermetry) which requires circulation down the production pipe through the unit at the bottom of the borehole. The required circulation can be achieved using the trap head insertion tool and the trap head/distributor system. When the fluid is circulated, a pressure pulse is generated and conducted through the fluid medium back to the surface. This information is decoded and the angular orientation of the unit down the wellbore is determined. Rotation adjustments are then made on the surface. A commercial example of a suitable slurry pulse countermetry system would be the DMWD system in commercial use by Baker Hughes INTEQ, Houston, Texas. Another example of a suitable sludge pulse counting system is described in US patent 3,958,217 where all the contents thereof are incorporated by reference.
Eksempler på vellykkede anvendelser av MWD ved kompletteringer har blitt beskrevet her med hensyn til laterale brønnboringer som kan installeres opptil dypder på 10.000 ft eller mer og som spenner fra det vertikale til det horisontale. Når fanghodet/avlederenheten 290 innføres, og også når den parallelle tetningsenhet 380 innføres, er det ønskelig å innrette verktøyene ved omtrentlig posisjonen hvorved de vil gjøre inngrep med det sammenpassende utstyr. F.eks. når fanghodet/avlederenheten 290 installeres, vil bruken MWD gjøre at operatøren kan orientere avlederflaten 306 med den tidligere borede sidebrønn før nedsettelse av ankeret 276 for å gjøre momentet som ville bli fremkalt i arbeidsstrengen minst mulig dersom verktøyet måtte selv-innrette seg. I en horisontal applikasjon kan arbeidsstrengen være borerøret og kunne være svært stivt, som dermed hindrer selv-innretting av ankeret. Bruken av MWD som et middel for forhåndsinnretting av systemet før nedsetting gir øket pålitelighet ved kompletteringen. Mens den parallelle tetningsenhet 380 er blitt testet og har blitt på vellykket måte selv-innrettet med fanghodet 292 i den horisontale stilling når den er så mye som 120° ut av fase, er det heller ikke ønskelig å basere seg fullstendig på den parallelle tetningsenhet for å dreie hele arbeidsstrengen under denne selv-innrettende prosess, og derfor er MWD-teknologien for denne fase av kompletteringen anbefalt og dermed foretrukket. Examples of successful applications of MWD in completions have been described here with respect to lateral wellbores that can be installed to depths of 10,000 ft or more and that range from the vertical to the horizontal. When the catch head/deflector unit 290 is inserted, and also when the parallel seal unit 380 is inserted, it is desirable to align the tools at the approximate position at which they will engage the mating equipment. E.g. when the catch head/deflector assembly 290 is installed, the use of the MWD will allow the operator to orient the deflector surface 306 with the previously drilled sidewell before lowering the anchor 276 to minimize the torque that would be induced in the work string if the tool had to self-align. In a horizontal application, the work string may be the drill pipe and may be very stiff, thus preventing self-alignment of the anchor. The use of MWD as a means of pre-aligning the system prior to installation provides increased reliability during completion. While the parallel seal assembly 380 has been tested and has successfully self-aligned with the catch head 292 in the horizontal position when as much as 120° out of phase, it is also not desirable to rely entirely on the parallel seal assembly for to rotate the entire work string during this self-aligning process, and therefore the MWD technology for this phase of the completion is recommended and thus preferred.
Claims (24)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US7634593A | 1993-06-10 | 1993-06-10 | |
US08/188,996 US5427177A (en) | 1993-06-10 | 1994-01-26 | Multi-lateral selective re-entry tool |
PCT/US1994/006421 WO1994029568A1 (en) | 1993-06-10 | 1994-06-07 | Multi-lateral selective re-entry tool |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO950467D0 NO950467D0 (en) | 1995-02-08 |
NO950467L NO950467L (en) | 1995-03-28 |
NO310037B1 true NO310037B1 (en) | 2001-05-07 |
Family
ID=27372871
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO950467A NO310037B1 (en) | 1993-06-10 | 1995-02-08 | Side well restoration tool |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CA (1) | CA2142114C (en) |
NO (1) | NO310037B1 (en) |
-
1994
- 1994-06-07 CA CA002142114A patent/CA2142114C/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-02-08 NO NO950467A patent/NO310037B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO950467D0 (en) | 1995-02-08 |
CA2142114C (en) | 2005-12-20 |
CA2142114A1 (en) | 1994-12-22 |
NO950467L (en) | 1995-03-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO310984B1 (en) | Diverter unit for completing side wells | |
US5411082A (en) | Scoophead running tool | |
US5477923A (en) | Wellbore completion using measurement-while-drilling techniques | |
US5435392A (en) | Liner tie-back sleeve | |
US5427177A (en) | Multi-lateral selective re-entry tool | |
US5533573A (en) | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals | |
US5439051A (en) | Lateral connector receptacle | |
US5472048A (en) | Parallel seal assembly | |
EP1295011B1 (en) | Apparatus and method to complete a multilateral junction | |
NO326011B1 (en) | Method and apparatus for completing multilateral sources | |
NO329637B1 (en) | Method of cementing the transition between a main wellbore and a lateral wellbore | |
US20190003258A1 (en) | Tool Assembly and Process for Drilling Branched or Multilateral Wells with Whip-Stock | |
CA3107118C (en) | Apparatus and method for forming a lateral wellbore | |
NO312685B1 (en) | Apparatus for forming an opening from a first wellbore to a second wellbore, and method for forming a wall opening in a pipe | |
CA2142113C (en) | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals | |
GB2318817A (en) | Method for completing a wellbore | |
EP3692238B1 (en) | Directional drilling | |
NO310037B1 (en) | Side well restoration tool | |
NO312111B1 (en) | Procedure for completing multiple page wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |