RU119801U1 - SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL - Google Patents
SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL Download PDFInfo
- Publication number
- RU119801U1 RU119801U1 RU2011154582/03U RU2011154582U RU119801U1 RU 119801 U1 RU119801 U1 RU 119801U1 RU 2011154582/03 U RU2011154582/03 U RU 2011154582/03U RU 2011154582 U RU2011154582 U RU 2011154582U RU 119801 U1 RU119801 U1 RU 119801U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- jet
- guide
- casing
- cutting
- channel
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
1. Система струйного формирования множества боковых каналов от ствола скважины, имеющего угол наклона от вертикального до горизонтального, содержащая: ! направляющий механизм, зафиксированный в требуемом местоположении и с выбранной угловой ориентацией в стволе скважины и задающий первый направляющий профиль; ! механизм резки обсадных труб, имеющий трубчатый перемещаемый корпус механизма резки и отклоняющий башмак, причем отклоняющий башмак установлен в трубчатом корпусе отклонителя и задает направляющий канал вала и задает второй направляющий профиль, позиционируемый для фиксирующего соединения с первым направляющим профилем и задания направляющего канала вала; ! внутренний приводной элемент, поддерживаемый в трубчатом перемещаемом корпусе механизма резки и имеющий поворотный двигатель; ! гибкий приводной вал, вращаемый поворотным двигателем и располагаемый в направляющем канале вала; ! режущее устройство, установленное на упомянутом гибком приводном валу и прорезающее отверстие в обсадной трубе при выполняемом двигателем вращении упомянутого гибкого приводного вала и продвигающем движении упомянутого гибкого приводного вала и режущего устройства; ! механизм струйного формирования боковых каналов, имеющий трубчатый перемещаемый корпус механизма струйного формирования; ! отклоняющий и направляющий башмак шланга, установленный в трубчатом перемещаемом корпусе механизма струйного формирования и задающий направляющий канал шланга, имеющий латерально ориентированную часть; ! направляющий механизм, установленный на отклоняющем и направляющем башмаке шланга и задающий третий направляющи� 1. A system of jet formation of a plurality of lateral channels from a wellbore having an inclination angle from vertical to horizontal, comprising:! a guide mechanism fixed at a desired location and with a selected angular orientation in the wellbore and defining a first guide profile; ! a casing cutting mechanism having a tubular movable body of the cutting mechanism and a deflection shoe, the deflection shoe being installed in the tubular body of the deflector and defining a guide channel for the shaft and defining a second guide profile positioned for locking connection with the first guide profile and defining a guide channel for the shaft; ! an inner drive member supported in a tubular movable body of the cutting mechanism and having a rotary motor; ! a flexible drive shaft rotated by a rotary motor and located in the shaft guide channel; ! a cutting device mounted on said flexible drive shaft and cutting a hole in the casing as the engine rotates said flexible drive shaft and propelling said flexible drive shaft and cutting device; ! a side channel jetting mechanism having a tubular movable jetting mechanism body; ! a deflecting and guiding hose shoe mounted in a tubular movable body of the jet forming mechanism and defining a guiding hose channel having a laterally oriented portion; ! a guide mechanism installed on the deflection and guide shoe of the hose and setting the third guide�
Description
Полезная модель относится к буровым работам для разработки нефтяных скважин и к действиям по модернизации существующих скважин, для увеличения их производительности, а именно, предлагаемая полезная модель касается устройства для перемещаемого гидравлического радиального импульсного струйного бурения под высоким давлением в скважинах, имеющих направленность от вертикальной до горизонтальной, для струйного формирования особым образом ориентированных боковых каналов в подземном пласте, окружающем ствол скважины.The utility model relates to drilling operations for the development of oil wells and to actions to modernize existing wells, to increase their productivity, namely, the proposed utility model relates to a device for movable hydraulic radial impulse jet drilling under high pressure in wells with a directivity from vertical to horizontal , for jet formation of specially oriented side channels in the subterranean formation surrounding the wellbore.
