NO331901B1

NO331901B1 - Apparatus and method for completing a node for a plurality of boreholes

Info

Publication number: NO331901B1
Application number: NO20020258A
Authority: NO
Inventors: Dwayne D Leismer; Herve Ohmer
Original assignee: Schlumberger Holdings
Priority date: 2001-01-19
Filing date: 2002-01-17
Publication date: 2012-04-30
Also published as: NO20020258L; NO20020258D0

Abstract

En fremgangsmåte og anordning for komplettering av et knutepunkt for flere borehull innbefatter tilveiebringelse av en foringsrør-knutepunktenhet (28) som har flere utløp for kommunisering med motsvarende borehull. Et verktøy (40) har et flertall av utstrekkbare ledninger for inngrep med utløpene. Foringsrør-knutepunktenhetenen har en integrert avleder (68) med styreflater (30, 32) for styring av ledningene inn i utløpene.A method and apparatus for completing a multiple borehole node includes providing a casing node unit (28) having multiple outlets for communicating with corresponding boreholes. A tool (40) has a plurality of extendable leads for engagement with the outlets. The casing node unit has an integrated deflector (68) with guide surfaces (30, 32) for guiding the wires into the outlets.

Description

Denne oppfinnelse angår generelt undergrunnsverktøy som brukes ved komplettering av undergrunnsbrønner, og den tilveiebringer en anordning og fremgangsmåte for bruk ved flersidige kompletteringer. This invention generally relates to underground tools used in the completion of underground wells, and it provides a device and method for use in multi-sided completions.

Hydrokarbonfluider så som olje og naturgass utvinnes fra en geologisk undergrunnsformasjon, så som et reservoar, ved å bore en brønn som trenger gjennom den hydrokarbonholdige formasjonen. Når et borehull er blitt boret, må brønnen kompletteres før hydrokarboner kan produseres fra brønnen. En komplettering innebærer konstruksjon, valg, og installering av utstyr og materialer i eller rundt borehullet for fremføring, pumping eller styring av produksjonen eller injeksjonen av fluider. Etter at brønnen er blitt komplettert, kan produksjonen av olje og gass begynne. Hydrocarbon fluids such as oil and natural gas are extracted from an underground geological formation, such as a reservoir, by drilling a well that penetrates the hydrocarbon-containing formation. Once a borehole has been drilled, the well must be completed before hydrocarbons can be produced from the well. A completion involves the construction, selection and installation of equipment and materials in or around the borehole for advancing, pumping or controlling the production or injection of fluids. After the well has been completed, the production of oil and gas can begin.

Det er stadig mer vanlig innen industrien, å bore og komplettere flersidige brønner. Dette er brønner som inneholder ett eller flere sideborehull som strekker seg ut fra et hovedborehull som løper til jordoverflaten. Disse sideborehull kan øke produksjonskapasiteten og maksimale utvinning fra en enkelt produktiv for-masjon, eller kan tillate tømming av flere reservoarer fra en enkelt brønn. Dette gjelder særlig ved boring fra en offshoreplattform der flere brønner må bores for å dekke de store omkostningene ved offshore-boring. It is increasingly common in the industry to drill and complete multi-sided wells. These are wells that contain one or more side boreholes that extend from a main borehole that runs to the ground surface. These lateral wells can increase production capacity and maximum recovery from a single productive formation, or can allow the emptying of multiple reservoirs from a single well. This applies particularly when drilling from an offshore platform where several wells must be drilled to cover the large costs of offshore drilling.

Standard kompletteringspraksis er å komplettere sideborehullene hver for seg. Dette krever separate enkeltturer inn i brønnen for å utføre kompletterings-operasjonene, hvor hver enkelt tur fører til betydelige omkostninger med hensyn til penger og tid. Standard completion practice is to complete the side drill holes individually. This requires separate single trips into the well to carry out the completion operations, where each single trip leads to significant costs in terms of money and time.

Fra EP0823534 (A1) fremgår det en anordning og fremgangsmåte for å lage forgrenede brønner fra en hovedbrønn. From EP0823534 (A1) it appears a device and method for creating branched wells from a main well.

Det er behov for anordninger og fremgangsmåter for å minske komplette-ringstid og -utgift ved flersidige brønner. There is a need for devices and methods to reduce completion time and expense for multi-sided wells.

I henhold til en utføringsform av oppfinnelsen, omfatter en nedihullssam-menstilling i hovedsaken en foringsrør-knutepunktenhet som er innrettet til å installeres ved et knutepunkt for et flertall av borehull, idet foringsrør-knutepunktenheten har flere utløp til respektive sideborehull, og foringsrør-knutepunktenheten har en integrert avleder som danner et flertall av styreflater nær tilsvarende utløp. Nedihullssammenstillingen omfatter videre et verktøy med et flertall av ledninger som kan strekkes inn i utløpene. Avlederens styreflater er innrettet til å styre respektive ledninger inn i respektive utløp. Ledningene har en inntrukket stilling og en utskjøvet stilling. Ledningene er i den inntrukne stilling for innkjøring av verk-tøyet, og er innrettet til å aktiveres til utskjøvet stilling for å strekke seg inn i utlø-pene. According to one embodiment of the invention, a downhole assembly essentially comprises a casing hub assembly which is arranged to be installed at a hub for a plurality of boreholes, the casing hub assembly having multiple outlets to respective side boreholes, and the casing hub assembly having an integrated diverter that forms a plurality of control surfaces near the corresponding outlet. The downhole assembly further comprises a tool with a plurality of wires which can be extended into the outlets. The deflector's control surfaces are designed to guide respective wires into respective outlets. The wires have a retracted position and an extended position. The wires are in the retracted position for driving in the tool, and are designed to be activated to the extended position to extend into the outlets.

En fremgangsmåte for komplettering av en brønn ved et knutepunkt for et flertall av borehull, omfatter tilveiebringelse av en foringsrør-knutepunktenhet som har flere utløp for opprettelse av forbindelse med respektive borehull, og tilveiebringelse av en avleder som er integrert ved foringsrør-sammenstillingen, hvor avlederen har flere føringsflater. Et verktøy med flere kanaler bringes i inngrep med foringsrør-knutepunktenheten, og kanalene føres inn i respektive utløp med føringsflatene. Verktøyet aktiveres fra en inntrukket tilstand til en utskjøvet tilstand for å strekke ledningene inn i utløpene. A method of completing a well at a hub for a plurality of boreholes includes providing a casing hub assembly having multiple outlets for establishing connection with respective boreholes, and providing a diverter integrated with the casing assembly, wherein the diverter has several guide surfaces. A multi-channel tool is engaged with the casing hub assembly and the channels are guided into respective outlets with the guide surfaces. The tool is activated from a retracted state to an extended state to extend the wires into the outlets.

Andre eller alternative trekk vil fremgå av den følgende beskrivelse, fra teg-ningene, og fra kravene. Other or alternative features will appear from the following description, from the drawings, and from the claims.

Oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i tilknytning til tegnin-gene, hvor: Fig. 1 er et skjematisk riss av et eksempel på en utføringsform av en foringsrørenhet installert i en flersidig brønn, Fig. 2-4 viser ytterligere komplettering av den flersidige brønnen ifølge fig.1, In the following, the invention will be described in more detail in connection with the drawings, where: Fig. 1 is a schematic drawing of an example of an embodiment of a casing unit installed in a multi-sided well, Figs. 2-4 show further completion of the multi-sided well according to fig.1,

Fig. 5 viser en alternativ utføringsform av oppfinnelsen, Fig. 5 shows an alternative embodiment of the invention,

Fig. 6-10 viser lengde- og tverrsnittsriss av forskjellige utføringsformer av foreliggende oppfinnelse, Fig. 11 - 13 viser alternative utføringsformer av foreliggende oppfinnelse i en flersidig brønn, Fig. 6-10 show longitudinal and cross-sectional views of different embodiments of the present invention, Fig. 11 - 13 show alternative embodiments of the present invention in a multi-sided well,

Fig. 14 - 15 viser snitt av en utføringsform av foringsrør-knutepunktet, Fig. 14 - 15 show sections of an embodiment of the casing joint,

Fig. 16-22 viser en alternativ utføringsform av et landingsverktøy, Fig. 16-22 shows an alternative embodiment of a landing tool,

Fig. 23 viser en alternativ utføringsform av foreliggende oppfinnelse, og Fig. 24 - 25 viser et annet lengdesnitt av landingsverktøyet vist i figur 16 - 22. Fig. 23 shows an alternative embodiment of the present invention, and Figs. 24 - 25 show another longitudinal section of the landing tool shown in figures 16 - 22.

I den følgende beskrivelse er mange detaljer angitt for å gi en forståelse av foreliggende oppfinnelse. Imidlertid vil fagmenn på området forstå at den forelig gende oppfinnelse kan praktiseres uten disse detaljer og at mange varianter eller modifikasjoner av de beskrevne utføringsformer kan være mulig. In the following description, many details are given to provide an understanding of the present invention. However, those skilled in the field will understand that the present invention can be practiced without these details and that many variations or modifications of the described embodiments may be possible.

Som her brukt blir termene "opp" og "ned"; "øvre" og "nedre"; "oppad" og "nedad"; "oppstrøms" og "nedstrøms"; "over" og "under"; og andre liknende termer som angir relative posisjoner over eller under et gitt punkt eller element, i denne beskrivelsen benyttet for å beskrive noen utføringsformer av oppfinnelsen på en klarere måte. Når slike termer anvendes på utstyr og fremgangsmåter for bruk i brønner som er avvikende eller horisontale, kan de imidlertid vise til et venstre mot høyre, høyre mot venstre, eller annet passende forhold. Fig. 1 viser en flersidig brønn generelt betegnet med 10, som omfatter et hovedborehull 12 som er boret inn i en undergrunnssone 14. Hovedborehullet 12 er stabilisert ved innføring av en streng av foringsrør 20 som er sementert 22 på plass. Foringsrøret 20 kan omfatte en foringsrør-knutepunktenhet 28 som kan være sementert på plass samtidig med resten av foringsrøret 20. Det er vist et første sideborehull 16 og et andre sideborehull 18 som er blitt boret fra hovedborehullet 12 og fra foringsrør-knutepunktenheten 28. Sideborehullene kan ha mindre diameter enn hovedborehullet. Det er imidlertid ikke nødvendigvis tilfelle i andre utføringsformer. Foringsrør-knutepunktenheten 28 kompletterer således et knutepunkt for flere borehull. Som her brukt betegner termen "borehull" enten et hovedborehull eller et sideborehull. Fig. 2 viser en flersidig brønn 10 med en foringsrør-knutepunktenhet 28 som er satt i hovedborehullet 12 og annet knutepunktutstyr installert i foringsrør-knutepunktenheten 28. Foringsrør-knutepunktenheten 28 danner forbindelsen mellom hovedborehullet 12 og sideborehullene 16, 18. Foringsrør-knutepunkt-enheten 28 er festet til resten av foringsrøret 20 og løper inn i brønnen og er sementert med resten av foringsrøret 20 (sementlag vist ved 22). Foringsrør-knutepunktet 28 kan kjøres inn i brønnen i en sammenfoldet form og ekspanderes til sin endelige form før den sementeres på plass, som beskrevet i US patent nr. As used herein, the terms "up" and "down" are; "upper" and "lower"; "up" and "down"; "upstream" and "downstream"; "over and under"; and other similar terms indicating relative positions above or below a given point or element, in this description used to describe some embodiments of the invention in a clearer way. However, when such terms are applied to equipment and methods for use in wells that are deviated or horizontal, they may refer to a left-to-right, right-to-left, or other appropriate relationship. Fig. 1 shows a multi-sided well generally denoted by 10, which comprises a main borehole 12 which is drilled into a subsurface zone 14. The main borehole 12 is stabilized by inserting a string of casing 20 which is cemented 22 in place. The casing 20 may include a casing hub assembly 28 which may be cemented in place at the same time as the rest of the casing 20. Shown is a first side borehole 16 and a second side borehole 18 which have been drilled from the main borehole 12 and from the casing hub assembly 28. The side boreholes may have a smaller diameter than the main borehole. However, this is not necessarily the case in other embodiments. The casing hub unit 28 thus completes a hub for several boreholes. As used herein, the term "borehole" denotes either a main borehole or a side borehole. Fig. 2 shows a multi-sided well 10 with a casing hub unit 28 set in the main borehole 12 and other hub equipment installed in the casing hub unit 28. The casing hub unit 28 forms the connection between the main borehole 12 and the side boreholes 16, 18. The casing hub unit 28 is attached to the rest of the casing 20 and runs into the well and is cemented with the rest of the casing 20 (cement layer shown at 22). The casing hub 28 can be driven into the well in a folded form and expanded to its final shape before being cemented in place, as described in US patent no.

6 283 216, som det herved henvises til. 6 283 216, to which reference is hereby made.

Sideborehullene 16 og 18 bores etter at foringsrøret 20 og foringsrørknute-punktet 28 er sementert på plass. Når et sideborehull bores, kan et forlengingsrør 96, 98 kjøres inn i sideborehullet 16,18 og settes på plass ved hjelp av en anordning av pakningstypen, også kjent som en forlengingsrørhenger. Pakninger 24, 26 festet til forlengingsrørene 96, 98 er vist beliggende i foringsrør-knutepunktenhe-tens 28 første og andre avgreninger 15, 17. I alternative utføringsformer, kan pakningene 24, 26 settes direkte i det første og andre sideborehull 16, 18. Den første og andre avgrening 15, 17 er innrettet for kommunisering med det første og andre sideborehull 16, 18. The side boreholes 16 and 18 are drilled after the casing 20 and the casing nodal point 28 have been cemented in place. When a side bore hole is drilled, an extension pipe 96, 98 can be driven into the side bore hole 16, 18 and set in place by means of a packing type device, also known as an extension pipe hanger. Gaskets 24, 26 attached to the extension tubes 96, 98 are shown located in the first and second branches 15, 17 of the casing hub assembly 28. In alternative embodiments, the gaskets 24, 26 can be placed directly in the first and second side boreholes 16, 18. first and second branches 15, 17 are arranged for communication with the first and second side boreholes 16, 18.

Foringsrør-knutepunktenheten 28 omfatter en første styreflate 30 som virker til å avbøye gjenstander mot den første avgrening 15 og det første sideborehull 16, og en andre styreflate 32 som virker til å avbøye gjenstander mot den andre avgrening 17 og det andre sideborehull 18. Den viste foringsrør-knutepunktenhet 28 omfatter også et utspring 24 som strekker seg oppad. Den første styreflaten 30, andre styreflaten 32, og utspringet 34 er deler av en avleder 68. Ettersom foringsrør-knutepunktenheten 28 kan ha symmetrisk form og innbefatter avlederen 68, er det ikke nødvendig med et separat verktøy, så som typisk en ledekile, for å avbøye en rørstreng inn i hver av avgreningene og sideborehullene. Pakningene 24, 26 omfatter glattboringsholdere 36, 38 og er beliggende over sonene som skal produseres. The casing-node assembly 28 comprises a first guide surface 30 which acts to deflect objects towards the first branch 15 and the first side borehole 16, and a second guide surface 32 which acts to deflect objects towards the second branch 17 and the second side borehole 18. The shown casing hub assembly 28 also includes a projection 24 which extends upwards. The first guide surface 30, the second guide surface 32, and the projection 34 are parts of a deflector 68. Since the casing hub assembly 28 can be symmetrical in shape and include the deflector 68, a separate tool, such as typically a guide wedge, is not required to deflect a pipe string into each of the branches and side boreholes. The gaskets 24, 26 comprise smooth bore holders 36, 38 and are located above the zones to be produced.

Avlederen 68 er en "integrert" avleder, dvs. at den utgjør en del av forings-rør-knutepunktenheten 28, i motsetning til en avleder som kjøres inn separat for inngrep med foringsrør-knutepunktenheten 28. Avlederen 68 kan enten være utformet i ett med foringsrør-knutepunktenehten 28, eller avlederen 68 kan være permanent festet til foringsrør-knutepunktenheten 28 ved hjelp av en festemeka-nisme. Avlederen er integrert i den mening at den utgjør en del av foringsrør-knutepunktenheten 28 når foringsrør-knutepunktenheten 28 er installert ved knutepunktet som skal kompletteres. The diverter 68 is an "integral" diverter, i.e. it forms part of the casing junction assembly 28, as opposed to a diverter which is driven in separately for engagement with the casing junction assembly 28. The diverter 68 can either be integrally formed with the casing junction assembly 28, or the diverter 68 may be permanently attached to the casing junction assembly 28 by means of an attachment mechanism. The diverter is integral in the sense that it forms part of the casing junction assembly 28 when the casing junction assembly 28 is installed at the junction to be completed.

I figur 3 er det vist en utføringsform av oppfinnelsen, der et landeverktøy 40 er anbrakt i hovedborehullet 12. Etter at foringsrøret 20 og foringsrør-knutepunkt-enheten 28 er blitt sementert på plass, bores sideborehullene 16, 18 og de første og andre pakninger 24, 26 settes på plass i henholdsvis den første og andre avgrening 15, 17. En sammenstilling innbefattende landeverktøyet 40, en første rør-streng 42, og en andre rørstreng 44 kan være forbundet med en utplasseringsstreng 500 og innført i hovedborehullet 12. Den første rørstreng 42 omfatter en tetningsenhet 48 som strekker seg fra landeverktøyet 40, og som er generelt innrettet i flukt med den første avgrening 15 og det første sideborehull 16. Den andre rørstreng 44 omfatter en tetningsenhet 50 som strekker seg fra landeverktøyet 40 og er generelt innrettet i flukt med den andre avgrening 17 og det andre sideborehull 18. Landeverktøyet 40 nedsenkes i brønn-foringsrøret 20 og rettes inn i forhold til sideborehullene, som ovenfor omtalt. Når landeverktøyet 40 er satt og låst på plass, kan en vekt plasseres på utplasseringsstrengen 500 for samtidig å strekke rørstrengene 42, 44 ut fra landeverktøyet 40 for å innføres i den første og andre avgrening 15, 17 og gripe inn i glattboringsholderne 36, 38 til de respektive pakninger 24, 26. Figure 3 shows an embodiment of the invention, where a landing tool 40 is placed in the main borehole 12. After the casing 20 and the casing-node unit 28 have been cemented in place, the side boreholes 16, 18 and the first and second packings 24 are drilled , 26 are placed in place in the first and second branches 15, 17, respectively. An assembly including the landing tool 40, a first pipe string 42, and a second pipe string 44 can be connected to a deployment string 500 and introduced into the main borehole 12. The first pipe string 42 comprises a sealing unit 48 which extends from the landing tool 40, and which is generally aligned flush with the first branch 15 and the first side bore hole 16. The second pipe string 44 comprises a sealing unit 50 which extends from the landing tool 40 and is generally aligned flush with the second branch 17 and the second side borehole 18. The landing tool 40 is immersed in the well casing 20 and aligned in relation to the side boreholes, as above discussed. When the landing tool 40 is set and locked in place, a weight can be placed on the deployment string 500 to simultaneously extend the pipe strings 42, 44 from the landing tool 40 to be inserted into the first and second branches 15, 17 and engage the smoothbore holders 36, 38 to the respective gaskets 24, 26.

Selv om figurene viser at landeverktøyet 40 er satt og låst på plass i forings-rør-knutepunktenheten 28, kan landeverktøyet 40 settes og låses på plass i foringsrøret 20 over foringsrør-knutepunktenheten 28 i andre utføringsformer. Although the figures show that the landing tool 40 is set and locked in place in the casing hub assembly 28, the landing tool 40 can be set and locked in place in the casing 20 above the casing hub assembly 28 in other embodiments.

Ifølge en utføringsform kan utplasseringsstrengen 500 da kobles fra lande-verktøyet 40 og fjernes til jordoverflaten. I denne utføringsformen blir resten av kompletteringsutstyret utplassert i en annen nedihull-enkelttur, hvilket innebærer at to enkeltturer utføres for å komplettere brønnen. I en alternativ utføringsform omfatter utplasseringsstrengen 500 permanente kompletteringsrør og/eller -komponenter som forblir nede i hullet etter at rørstrengene 42, 44 er utstrukket. I denne alternative utføringsformen er det således bare nødvendig med én enkelttur for å komplettere brønnen. According to one embodiment, the deployment string 500 can then be disconnected from the landing tool 40 and removed to the ground surface. In this embodiment, the rest of the completion equipment is deployed in another downhole single trip, which means that two single trips are carried out to complete the well. In an alternative embodiment, the deployment string 500 comprises permanent completion pipes and/or components which remain downhole after the pipe strings 42, 44 are extended. In this alternative embodiment, only one single trip is thus necessary to complete the well.

Landeverktøyet 40 er fiksert på plass ved hjelp av et setteelement 66 som begrenser enhver langsgående bevegelse eller rotasjonsbevegelse av landeverk-tøyet 40. Setteelementet 66 omfatter kiler som rager ut til inngrep med foringsrør-knutepunktenhetens 28 innervegg (se fig. 5) eller foringsrøret 20. Andre former for setteelementet 66, så som låseelementer/-knaster 200 (se fig. 16 - 22), kan brukes i andre utføringsformer. Setteelementet 66 (eller låseelementene/-knastene 200) er eksempler på landeelementer som kan bringes i inngrep med landeprofiler ved knutepunktet. The landing tool 40 is fixed in place by means of a setting element 66 which limits any longitudinal movement or rotational movement of the landing tool 40. The setting element 66 comprises wedges which protrude to engage with the inner wall of the casing hub unit 28 (see Fig. 5) or the casing 20. Other forms of the setting element 66, such as locking elements/clamps 200 (see fig. 16 - 22), can be used in other designs. The setting element 66 (or the locking elements/knobs 200) are examples of landing elements that can be brought into engagement with landing profiles at the node.

Når landeverktøyet 40 er korrekt orientert i forhold til sideborehullene 16, 18, blir landeverktøyet 40 låst på plass ved hjelp av setteelementet 66. Setteelementet 66 blir aktivert ved utøvelse av en nedadrettet kraft på verktøyet, som bry-ter et bruddelement og skyver kiler til inngrep med foringsrørknutepunktet 28 eller foringsrøret 20. When the landing tool 40 is correctly oriented in relation to the side boreholes 16, 18, the landing tool 40 is locked in place by means of the setting element 66. The setting element 66 is activated by exerting a downward force on the tool, which breaks a breaking element and pushes wedges into engagement with the casing hub 28 or the casing 20.

Etter at verktøyet er låst på plass ved hjelp av setteelementet 66, kan ytterligere nedadrettet kraft utøves på verktøyet, som vil bryte et annet bruddelement og vil muliggjøre utstrekning av rørstrengene, som vist i fig. 4. Når rørstrengene 42, 44 strekker seg fra landeverktøyet 40, vil avlederen 68 avlede hver av rør-strengene 42, 44 inn i deres respektive foringsrørknutepunkt-avgrening 15, 17. Når således den første rørstreng 42 strekkes fra landeverktøyet 40, vil den treffe den første styreflaten 30. Den første styreflaten 30 vil så virke til å styre den første rørstreng 40 mot den første avgrening 15. Samtidig, når den andre rørstrengen 42 strekkes fra landeverktøyet 40, vil den treffe den andre styreflaten 32. Den andre styreflaten 32 vil så virke til å styre den andre rørstrengen 42 mot den andre avgrening 17. Den første rørstrengen 42 og den andre rørstrengen 44 fortsetter inntil de opptas i sine respektive, glattboringsholdere 36, 38. Avlederen 68 befinner seg mellom de to rørstrenger 42, 44, og hindrer den således fra begge å gå inn i en enkelt avgrening eller sideborehull. Det skal bemerkes at rørstrengene 42, 44 kan være forbundet på én eller annen måte, f.eks. ved hjelp av en pinne eller stropp som kan brytes når rørstrengene avledes bort fra hverandre ved hjelp av avlederen 68. After the tool is locked in place by means of the setting element 66, further downward force can be applied to the tool, which will break another breaking element and will enable extension of the pipe strings, as shown in fig. 4. When the pipe strings 42, 44 extend from the landing tool 40, the diverter 68 will divert each of the pipe strings 42, 44 into their respective casing junction branch 15, 17. Thus, when the first pipe string 42 is extended from the landing tool 40, it will hit the first guide surface 30. The first guide surface 30 will then act to guide the first pipe string 40 towards the first branch 15. At the same time, when the second pipe string 42 is stretched from the landing tool 40, it will hit the second guide surface 32. The second guide surface 32 will then act to guide the second pipe string 42 towards the second branch 17. The first pipe string 42 and the second pipe string 44 continue until they are taken up in their respective smoothbore holders 36, 38. The diverter 68 is located between the two pipe strings 42, 44, and thus preventing it from both entering a single branch or side borehole. It should be noted that the pipe strings 42, 44 may be connected in one way or another, e.g. by means of a stick or strap which can be broken when the pipe strings are diverted away from each other by means of the diverter 68.

Som vist i fig. 23, kan rørstrengene 42, 44 konstrueres på slik måte at de spennes fra hverandre når de ikke er forbundet. Rørstrengene 42, 44 kan forbin-des, f.eks. ved hjelp av en pinne eller stropp 201. På denne måten vil rørstren-gene 42, 44, når forbindelsen 201 brytes som vist med brutte linjer i fig. 23, natur-lig avledes bort fra hverandre basert på forspenningen, for å lette fraskillingen og innføringen av rørstrengene i avgreningene 15, 17. Forbindelsen 201 kan brytes i to deler 202, 203, så som ved atskillelsen som forårsakes av avlederen 68. I denne utføringsformen samvirker avlederen 68 med rørstrengenes 42, 44 forspen-ning, for å bevirke avbøyning av rørstrengene inn i sideborehullene 16, 18. As shown in fig. 23, the pipe strings 42, 44 can be constructed in such a way that they are tensioned apart when they are not connected. The pipe strings 42, 44 can be connected, e.g. by means of a stick or strap 201. In this way, the pipe strings 42, 44, when the connection 201 is broken as shown with broken lines in fig. 23, are naturally deflected away from each other based on the bias, in order to facilitate the separation and insertion of the pipe strings into the branches 15, 17. The connection 201 can be broken into two parts 202, 203, such as by the separation caused by the diverter 68. In this the embodiment cooperates the deflector 68 with the pretension of the pipe strings 42, 44, to cause deflection of the pipe strings into the side boreholes 16, 18.

I utføringsformen vist i fig. 4, er utplasseringsstrengen 500 fjernet og to pro-duksjonsrørstrenger 52, 54 innkjøres i hovedborehullet 12 og festes til landeverk-tøyet 40 for derved å opprette fluidforbindelse med de første og andre rørstrenger henholdsvis 42,44. I en alternativ utføringsform omfatter utplasseringsstrengen 500 de to produksjonsrørstrenger 52, 54, slik at landeverktøyet 40 kjøres ned i borehullet sammen med de to produksjonsrørstrenger 52, 54. In the embodiment shown in fig. 4, the deployment string 500 is removed and two production pipe strings 52, 54 are driven into the main borehole 12 and attached to the land tool 40 to thereby create a fluid connection with the first and second pipe strings 42, 44 respectively. In an alternative embodiment, the deployment string 500 includes the two production pipe strings 52, 54, so that the landing tool 40 is driven down into the borehole together with the two production pipe strings 52, 54.

Ovenfor er landeverktøyet 40 angitt å kunne orientere strengen, sette strengen i foringsrøret, samt å strekke ut rørstrengene. Disse ulike operasjoner kan skilles fra hverandre og utføres ved hjelp av to eller flere separate verktøy. F.eks. kan en kompletteringsenhet eller-sammenstilling omfatte tre separate verktøy: et verktøy som brukes til å orientere kompletteringsenheten, et andre verktøy som brukes til å sette kompletteringsenheten i foringsrøret for å hindre eventuell lengde- eller rotasjonsbevegelse, og et tredje verktøy som brukes til å strekke ut rør-strengene gjennom knutepunktet og inn i deres respektive sideborehull. Denne angivelsen er ikke ment å begrense den måten disse operasjoner kan utføres på. Above, the landing tool 40 is indicated to be able to orient the string, place the string in the casing, as well as stretch out the pipe strings. These different operations can be separated from each other and performed using two or more separate tools. E.g. a completion assembly or assembly may include three separate tools: a tool used to orient the completion assembly, a second tool used to seat the completion assembly in the casing to prevent any longitudinal or rotational movement, and a third tool used to extend pipe strings through the hub and into their respective side boreholes. This statement is not intended to limit the manner in which these operations may be performed.

Fig. 5 viser en alternativ utføringsform hvor en enkelt produksjonsrørstreng 56 benyttes istedenfor de to rørstrenger 52, 54 som vist i fig. 4. I en utføringsform er en svivel 58 innkoblet mellom rørstrengen 56 og et kabel-gjenvinningsverktøy 60 som har to forholdsvis korte produksjonsrør-seksjoner eller "røroverganger" 62, 64 for inngrep med landeverktøyet 40 og rørstrengene 42, 44. I denne utførings-formen blir kabel-gjenvinningsverktøyet 60 utplassert etter gjenvinning av utplasseringsstrengen 500. I en annen utføringsform omfatter utplasseringsstrengen 500 en Y-blokkmekanisme som ved sin bunn er forbundet med de to produksjons-rørstrenger 52, 54 og ved sin topp med enkelt-produksjonsrørstrengen 56. I denne utføringsformen blir utplasseringsstrengen 500 ikke trukket opp etter at lande-verktøyet 40 er satt. Fig. 5 shows an alternative embodiment where a single production pipe string 56 is used instead of the two pipe strings 52, 54 as shown in fig. 4. In one embodiment, a swivel 58 is connected between the pipe string 56 and a cable recovery tool 60 which has two relatively short production pipe sections or "pipe transitions" 62, 64 for engagement with the landing tool 40 and the pipe strings 42, 44. In this embodiment the cable recovery tool 60 is deployed after recovery of the deployment string 500. In another embodiment, the deployment string 500 comprises a Y-block mechanism which is connected at its bottom to the two production pipe strings 52, 54 and at its top to the single production pipe string 56. embodiment, the deployment string 500 is not pulled up after the landing tool 40 is set.

Hvis det er ønskelig å trekke landeverktøyet 40 og rørstrengene 42, 44 ut av brønnen 10, kan rørstrengene 42, 44 tilbaketrekkes fra pakningene 24, 26 og trekkes tilbake til sin konfigurasjon før utstrekking. En oppadrettet kraft kan deretter utøves på landeverktøyet 40 ved å trekke i utplasseringsstrengen 500 inntil et ytterligere bruddelement brister, med den følge at setteelementet 66 trekkes tilbake og frigjør landeverktøyet 40 slik at det kan trekkes ut av brønnen 10. If it is desired to pull the landing tool 40 and the pipe strings 42, 44 out of the well 10, the pipe strings 42, 44 can be withdrawn from the packings 24, 26 and pulled back to their configuration before extending. An upward force can then be exerted on the landing tool 40 by pulling on the deployment string 500 until a further rupture element ruptures, with the result that the setting element 66 is retracted and frees the landing tool 40 so that it can be pulled out of the well 10.