Скважины для добычи нефтепродуктов бурятся вертикально от точки на поверхности земли к желаемой зоне под землей. Однако, во многих случаях, невозможно, нежелательно или непрактично бурить скважины вертикально, поэтому, скважины или секции стволов скважины бурятся под наклоном или с отклонением от вертикали. Сравнительно недавно были изобретены системы направленного бурения, чтобы управляемо отклонять ствол скважины так, чтобы он мог пересекать подземную аномалию, которая, возможно, смещена вбок от начальной вертикальной ориентации ствола скважины.Wells for the extraction of petroleum products are drilled vertically from a point on the surface of the earth to the desired area below the ground. However, in many cases, it is impossible, undesirable or impractical to drill wells vertically, therefore, wells or sections of well bores are drilled at an angle or with a deviation from the vertical. More recently, directional drilling systems have been invented to steadily deflect a wellbore so that it can cross an underground anomaly that may be offset laterally from the initial vertical orientation of the wellbore.
Известно, что для добычи флюида, такого как сырая нефть или минералы, из скважин, пересекающих подземные разрабатываемые пласты, совершается формирование многосторонних каналов из главного или основного, обычно вертикального, ствола скважины посредством вращательного бурения или расширения ствола, как это изложено в патентах США №4,880,067, №4,928,767 и переизданном патенте США 33,660 под авторством Jelsma, или посредством гидравлической струйной продувки, как это изложено в патентах США №5,853,056 и №6,125,949 под авторством Landers или в патентах США №6,263,948 и №6,668,948 под авторством Buckman и др. Другие изобретения, имеющие отношение к настоящему с точки зрения радиального или бокового формирования каналов, проходящих от первичной скважины, представлены патентами США №4,497,381, №4,527,639 и №4,787,465 под авторством Dickenson и др., патентами США №4,640,362, №4,765,173 и №4,790,384 под авторством Schellstede и др. Более поздние разработки продукта и процесса, относящиеся или использующие гидравлическое струйное формирование боковых каналов, представлены в патентах США №7,422,059 и №7,441,595 под авторством Henk H. Jelsma, указанных выше.It is known that in order to produce a fluid, such as crude oil or minerals, from wells intersecting underground formations, multilateral channels are formed from the main or main, usually vertical, wellbore by rotary drilling or expansion of the wellbore, as set forth in US Pat. 4,880,067, 4,928,767, and reissued U.S. Pat. No. 33,660, authored by Jelsma, or by hydraulic jet purging, as set forth in U.S. Patent Nos. 5,853,056 and 6,125,949 under Landers or U.S. Patent Nos. 6,263,948 and No. 6,668,948 by Buckman et al. Other inventions related to the present from the point of view of radial or lateral formation of channels extending from the primary well are presented by US Pat. Nos. 4,497,381, No. 4,527,639 and No. 4,787,465 by Dickenson et al., US Patent No. 4,640,362, 4,765,173, and 4,790,384, authored by Schellstede et al. More recent product and process developments that relate to or use hydraulic jet formation of the side channels are presented in US Pat. Nos. 7,422,059 and 7,441,595 under Henk H. Jelsma mentioned above.
Однако, в указанных устройствах применяют системы струйного бурения, которые направляют воду под высоким постоянным давлением для струйной продувки через пласт для формирования боковых каналов. Этот процесс струйного бурения каналов является обычно слишком медленным, из-за того, что используется постоянное давление жидкости. Было определено, что переменная или импульсная струйная продувка боковых каналов более быстра и более эффективна для формирования боковых каналов. Однако, для оборудования струйной продувки, включающего в себя колтюбинг или шарнирный трубопровод, нежелательно развивать импульсное высокое давление на поверхности, чтобы добиться желаемого импульсного высокого давления в боковом канале на глубине ствола скважины. Было бы весьма выгодно развить импульсное высокое давление флюида струйной продувки в окружающей среде скважины.However, in these devices, jet drilling systems are used that direct water at high constant pressure to jet jet through the formation to form side channels. This canal jet drilling process is usually too slow due to the fact that a constant fluid pressure is used. It has been determined that variable or pulsed jet purging of the side channels is faster and more effective for forming side channels. However, for jet purge equipment, including coiled tubing or articulated piping, it is undesirable to develop a pulsed high pressure on the surface to achieve the desired pulsed high pressure in the side channel at a depth of the wellbore. It would be highly beneficial to develop a pulsed high pressure fluid jet fluid in the well environment.