Som vist i fig. 6 og 7, omfatter landeverktøyet 40 ifølge en utføringsform en kropp 80 og en orienteringskile 82 som er forspent utad, f.eks. ved hjelp av én eller flere fjærer 84. Orienteringskilen 82 er anordnet i en første utsparing 86 i kroppen 80. Orienteringskilen 82 kan beveges radialt i den første utsparing 86. En låsekile 88 er bevegelig festet til kroppen 80, og forspent utad, f.eks. ved hjelp av en bladfjær 92 som kan være festet til låsekilen 88. Låsekilen 88 kan være anord net i en andre utsparing 94 i kroppen 80 og er koblet til kroppen 80, f.eks. ved hjelp av en hengselpinne 96. Fig. 8 viser en illustrasjon av foringsrøret 20 eller foringsrør-knutepunkt-enheten 28 (husk at landeverktøyet 40 kan settes enten i foringsrør-knutepunkt-enheten 28 eller i foringsrøret 20 over foringsrør-knutepunktenheten 28) i en spe-siell utføringsform av anordningen. Foringsrøret 20 eller foringsrør-knutepunkt-enheten 28 omfatter en orienteringsslisse 70, en låseslisse 72 og en orienterings-profil 74 som kan brukes i sammenheng med landeverktøyet 40 (fig. 6 og 7). Profilen 74, orienteringsslissen 70 og låseslissen 72 kan formes som en del av brønn-foringsrøret 20 eller foringsrørknutepunktet 28, eller som en separat komponent (i blant kalt en "muleshoe" eller en "discriminator" 76), som er festet til foringsrøret 20/foringsrør-knutepunktenheten 28. Fig. 9 og 10 viser landeverktøyet 40 i inngrep med brønn-foringsrøret 20/ foringsrør-knutepunktenheten 28. Når landeverktøyet 40 er innført i brønn-forings-røret 20/fdringsrør-knutepunktenheten 28, ligger en nedre kant 83 på orienteringskilen 82 (fig. 6) an mot profilen 74 (fig. 8). Fortsatt nedadbevegelse av landeverktøyet 40 bringer orienteringskilen 82 til å bevege seg langs profilen 74 til inngrep med orienteringsslissen 70, for derved å dreie landeverktøyet 40, og even-tuelle tilfestete deler, i flukt med avlederen 68 og det første og andre sideborehull 16, 18 (fig. 3 og 4). Den nedre kant 83 av orienteringskilen ligger an mot en nedre list 71 på orienteringsslissen 70 som begrenser enhver ytterligere nedadbevegelse. Når orienteringskilen 82 føres inn i orienteringsslissen 70, er låsekilen 88 aksialt og radialt brakt på linje med låseslissen 72. Når orienteringskilens nedre kant 83 bunner på orienteringsslissens 70 nedre list 71, vil låsekilen 88 beveges inn i låseslissen 72 under påvirkning av kraften fra låsekilefjæren 92. Enhver oppadbevegelse er derved forhindret ved at låsekilens 88 øvre kant 89 ligger an mot låseslissens 72 øvre kant 73. Fig. 11 viser en flersidig brønn 10 med pakninger 24, 26 plassert i de første og andre sideborehull 16, 18. En avleder 168 som utgjør en del av foringsrør-knutepunktenheten 28, er vist satt i hovedborehullet 12 nær knutepunktet for hovedborehullet 12 og sideborehullene 16, 18. Avlederen 168 kan være anbrakt i brønnen på mange måter. F.eks. kan avlederen 168 settes gjenvinnbart på en måte så som en pakning, avlederen 168 kan sementeres på plass, eller avlederen 168 kan innbefattes som en enhetlig del av foringsrøret 20. Avlederen 168 har en første styreflate 130 som virker til å avlede gjenstander mot det første sideborehull 16, og en andre styreflate 132 som virker til å avlede gjenstander mot det andre borehull 18. Den viste avleder 168 omfatter også et utspring 134 som strekker seg oppad fra avlederen 168. Pakningene 24, 26 omfatter glattboringsholdere 36, 38 og er beliggende over sonene som skal produseres. Fig. 12 viser en annen utføringsform. Etter at foringsrøret 20 er blitt sementert på plass, settes første og andre pakninger 324, 326 på plass i sideborehullene henholdsvis 16,18. En sammenstilling innbefattende et landeverktøy 340, en første rørstreng 342 og en andre rørstreng 344 kobles til en utplasseringsstreng (ikke vist) og innføres i hovedborehullet 12. Den første rørstrengen 342 omfatter en tetningsenhet 348 som strekker seg fra landeverktøyet 340 og innrettes i flukt med den første styreflaten 330 til en avleder 368. Den andre rørstrengen 344 omfatter en tetningsenhet 250 som strekker seg fra landeverktøyet 340, og som innrettes i flukt med den andre styreflaten 332. Det første sideborehullet 16 inneholder en første pakning 324 med en holder 336 og en sandfilterenhet 346. Det andre sideborehullet 18 inneholder en andre pakning 326 med en holder 338 og en sandfilterenhet 348. Landeverktøyet 340 nedsenkes i brønn-foringsrøret 20 og innrettes i forhold til sideborehullene. Når landeverktøyet 340 er satt på plass, kan en vekt plasseres ned på utplasseringsstrengen (ikke vist) for samtidig å utstrekke rørstrengene 342, 344 fra landeverktøyet 340 til anlegg med avlederen 368. De utstrakte rørstrenger entrer sideborehullene 16, 18 og danner inngrep med sine respektive pakninger 324, 326. Utplasseringsstrengen (ikke vist) kan deretter kobles fra landeverktøyet 340 og fjernes til jordoverflaten. Fig. 13 viser enda en annen utføringsform. Et landeverktøy 440 er fiksert på plass ved hjelp av et setteelement 466 som begrenser aksial- eller rotasjonsbevegelse av landeverktøyet 440. En første rørstreng 442 og en andre rørstreng 444 strekker seg fra landeverktøyet 440. Den første rørstrengen 442 er atskilt fra den andre rørstrengen 444 ved utspringet 434. Den første rørstrengen 442 er av-bøyd fra den første styreflaten 430 inn i det første sideborehullet 16 der det er opptatt i holderen 436 til en første pakning 424. Den andre rørstrengen 444 av-bøyes av en andre styreflate 432 inn i det andre sideborehullet 18 inntil det opptas i en holder 438 i en andre pakning 426. As shown in fig. 6 and 7, according to one embodiment, the landing tool 40 comprises a body 80 and an orientation wedge 82 which is biased outwards, e.g. by means of one or more springs 84. The orientation wedge 82 is arranged in a first recess 86 in the body 80. The orientation wedge 82 can be moved radially in the first recess 86. A locking wedge 88 is movably attached to the body 80, and biased outwards, e.g. . by means of a leaf spring 92 which can be attached to the locking wedge 88. The locking wedge 88 can be arranged in a second recess 94 in the body 80 and is connected to the body 80, e.g. by means of a hinge pin 96. Fig. 8 shows an illustration of the casing 20 or the casing hub assembly 28 (remember that the landing tool 40 can be placed either in the casing hub assembly 28 or in the casing 20 above the casing hub assembly 28) in a special embodiment of the device. The casing 20 or the casing junction unit 28 comprises an orientation slot 70, a locking slot 72 and an orientation profile 74 which can be used in conjunction with the landing tool 40 (Figs. 6 and 7). The profile 74, the orientation slot 70 and the locking slot 72 can be formed as part of the well casing 20 or the casing hub 28, or as a separate component (sometimes called a "mule shoe" or a "discriminator" 76), which is attached to the casing 20/ the casing hub assembly 28. Figs. 9 and 10 show the landing tool 40 in engagement with the well casing 20/casing hub assembly 28. When the landing tool 40 is inserted into the well casing 20/well casing hub assembly 28, a lower edge 83 rests on the orientation wedge 82 (fig. 6) against the profile 74 (fig. 8). Continued downward movement of the landing tool 40 causes the orientation wedge 82 to move along the profile 74 into engagement with the orientation slot 70, thereby turning the landing tool 40, and any attached parts, into alignment with the deflector 68 and the first and second side bores 16, 18 ( Fig. 3 and 4). The lower edge 83 of the orientation wedge rests against a lower strip 71 of the orientation slot 70 which limits any further downward movement. When the orientation wedge 82 is introduced into the orientation slot 70, the locking wedge 88 is axially and radially brought into line with the locking slot 72. When the lower edge 83 of the orientation wedge rests on the lower strip 71 of the orientation slot 70, the locking wedge 88 will be moved into the locking slot 72 under the influence of the force from the locking wedge spring 92 Any upward movement is thereby prevented by the fact that the upper edge 89 of the locking wedge 88 rests against the upper edge 73 of the locking slot 72. Fig. 11 shows a multi-sided well 10 with gaskets 24, 26 placed in the first and second side bore holes 16, 18. A diverter 168 which forms part of the casing-node assembly 28, is shown set in the main borehole 12 near the junction of the main borehole 12 and the side boreholes 16, 18. The diverter 168 can be placed in the well in many ways. For example the deflector 168 can be retrievably set in a manner such as a gasket, the deflector 168 can be cemented in place, or the deflector 168 can be included as a unitary part of the casing 20. The deflector 168 has a first guide surface 130 which acts to deflect objects towards the first side borehole 16, and a second guide surface 132 which acts to deflect objects towards the second borehole 18. The deflector 168 shown also comprises a projection 134 which extends upwards from the deflector 168. The gaskets 24, 26 comprise smoothbore holders 36, 38 and are located above the zones to be produced. Fig. 12 shows another embodiment. After the casing 20 has been cemented in place, first and second gaskets 324, 326 are placed in place in the side boreholes 16, 18 respectively. An assembly including a landing tool 340, a first tubing string 342 and a second tubing string 344 is connected to a deployment string (not shown) and inserted into the main borehole 12. The first tubing string 342 includes a sealing assembly 348 which extends from the landing tool 340 and is aligned with it first control surface 330 to a deflector 368. The second pipe string 344 comprises a sealing unit 250 which extends from the landing tool 340, and which is aligned flush with the second control surface 332. The first side borehole 16 contains a first gasket 324 with a holder 336 and a sand filter unit 346. The second side borehole 18 contains a second gasket 326 with a holder 338 and a sand filter unit 348. The landing tool 340 is immersed in the well casing 20 and aligned in relation to the side boreholes. When the landing tool 340 is set in place, a weight can be placed down on the deployment string (not shown) to simultaneously extend the tubing strings 342, 344 from the landing tool 340 to abutment with the diverter 368. The extended tubing strings enter the side boreholes 16, 18 and form engagement with their respective gaskets 324, 326. The deployment string (not shown) can then be disconnected from the landing tool 340 and removed to the ground surface. Fig. 13 shows yet another embodiment. A landing tool 440 is fixed in place by means of a set member 466 which limits axial or rotational movement of the landing tool 440. A first pipe string 442 and a second pipe string 444 extend from the landing tool 440. The first pipe string 442 is separated from the second pipe string 444 by the projection 434. The first pipe string 442 is deflected from the first guide surface 430 into the first side borehole 16 where it is occupied in the holder 436 of a first gasket 424. The second pipe string 444 is deflected by a second guide surface 432 into the second side drill hole 18 until it is taken up in a holder 438 in a second seal 426.

Uttrykk så som "atskillelse av rørstrenger ved hjelp av et avleder-utspring" er ment å bety at avleder-projeksjonen befinner seg mellom de to rørstrenger og således hindrer dem fra begge å gå inn i et enkelt sideborehull og innrette dem i forhold til den aktuelle styreflaten. Dette uttrykk er ikke ment å innebære en fysisk befestigelse mellom dem som brytes, selv om det er mulig. I utføringsformen iføl-ge fig. 13 er utplasseringsstrengen (ikke vist) blitt fjernet og dobbelt-produksjons-rørene 452, 454 er kjørt inn i hovedborehullet 12 og festet til landeverktøyet 440 for derved å etablere fluidforbindelse med de første og andre rørstrenger henholdsvis 442, 444. Fig. 14 er et riss sett ovenfra av en utføringsform av foringsrør-knutepunkt-enheten 28. De to grener 15, 17 som danner startpunktet for sideborehullene 16 og 18 er vist som sylindriske rør. Utspringet 34, som har styreflater 30, 32, befinner seg mellom de to grener 15, 17. Fig. 15 er et lengdesnitt gjennom foringsrør-knutepunktenheten ifølge fig. 14. Som vist rager grenene 15, 17 utad for å danne forbindelse med sideborehullene 16 og 18. Som vist strekker utspringet 34 seg over sidegrenenes 15, 17 åpninger. Avlederpartiet 68 til denne utføringsformen er vist mellom de to grener 15, 17. Som vist skråner styreflatene 30, 32 mot det respektive sideborehull. Expressions such as "separation of pipe strings by means of a diverter projection" are intended to mean that the diverter projection is located between the two pipe strings and thus prevents them from both entering a single side borehole and aligning them in relation to the relevant the control surface. This expression is not intended to imply a physical attachment between those being broken, although that is possible. In the embodiment according to fig. 13, the deployment string (not shown) has been removed and the dual production pipes 452, 454 have been driven into the main borehole 12 and attached to the landing tool 440 to thereby establish fluid connection with the first and second pipe strings 442, 444 respectively. Fig. 14 is a top view of an embodiment of the casing hub assembly 28. The two branches 15, 17 which form the starting point for the side boreholes 16 and 18 are shown as cylindrical tubes. The projection 34, which has guide surfaces 30, 32, is located between the two branches 15, 17. Fig. 15 is a longitudinal section through the casing-node unit according to fig. 14. As shown, the branches 15, 17 project outwards to form a connection with the side bore holes 16 and 18. As shown, the projection 34 extends over the openings of the side branches 15, 17. The diverter portion 68 of this embodiment is shown between the two branches 15, 17. As shown, the guide surfaces 30, 32 slope towards the respective side borehole.

Fig. 16-22 viser en utføringsform av landeverktøyet 40 mer detaljert. I likhet med landeverktøyet 40 vist i fig. 6 og 7, omfatter landeverktøyet 40 ifølge denne utføringsformen en kropp 80' (fig. 16B) og minst én orienteringskile 82' som er utad-forspent, f.eks. ved hjelp av en én eller flere bladfjærer 84'. Orienteringskilen 82' er anordnet i en første utsparing 86' i kroppen 80'. Orienteringskilen 82' fastholdes i den første utsparingen 86' ved hjelp av minst én holder 301 og kan beveges radialt i den første utsparingen 86'. Orienteringsmekanismen til denne utføringsformen virker på samme måte som orienteringsmekanismen til utførings-formen av landeverktøyet 40 vist i fig. 6 - 9. Fig. 16-22 shows an embodiment of the land tool 40 in more detail. Similar to the land tool 40 shown in fig. 6 and 7, the landing tool 40 according to this embodiment comprises a body 80' (Fig. 16B) and at least one orientation wedge 82' which is biased outwards, e.g. by means of one or more leaf springs 84'. The orientation wedge 82' is arranged in a first recess 86' in the body 80'. The orientation wedge 82' is held in the first recess 86' by means of at least one holder 301 and can be moved radially in the first recess 86'. The orientation mechanism of this embodiment works in the same way as the orientation mechanism of the embodiment of the landing tool 40 shown in fig. 6 - 9.

Landeverktøyet 40 ifølge fig. 16-22 omfatter videre minst ett låseelement 200 (lik setteelementet 66 i fig. 3 og 4) som er bevegelig festet til kroppen 80'. Kroppen 80' kan omfatte et flertall av låseelementer 200, som hvert er utad-forspent ved hjelp av én eller flere fjærer 202 og som holdes i tilsvarende ene eller flere, andre utsparinger 204 ved hjelp av minst én holder 303. The landing tool 40 according to fig. 16-22 further comprises at least one locking element 200 (similar to the setting element 66 in Figs. 3 and 4) which is movably attached to the body 80'. The body 80' can comprise a plurality of locking elements 200, each of which is biased outwards by means of one or more springs 202 and which are held in corresponding one or more other recesses 204 by means of at least one holder 303.

Kroppen 80' kan omfatte et første kroppsparti 206 og et andre kroppsparti 208 som kan forskyves i forhold til hverandre. Ifølge en utføringsform er orienteringskilen 82' beliggende på den første kroppsdelen 206, og låseelementene 200 er beliggende på den andre kroppsdelen 208. Den første kroppsdelen 206 omfatter minst ett utspringende element 210, så som minst én finger, som strekker seg fra sitt bunnparti. Det utspringende element 210 kan også være en hylse i andre utføringsformer. Fingrene 210 kan eventuelt være utformet i ett med resten av den første kroppsdelen 206. Hver finger 210 er opptatt i og kan forskyves i en slisse 212 som er utformet på den andre kroppsdelen 208. Hver andre utsparing 204 utgjør en del av en slisse 212. Fingrene 210, slissene 212, låseelementene 200, og den andre utsparing 204 er konstruert slik at hver finger 210 kan forskyves i en andre utsparing 204 og deretter til et låseelement 200, for derved å hindre ytterligere radialbevegelse av slikt låseelement 200. The body 80' can comprise a first body part 206 and a second body part 208 which can be displaced in relation to each other. According to one embodiment, the orientation wedge 82' is located on the first body part 206, and the locking elements 200 are located on the second body part 208. The first body part 206 comprises at least one projecting element 210, such as at least one finger, which extends from its bottom part. The projecting element 210 can also be a sleeve in other embodiments. The fingers 210 can optionally be designed in one with the rest of the first body part 206. Each finger 210 is engaged in and can be displaced in a slot 212 which is designed on the second body part 208. Every other recess 204 forms part of a slot 212. The fingers 210, the slots 212, the locking elements 200, and the second recess 204 are constructed so that each finger 210 can be displaced in a second recess 204 and then to a locking element 200, thereby preventing further radial movement of such locking element 200.

Kroppen 80' omfatter videre to gjennomgående kanaler 300 (fig. 2B). Det skal bemerkes at lengdesnittet ifølge fig. 20A - 20C er tatt langs et plan vinkelrett på planet til lengdesnittet ifølge fig. 16A - 16C. Dobbelt-produksjonsrørstrengene 52, 54 kan være ført gjennom kanalene 300. Produksjonsrørstrengene 52, 54 er festet til de første og andre rørstrenger 42, 44. I utføringsformen vist i fig. 20A - 20C, er produksjonsrørstrengene 52, 54 festet til de første og andre rørstrenger 42, 44 i kanalene 300. The body 80' further comprises two continuous channels 300 (Fig. 2B). It should be noted that the longitudinal section according to fig. 20A - 20C are taken along a plane perpendicular to the plane of the longitudinal section according to fig. 16A - 16C. The double production pipe strings 52, 54 can be led through the channels 300. The production pipe strings 52, 54 are attached to the first and second pipe strings 42, 44. In the embodiment shown in fig. 20A - 20C, the production tubing strings 52, 54 are attached to the first and second tubing strings 42, 44 in the channels 300.

Fig. 16A - C viser landeverktøyet 40 i dets kjøre- eller utplasseringsposi-sjon. I denne posisjonen ligger fingrene 210 ikke an mot låseelementene 200, men er isteden beliggende over låseelementene 200 i deres respektive slisser 212. Den første kroppsdelen 206 og den andre kroppsdelen 208 er festet til hverandre i denne utformingen ved hjelp av bruddpinner, så som første bruddpinner 214 vist i fig. 21. Når landeverktøyet 40 er kjørt ned i hullet, samvirker orienteringskilen 82' med en motsvarende orienteringsslisse (ikke vist, men lik orienteringsslissen 70) for derved å orientere landeverktøyet 40 i foringsrøret 20 eller Fig. 16A - C show the land tool 40 in its driving or deployment position. In this position, the fingers 210 do not rest against the locking elements 200, but are instead located above the locking elements 200 in their respective slots 212. The first body part 206 and the second body part 208 are attached to each other in this design by means of break pins, such as first break pins 214 shown in fig. 21. When the landing tool 40 has been driven down the hole, the orientation wedge 82' cooperates with a corresponding orientation slot (not shown, but similar to the orientation slot 70) to thereby orient the landing tool 40 in the casing 20 or

foringsrørknutepunktet 28, som tidligere omtalt. Når orienteringskilen 82' kommer til sin endestilling i orienteringsslissen, blir hvert låseelement 200 aksielt og radialt innrettet i flukt med en motsvarende låseslisse 72' (lik låseslissen 72, men med en annen form) og fjærene 202 spenner låseelementene 200 inn i låseslissene 72'. Låseslissene 72' og låseelementene 200 omfatter motsvarende, rette flater 216 the casing node 28, as previously discussed. When the orientation wedge 82' reaches its end position in the orientation slot, each locking element 200 is axially and radially aligned flush with a corresponding locking slot 72' (similar to the locking slot 72, but with a different shape) and the springs 202 clamp the locking elements 200 into the locking slots 72'. The locking slots 72' and the locking elements 200 comprise corresponding, straight surfaces 216