Кроме того, многие из существующих инструментальных средств формирования подземных боковых каналов, включают в себя буровые колонны, использующие промывочные жидкости, которыми управляют с поверхности, и снабженные насосами. Это невыгодно из-за чрезмерного износа и высоких затрат на обслуживание, которое происходит вследствие очень высоких средних давлений впрыскиваемой жидкости, которые требуются, чтобы развивать необходимое давление жидкости для струйной продувки боковых каналов. По этой причине буровые колонны обычно используются только совместно с механическим устройством подземного бурения для того, чтобы пробурить боковые каналы.In addition, many of the existing underground side channel forming tools include drill columns using surface-controlled flushing fluids and equipped with pumps. This is disadvantageous due to excessive wear and high maintenance costs, which is due to the very high average injection liquid pressures that are required to develop the required liquid pressure for the side channel jet purge. For this reason, drill strings are usually used only in conjunction with a mechanical underground drilling device in order to drill side channels.
Также, подобные устройства требуют множества рейсов в скважину для струйного формирования множества боковых каналов в пласте, и для вращательной ориентации механизма струйного бурения канала в стволе скважины так, чтобы получающиеся боковые каналы были ориентированы по предварительно определенным азимутам.Also, such devices require multiple flights into the well for the jet formation of multiple side channels in the formation, and for the rotational orientation of the channel jet drilling mechanism in the wellbore so that the resulting side channels are oriented according to predetermined azimuths.
Наиболее близким к предлагаемому является устройство для радиального бурения обсаженных скважин, содержащее корпус с криволинейной направляющей, гибкий вал, механизм вращения гибкого вала, выполненный в виде гидравлического забойного двигателя, механизм осевого перемещения гибкого вала и режущий инструмент.Механизм осевого перемещения гибкого вала выполнен в виде барабана и непрерывной гибкой трубы, намотанной на барабан, при этом корпус гидравлического забойного двигателя соединен с непрерывной гибкой трубой (патент РФ на полезную модель №80499, Е21В 43/11, 2008).Closest to the proposed one is a device for radial drilling of cased wells, comprising a body with a curved guide, a flexible shaft, a flexible shaft rotation mechanism made in the form of a downhole hydraulic motor, a flexible shaft axial movement mechanism and a cutting tool. The flexible shaft axial movement mechanism is made in the form a drum and a continuous flexible pipe wound around the drum, while the casing of the hydraulic downhole motor is connected to the continuous flexible pipe (RF patent for useful model No. 80499, ЕВВ 43/11, 2008).
Недостатком данного устройства является то, что подобные устройства содержат твердые стальные колонны и чтобы обеспечить вертикальное бурение, используют режущую головку. Эти твердые стальные колонны используются по большей части, чтобы формировать боковые каналы из вертикальных стволов скважины и их обычно невозможно использовать в отклоненных секциях стволов скважин, так как они не могут легко следовать линии наклонных секций ствола скважины.The disadvantage of this device is that such devices contain solid steel columns and to ensure vertical drilling, use a cutting head. These solid steel columns are used for the most part to form lateral channels from vertical boreholes and cannot usually be used in deviated sections of wellbores, since they cannot easily follow the line of inclined sections of the wellbore.