som hindrer ytterligere nedadbevegelse av landeverktøyet 40. På dette punkt er landeverktøyet 40 landet i låseslissene 72' og er korrekt orientert. Fig. 17A - 17C viser landeverktøyet 40 låst i stilling for å hindre utilsiktet aksialbevegelse. For å låse landeverktøyet 40 på plass, utøves en nedadrettet kraft på landeverktøyet 40, f.eks. ved hjelp av dobbelt-produksjonsrørstrengene 52, 54. Hvis den er sterk nok, vil den nedadrettete kraft virke til å avskjære de første bruddpinner 214 og tillate nedadbevegelse av den første kroppsdelen 206 i forhold til den andre kroppsdelen 208. Det skal bemerkes at den andre kroppsdelen 208 forblir stasjonær på grunn av sitt inngrep med låseslissene 72' ved hjelp av låseelementer 200. Når den første kroppsdelen 206 forskyves, blir fingrene 210 klemt inntil låseelementene 200, for derved å hindre eventuell radial innad-bevegelse av låseelementene 200 og derved effektivt låse den andre kroppsdelen 208 på plass. Når den første kroppsdelen 206 er forskjøvet en tilstrekkelig strek-ning, vil dessuten åpninger 222 på den andre kroppsdelen 208 bli innrettet i flukt med åpningene 224 på fingrene 210 for derved å tillate låsepinner 220 som er fjærbelastet i åpningene 222 å bli delvis spent inn i åpningene 224. Når låsepinnene 220 befinner seg i åpningene 222, 224, låser låsepinnene 220 den første og andre kroppsdelen 206, 208 sammen. Fig. 18A - D viser landeverktøyet 40 med den første og andre rørstrengen 42, 44 utstrakt i retning av det første og andre sideborehull. For klarhetens skyld er landeverktøyet 40 ifølge denne utføringsformen vist uten å være plassert i et hovedborehull innbefattende sideborehull. For å strekke ut den første og andre rørstreng 42, 44, utøves en nedadrettet kraft på landeverktøyet 40 ved hjelp av dobbelt-produksjonsrørstrengene 52, 54, f.eks. hvis den nedadrettete kraft er stor nok, vil den virke til å avbryte et sett av andre bruddpinner 218 (se fig. 20B og 22) som fester den første og andre rørstreng 42, 44 (eller dobbelt-produksjonsrør-strengene 52, 54) til kroppen 80' (og nærmere bestemt til den første kroppsdelen 206). Når den andre bruddpinnen 218 er brutt, kan den første og andre rørstren-gen 42, 44 strekkes i/gjennom kanalene 300 og ut av landeverktøyet 40. Som tidligere omtalt, blir den første og andre rørstrengen 42, 44 deretter styrt i retning av det første og andre sideborehull ved hjelp av avlederen 68. which prevents further downward movement of the landing tool 40. At this point, the landing tool 40 has landed in the locking slots 72' and is correctly oriented. Figs. 17A - 17C show the landing tool 40 locked in position to prevent inadvertent axial movement. To lock the landing tool 40 in place, a downward force is applied to the landing tool 40, e.g. by means of the dual production tubing strings 52, 54. If strong enough, the downward force will act to shear off the first rupture pins 214 and allow downward movement of the first body portion 206 relative to the second body portion 208. It should be noted that the second the body part 208 remains stationary due to its engagement with the locking slots 72' by means of locking elements 200. When the first body part 206 is displaced, the fingers 210 are clamped against the locking elements 200, thereby preventing any radial inward movement of the locking elements 200 and thereby effectively locking the second body part 208 in place. Furthermore, when the first body part 206 is displaced a sufficient distance, openings 222 on the second body part 208 will be aligned with the openings 224 on the fingers 210 to thereby allow locking pins 220 which are spring-loaded in the openings 222 to be partially engaged into the openings 224. When the locking pins 220 are located in the openings 222, 224, the locking pins 220 lock the first and second body parts 206, 208 together. Fig. 18A - D shows the landing tool 40 with the first and second pipe strings 42, 44 extended in the direction of the first and second side boreholes. For the sake of clarity, the landing tool 40 according to this embodiment is shown without being placed in a main borehole including side boreholes. To extend the first and second tubing strings 42, 44, a downward force is exerted on the landing tool 40 by means of the dual production tubing strings 52, 54, e.g. if the downward force is great enough, it will act to break a set of second break pins 218 (see Figs. 20B and 22) which attach the first and second tubing strings 42, 44 (or dual production tubing strings 52, 54) to the body 80' (and more specifically to the first body part 206). When the second break pin 218 is broken, the first and second pipe strings 42, 44 can be stretched in/through the channels 300 and out of the landing tool 40. As previously discussed, the first and second pipe strings 42, 44 are then guided in the direction of first and second side drill holes using the diverter 68.

Som det best fremgår av fig. 20C, kan den endre ende av både den første og andre rørstrengen 42, 44 omfatte en skråflate 302. Skråflaten 302 samvirker med avlederen 68 for å lette utstrekningen og avledningen av den første og andre rørstrengen 42, 44 inn i den første og andre avgrening 15, 17. As can best be seen from fig. 20C, the alternate end of both the first and second pipe strings 42, 44 may include an inclined surface 302. The inclined surface 302 cooperates with the diverter 68 to facilitate the extension and diversion of the first and second pipe strings 42, 44 into the first and second branches 15 , 17.

Fig. 19A - 19C viser landeverktøyet 40 i dets ikke satte posisjon, klart til å trekkes opp. Når operatøren er klar til å trekke opp landeverktøyet 40, utøves en oppadrettet kraft på landeverktøyet 40, f.eks. ved hjelp av dobbelt-produksjons-rørstregene 52, 54. Hvis den er stor nok, vil den oppadrettete kraften virke til å avskjære låsepinnene 220 (sammenlikn med fig. 18B og 19B) som fester den førs-te og andre kroppsdelen 206, 208. Når låsepinnene 220 er avskåret, vil fortsatt oppadrettet kraft på dobbelt-produksjonsrørstrengene 52, 54 virke til å medbringe den første kroppsdelen 206 ved hjelp av den innvendige skulder 226 (fig. 20B). Når den første kroppsdelen 206 forskyves i forhold til den andre kroppsdelen 208 (som fremdeles er låst på plass), glir fingrene 210 ut fra anlegg mot låseelementene 200, slik at låseelementene 200 spennes radialt både innad og utad. Figs. 19A - 19C show the land tool 40 in its unset position, ready to be pulled up. When the operator is ready to pull up the landing tool 40, an upward force is exerted on the landing tool 40, e.g. by means of the dual production pipe lines 52, 54. If large enough, the upward force will act to shear off the locking pins 220 (compare Figs. 18B and 19B) securing the first and second body parts 206, 208. When the locking pins 220 are severed, continued upward force on the dual production tubing strings 52, 54 will act to carry the first body portion 206 by means of the internal shoulder 226 (Fig. 20B). When the first body part 206 is displaced in relation to the second body part 208 (which is still locked in place), the fingers 210 slide out from abutment against the locking elements 200, so that the locking elements 200 are tensioned radially both inwards and outwards.

Når den første kroppsdelen 206 fortsatt trekkes oppad, vil den første hoveddelen 206 til slutt medbringe og understøtte den andre kroppsdelen 208. When the first body part 206 is still pulled upwards, the first main part 206 will eventually carry and support the second body part 208.

Fig. 24 og 25 viser et lengdesnitt gjennom landeverktøyet 40 vist i fig. 16-22, langs en annen fase av kroppen 80'. Fig. 24 viser verktøyet 40 i den utplasserte stilling, og fig. 25 viser verktøyet 40 i opptrukne konfigurasjoner. Som det fremgår av figurene, omfatter den første kroppsdelen 206 minst én radial slisse 500, og den andre kroppsdelen 208 omfatter en pinne 502 som er forskyvbart anordnet i slissen 500. Hver pinne 502 er sikkert festet til den andre kroppsdelen 208. Når landeverktøyet 40 er i utplasseringsstillingen (fig. 24), er pinnen 502 nær den øvre ende 504 av slissen 500. Når den første kroppsdelen 206 trekkes opp under gjenvinning (fig. 25), vil slissens 500 nedre ende 506 til slutt ligge an mot og medbringe dens tilsvarende pinne 502, og derved også medbringe den andre kroppsdelen 208. Fig. 24 and 25 show a longitudinal section through the landing tool 40 shown in fig. 16-22, along another phase of the body 80'. Fig. 24 shows the tool 40 in the deployed position, and Fig. 25 shows the tool 40 in drawn configurations. As can be seen from the figures, the first body part 206 comprises at least one radial slot 500, and the second body part 208 comprises a pin 502 which is displaceably arranged in the slot 500. Each pin 502 is securely attached to the second body part 208. When the landing tool 40 is in the deployment position (Fig. 24), the pin 502 is near the upper end 504 of the slot 500. When the first body part 206 is pulled up during recovery (Fig. 25), the lower end 506 of the slot 500 will eventually abut against and bring its corresponding pin 502, thereby also bringing the second body part 208 with it.