Основной задачей настоящей полезной модели является предоставление нового надежного устройства, которое облегчает применение радиального струйного бурения в более глубоких и сильно искривленных скважинах для многостороннего формирования каналов в подземных слоях, окружающих ствол скважины.The main objective of this utility model is to provide a new reliable device that facilitates the use of radial jet drilling in deeper and heavily curved wells for multilateral channel formation in the subterranean layers surrounding the wellbore.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемой системы является:The technical result achieved by using the proposed system is:
- применение радиального струйного формирования боковых каналов к скважинам, имеющим широкий диапазон углов ствола скважины, то есть, от вертикали или другого высокого угла до горизонтально ориентированных скважин, и возможность выхода от ствола скважины в пласт под различными углами, в пределах от вертикального до 180 градусов и во множестве направлений и уровней;- the use of radial jet formation of side channels to wells having a wide range of wellbore angles, that is, from a vertical or other high angle to horizontally oriented wells, and the possibility of exiting from the wellbore into the formation at various angles ranging from vertical to 180 degrees and in many directions and levels;
- предоставление гидравлического струйного формирования боковых каналов из ствола скважины управляемым и ориентируемым образом;- providing hydraulic jet formation of the side channels from the wellbore in a controlled and orientable manner;
- предоставление нового механизма или инструмента и процесса для того, чтобы вырезать множество отверстий в обсадных трубах, не требуя извлечения системы резки между каждой операцией резки обсадной трубы;- providing a new mechanism or tool and process for cutting a plurality of holes in the casing without requiring the removal of a cutting system between each casing cutting operation;
- обеспечение возможности устанавливать ориентированные боковые каналы из обсадной трубы ствола скважины или скважины без обсадных труб и при любом размере или глубине;- providing the ability to install oriented side channels from the casing of the wellbore or borehole without casing and at any size or depth;
- предоставление быстрого и эффективного средства облегчения струйного формирования множества боковых каналов из обсаженного ствола скважины с перемещением одного инструмента в ствол скважины.- providing a quick and effective means of facilitating the jet formation of many side channels from the cased wellbore with the movement of one tool in the wellbore.
Указанный результат достигается с помощью предоставления перемещаемой системы радиального гидравлического жидкостного струйного бурения. Система имеет компонент резки обсадной трубы для вскрытия обсадной трубы путем вырезания секции из обсадной трубы или формирования отверстия в обсадной трубе. Система имеет компонент формирования каналов, обеспечивающий возможность трубопроводу струйного бурения каналов под высоким и/или импульсным чрезвычайно высоким давлением, поддерживаемому любым типом или размером колтюбинга, проникать через мягкие, средние и жесткие пласты под любым углом без ограничения по боковому прохождению в пласт.The specified result is achieved by providing a movable radial hydraulic liquid jet drilling system. The system has a casing cutting component for opening the casing by cutting a section from the casing or forming a hole in the casing. The system has a channel forming component that allows the jet drilling pipeline of channels under high and / or pulsed extremely high pressure, supported by any type or size of coiled tubing, to penetrate soft, medium and hard formations at any angle without limiting lateral passage into the formation.
Компонент или система резки обсадных труб и система струйного бурения боковых каналов должна быть выборочно установлена на целевой глубине скважины в стволе скважины на посадочном механизме, который является ориентируемым и направляемым. Посадочный механизм приспосабливает систему резки для выполнения отверстия и/или вскрытия секции в обсадной трубе на интересующей глубине одним или множеством способов. Посадочный механизм также позволяет множеству боковых каналов, которые должны быть выбурены струйным образом из вскрытой или вырезанной секции обсадных труб при любом желаемом направлении или угле от главного ствола скважины. Эти признаки достигаются при помощи системы резки обсадных труб и струйного формирования каналов, которая включает в себя механизм резки и механизм струйного бурения, каждый из которых заключены в направляющую трубу, чтобы обеспечить возможность большого угла и применения высокого давления и управляемой настройки системы. Система вращательно позиционируема в стволе скважины, чтобы обеспечить возможность желаемых направленных изменений по азимуту и углу боковых каналов, сформированных струйным образом.A component or casing cutting system and side channel jet drilling system should be selectively installed at the target depth of the well in the wellbore on a landing gear that is orientable and guided. The seating mechanism adapts the cutting system to make holes and / or open sections in the casing at a depth of interest in one or a variety of ways. The seating mechanism also allows multiple lateral channels to be jet-drilled from an open or cut casing section for any desired direction or angle from the main wellbore. These features are achieved using a casing cutting system and a channel forming system, which includes a cutting mechanism and a jet drilling mechanism, each of which is enclosed in a guide tube to allow for a large angle and high pressure application and controlled system setup. The system is rotationally positioned in the wellbore to provide the possibility of the desired directional changes in the azimuth and angle of the side channels formed in an inkjet manner.
Система резки обсадных труб и струйного бурения каналов имеет набор из двух главных компонентов, каждый из которых независимо работает в стволе скважины. Первый компонент - это компонент резки обсадных труб, состоящий из внешнего перемещаемого корпуса, стальной трубы выбранной длины, которая выполнена таким образом, чтобы можно было приспособить тип требуемых компонентов резки обсадных труб.The system for cutting casing and jet drilling channels has a set of two main components, each of which independently works in the wellbore. The first component is a casing cutting component, consisting of an external movable casing, a steel pipe of a selected length, which is configured so that the type of casing cutting components required can be adapted.
У внешнего перемещаемого корпуса есть в его верхнем конце секция ограничения, которая позволяет опускать систему посредством извлечения кольца, заключенного в корпус внешней перемещаемой трубы. Этому кольцу противодействует гидравлический запорный механизм, который частично восстановим и имеет две функции: 1) помещать систему на ориентированной на месте системе направляющего механизма, и 2) обеспечивать "проталкивание" перемещаемой системы в скважину под высокими углами, чтобы обеспечивать ее надлежащую посадку на систему направляющего механизма. Секция ограничения дополнительно обеспечивает необходимое расстояние, чтобы вырезать отверстия или "окна" в обсадных трубах скважины. Внешний перемещаемый корпус также включает в себя секцию инструмента отклонителя, которая присоединена к его нижнему концу и имеет секцию ориентирования или компонент направляющего механизма и механизм хвостовика для ориентации инструмента резки обсадных труб, заключенного внутри него. Эта секция остается соединенной с внешним корпусом в течение операций резки обсадных труб. Операции резки обсадных труб совершаются последовательно с вращательной ориентацией, повторяемой для множества желаемых отверстий, без какой-либо потребности в удалении перемещаемого корпуса из ствола скважины между каждой операцией резки обсадных труб.The external movable housing has a restriction section at its upper end, which allows the system to be lowered by removing the ring enclosed in the housing of the external movable pipe. This ring is counteracted by a hydraulic locking mechanism, which is partially recoverable and has two functions: 1) place the system on a locally oriented guide mechanism system, and 2) ensure that the moving system is “pushed” into the well at high angles to ensure its proper fit on the guide system mechanism. The restriction section additionally provides the necessary distance to cut holes or "windows" in the casing of the well. The external movable housing also includes a diverter tool section that is attached to its lower end and has an orientation section or a guide mechanism component and a liner mechanism for orienting the casing cutting tool enclosed within it. This section remains connected to the outer casing during casing cutting operations. Casing cutting operations are performed sequentially with a rotational orientation repeated for the plurality of desired holes, without any need to remove the moving body from the wellbore between each casing cutting operation.
Операция по посадке инструмента достигается вторым кольцом в перемещаемом внешнем корпусе ниже извлекающего кольца. Это кольцо имеет больший внутренний диаметр, чем верхнее кольцо, и позволяет гидравлически активируемому запорному механизму проходить через него, если требуется вытягивать его, как только перемещаемая система посажена, и позволяет этой операции повторяться столько раз, сколько это требуется.The tool landing operation is achieved by the second ring in the movable outer case below the extraction ring. This ring has a larger inner diameter than the upper ring, and allows a hydraulically activated locking mechanism to pass through it if it is required to be pulled out as soon as the moving system is seated, and allows this operation to be repeated as many times as required.