Idet slissene og pinnene 500, 502 danner en sikker forbindelse mellom den første og andre kroppsdelen 206, 208, vil fortsatt oppadbevegelse av den første kroppsdelen 206 gjenvinne den andre kroppsdelen 208 og den første og andre rørstrengen 42, 44 fra borehullet. På grunn av de sammenpassende vinkler til låseelementet 200 og låseslissene 72' og fordi låseelementet 200 nå kan spennes i den andre utsparingen 204, vil forbindelsen mellom låseelementene 200 og låseslissene 72' ikke hindre oppadbevegelse av landeverktøyet 40. Since the slots and pins 500, 502 form a secure connection between the first and second body parts 206, 208, continued upward movement of the first body part 206 will recover the second body part 208 and the first and second tubing strings 42, 44 from the borehole. Due to the matching angles of the locking element 200 and the locking slots 72' and because the locking element 200 can now be clamped in the second recess 204, the connection between the locking elements 200 and the locking slots 72' will not prevent upward movement of the landing tool 40.

Dessuten vil den første kroppsdelens 206 oppadbevegelse (under den inn-ledende gjenvinningsprosess) føre til inngrep mellom en tannprofil 228 (fig. 19B) på en innerflaten 230 av hver finger 210 og en tannprofil 232 på skrallekiler 234. Skrallekilene 234 er beliggende i spor 236 på den andre kroppsdelen 208 og spennes utad ved hjelp av fjærer 236, f.eks. De motsvarende tannprofiler 228, 232 er slik konstruert at de ikke tillater relativ bevegelse i nedadretningen, men tillater relativbevegelse i oppadretningen. Dette er ønskelig slik at dersom lande-verktøyet 40 fastkjøres i borehullet når det gjenvinnes, kan en operatør skyve og/eller trekke i det/den aktuelle verktøy/streng uten fare for utilsiktet låsing av låseelementene 200 og landeverktøyet 40 i borehullet én gang til. På dette vis vil de motsvarende tenner 228, 232, uansett retningen av støtkraften som utøves av operatøren, forhindre at fingrene 210 glir nedad og fastkiles mot låseelementene 200 (og derved låser låseelementene 200). Also, the upward movement of the first body part 206 (during the initial recovery process) will lead to engagement between a tooth profile 228 (Fig. 19B) on an inner surface 230 of each finger 210 and a tooth profile 232 on ratchet wedges 234. The ratchet wedges 234 are located in grooves 236 on the second body part 208 and is tensioned outwards by means of springs 236, e.g. The corresponding tooth profiles 228, 232 are constructed in such a way that they do not allow relative movement in the downward direction, but allow relative movement in the upward direction. This is desirable so that if the landing tool 40 gets stuck in the borehole when it is recovered, an operator can push and/or pull the relevant tool/string without risk of unintentional locking of the locking elements 200 and the landing tool 40 in the borehole once more. In this way, the corresponding teeth 228, 232, regardless of the direction of the impact force exerted by the operator, will prevent the fingers 210 from sliding downwards and being wedged against the locking elements 200 (and thereby locking the locking elements 200).

Det skal bemerkes at skrallekilene 234 i innkjørt stilling (fig. 16B) er dekket av en hylse 238 som er festet til den andre kroppsdelen 208 ved hjelp av et sett bruddpinner 240. Når fingrene 210 glir ned for å låse landeverktøyet 40 på plass (fig. 17B), vil fingrene 210 skyve hylsen 238 nedad og derved avskjære bruddpinnene 240 og avdekke skrallekilene 234. It should be noted that the ratcheting wedges 234 in the driven position (Fig. 16B) are covered by a sleeve 238 which is attached to the second body part 208 by means of a set of break pins 240. When the fingers 210 slide down to lock the landing tool 40 in place (Fig . 17B), the fingers 210 will push the sleeve 238 downward and thereby cut off the break pins 240 and expose the ratchet keys 234.

Det skal bemerkes at bruddpinnene som benyttes i landeverktøyet 40, skal være dimensjonert for å tillate den ovenfor omtalte sekvens. Således er f.eks. det første sett bruddpinner 214 lavere dimensjonert enn det andre sett bruddpinner 218. It should be noted that the breaking pins used in the landing tool 40 should be sized to allow the above mentioned sequence. Thus, e.g. the first set of breaking pins 214 lower dimensioned than the second set of breaking pins 218.

Fremstillingen og illustrasjonene i denne søknaden gjelder et vertikalt hovedborehull med foringsrør sementert på plass. Den foreliggende oppfinnelse kan også anvendes til å komplettere brønner som ikke er fullstendig foret og like-ledes til brønner som inneholder hovedborehull som har en orientering som avvi-ker fra vertikalretningen. The presentation and illustrations in this application relate to a vertical main borehole with casing cemented in place. The present invention can also be used to complete wells that are not completely lined and likewise to wells that contain main boreholes that have an orientation that deviates from the vertical direction.

De spesielle utføringsformer som her er omtalt er bare illustrerende, ettersom oppfinnelsen kan modifiseres og praktiseres på ulike men ekvivalente måter som er innlysende for fagmenn på området som har fordel av denne læren. Videre er det ikke påtenkt noen begrensninger med hensyn til konstruksjonsdetaljene, driften, konstruksjonsmaterialer eller utforming som her vist, andre enn som angitt i de nedenstående krav. The particular embodiments discussed herein are illustrative only, as the invention may be modified and practiced in various but equivalent ways that will be apparent to those skilled in the art having the benefit of this teaching. Furthermore, no limitations are intended with regard to the construction details, operation, construction materials or design as shown here, other than as stated in the requirements below.

Claims

1. Downhole assembly comprising: a casing hub assembly (28) adapted to be installed at a hub for a plurality of boreholes (12, 16, 18), which casing hub assembly (28) defines a plurality of outlets to respective plurality of side boreholes (16,18), and which casing hub assembly (28) has an integral deflector (68) providing a plurality of guide surfaces (30, 32) near corresponding outlets, characterized by: a tool (40) having a plurality of wires (42, 44) which can be stretched into the outlets, as the guide surfaces (30, 32) of the diverter (68) are designed to guide respective wires (42, 44) into respective outlets; and wherein the wires (42, 44) have a retracted position and an extended position, the wires (42, 44) being in the retracted position for driving in the tool (40), and the wires (42, 44) are arranged to be activated to extended position to extend into the outlets.

2. Downhole assembly according to claim 1, which further comprises gaskets (24, 26) which are arranged to be arranged in respective side boreholes (16, 18), each gasket (24, 26) comprising a longitudinal bore (36, 38) , as the gaskets (24, 26) are arranged to accommodate the wires (42, 44).

3. Downhole assembly according to claim 1, which further comprises a first orientation element (74), where the tool (40) comprises a second orientation element (70) which is arranged to cooperate with the first orientation element (74) to orient the wires (42) , 44) in relation to the outlets.

4. Downhole assembly according to claim 3, which further comprises a casing string (20) which is attached to the casing junction unit (28), where the orientation profile (74) is designed in one with the casing string (20).

5. Downhole assembly according to claim 3, where the casing junction unit (28) has an inlet, the first orientation element (74) being formed in one with the inlet.

6. Downhole assembly according to claim 3, which further comprises a land profile tool (40, 340, 440) with a locking element (200) in engagement with the land profile.

7. Assembly according to claim 1, where the deflector (68) has a base and a top point, and the guide surfaces (30, 32) extend radially from a longitudinal center of the deflector (68), and the guide surfaces (30, 32) protrude further from the longitudinal center at the arrester base than at the arrester apex (34).

8. Assembly according to claim 7, where the casing-node unit (28) is multilaterally symmetrical.

9. Downhole assembly according to claim 1, which further comprises a landing tool (40, 340, 440) with a body and a plurality of pipes (42, 44) which can be extended from the landing tool body into respective outlets, as the guide surfaces (30, 32) of the deflector (68) are arranged to guide respective pipes (42, 44) into the outlets.

10. Method for completing a well (10) at a hub for a plurality of boreholes (12, 16, 18), comprising: providing a casing hub assembly (28) having multiple outlets for establishing connection with respective boreholes (12 , 16,18); providing a deflector (68) which is integrated with the casing assembly (20), the deflector (68) having several guide surfaces (30, 32) characterized by: engaging a tool (40) having multiple leads (42, 44) with the casing hub assembly (28); guide the lines (42, 44) into the respective outlet by means of the guide surfaces (30, 32); and actuating the tool (40) from a retracted state to an extended state to extend the wires (42, 44) into the outlets.

11. Method according to claim 10, which further comprises bringing a first orientation element (74) into engagement with a second orientation element (70) near the node to align the wires (42, 44) flush with the outlets.