Компоненты резки укомплектованы резаком, валом карданного типа и гидро- или электромотором с достаточным номинальным крутящим моментом, чтобы вращать и проникать сквозь корпус обсадной трубы. Этот узел удерживается колтюбингом любого применимого размера и марки. Колтюбинг имеет запорный механизм, прикрепленный к нему в момент извлечения, и секцию колец проталкивания, и открыт и посажен в кольца при запускании в скважину до интересующей глубины. На этой глубине механизм отклонения, который прикреплен к низу колтюбинга, усаживается и ориентируется с помощью коммерчески доступных систем ориентирования (Патенты Jelsma, указанные выше). В этот момент узел резки отстоит на несколько десятков сантиметров от низа ствола скважины, для обеспечения гидравлического расцепления с нижним кольцом проталкивания и позволяет двигателю опуститься и начать резать. По завершению операции резки обсадных труб инструмент может вращаться или подниматься к новому местоположению резки, и может быть проведена дополнительная резка обсадной трубы, не требуя извлечения инструмента резки обсадных труб из скважины между циклами резки обсадных труб.The cutting components are equipped with a torch, cardan shaft, and a hydraulic or electric motor with sufficient nominal torque to rotate and penetrate the casing body. This unit is held by coiled tubing of any applicable size and brand. Coiled tubing has a locking mechanism attached to it at the time of extraction, and a section of push rings, and is open and set into rings when launched into the well to the depth of interest. At this depth, the deflection mechanism, which is attached to the bottom of the coiled tubing, is seated and oriented using commercially available orientation systems (Jelsma Patents, supra). At this point, the cutting unit is several tens of centimeters from the bottom of the wellbore, to provide hydraulic disengagement with the lower push ring and allows the engine to lower and start cutting. Upon completion of the casing cutting operation, the tool can rotate or rise to a new cutting location, and additional casing cutting can be performed without requiring removal of the casing cutting tool from the well between casing cutting cycles.
Затем компоненты резки извлекаются колтюбингом, проталкиваемым обратно через перемещаемую систему до тех пор, пока гидравлическое запорное кольцо не сцепится с кольцом извлечения. В этот момент вся перемещаемая система вытягивается с направляющего механизма и выносится на поверхность.The cutting components are then removed by coiled tubing pushed back through the moving system until the hydraulic locking ring engages with the extraction ring. At this moment, the entire moving system is pulled from the guide mechanism and brought to the surface.
Вторая часть перемещаемой системы радиального гидравлического жидкостного струйного бурения состоит из: внешнего перемещаемого корпуса, укомплектованного отклонителем, проходящего на требуемую длину запланированных боковых каналов и колтюбинга полностью извлеченного из корпуса. Механизм струйного бурения высокого давления, имеющий множества отверстий для струйного бурения, прикрепленный к гибкому шлангу высокого давления с длиной, которая предварительно определена длиной боковых каналов, которые нужно сформировать. Этот гибкий шланг высокого давления присоединен к миниатюризированному генератору импульсов высокого давления, который включен в боковую систему струйного бурения канала. Эта система поддерживается и размещается колтюбингом с той же самой системой извлечения/фиксации, как указано выше, обеспечивая более длительную работу в стволе скважины в непосредственной связи с запланированными боковыми каналами.The second part of the movable radial hydraulic liquid jet drilling system consists of: an external movable housing equipped with a diverter, extending to the required length of the planned side channels and coiled tubing completely removed from the housing. A high pressure jet drilling mechanism having a plurality of jet drilling holes attached to a high pressure flexible hose with a length that is predetermined by the length of the side channels to be formed. This flexible high-pressure hose is connected to a miniaturized high-pressure pulse generator, which is included in the side channel jet drilling system. This system is supported and placed by coiled tubing with the same extraction / fixation system as described above, providing longer work in the wellbore in direct connection with planned lateral channels.
Узел струйного бурения боковых каналов опускается и фиксируется вновь в заданной системе направляющего механизма, которая зафиксирована, например, пакерами или анкерами на проектной глубине и местоположении в стволе скважины. При той же самой манипуляции колтюбингом, гибкий шланг с генератором импульсов и струйным соплом, вновь усаживается, струйно бурит и вращается посредством направляющего механизма, для повторного вхождения в отверстия, пробуренные в обсадных трубах, или секцию, вырезанную в обсадной трубе. По завершении работ система извлекается, и система направляющего механизма достается, и скважина вновь готова возвратиться к добыче.The side channel jet drilling unit is lowered and fixed again in a predetermined guide mechanism system, which is fixed, for example, by packers or anchors at the design depth and location in the wellbore. With the same manipulation of coiled tubing, a flexible hose with a pulse generator and a jet nozzle again sits down, jet drills and rotates by means of a guiding mechanism to re-enter holes drilled in the casing, or a section cut in the casing. Upon completion of the work, the system is removed, and the guide mechanism system is acquired, and the well is again ready to return to production.
Сущность полезной модели поясняется чертежами, на которых представлено:The essence of the utility model is illustrated by drawings, which show:
Фиг.1 - вид в разрезе перемещаемого инструмента резки обсадной трубы, имеющего ориентирующий отклонитель и устройство хвостовика.Figure 1 is a sectional view of a movable casing cutting tool having an orienting deflector and a liner device.
Фиг.2 - вид в разрезе устройства посадки/ориентирования вспомогательного каната.Figure 2 is a sectional view of the landing / orienting device of the auxiliary rope.
Фиг.3 - вид в разрезе по линии 3-3 из Фиг.1.Figure 3 is a sectional view taken along line 3-3 of Figure 1.
Фиг.4 - общий вид, показывающий секцию инструмента гидравлического запора перемещаемого инструмента импульсного струйного гидравлического бурения.Fig. 4 is a perspective view showing a tool section of a hydraulic locking tool for a pulsed hydraulic jet drilling tool.
Фиг.5 - вид в разрезе по линии 4-4 из фиг.1.FIG. 5 is a sectional view taken along line 4-4 of FIG. 1.
Указанные чертежи иллюстрируют только типичный вариант осуществления данного полезной модели и поэтому не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, поскольку для полезной модели допускаются и другие равноэффективные варианты осуществления.These drawings illustrate only a typical embodiment of a given utility model, and therefore should not be construed as limiting its scope, since other equally effective embodiments are allowed for the utility model.
Описание предпочтительного варианта осуществления предлагаемой системы.Description of a preferred embodiment of the proposed system.
На Фиг.1 и 2, в позиции 10 показан компонент резки обсадной трубы, перемещаемый из ствола скважины с помощью колтюбинга 12, которым управляет управляющее оборудование колтюбинга, расположенное на поверхности. Компонент или механизм 10 резки обсадной трубы снабжен внешним трубчатым перемещаемым корпусом 14 с отклонителем или элементом 16 отклоняющего башмака, предоставленным на ее нижнем конце. Внешний перемещаемой корпус может быть выполнен из высококачественной стали, нержавеющей стали или алюминия или может быть выполнен из подходящего полимерного материала, такого как Тефлон (R) или любой из многих подходящих полимерных материалов.1 and 2, at position 10 shows a casing cutting component that is moved from the wellbore using coiled tubing 12, which is controlled by coiled tubing control equipment located on the surface. The casing cutting component or mechanism 10 is provided with an external tubular movable body 14 with a deflector or deflecting shoe element 16 provided at its lower end. The external movable housing may be made of stainless steel, stainless steel or aluminum, or may be made of a suitable polymeric material, such as Teflon (R) or any of many suitable polymeric materials.
Элемент 16 отклоняющего башмака имеет смонтированный с ним направляющий или ориентирующий элементы 70 и 72, имеющий направленный вниз ориентирующий профиль 20. Вытянутый направляющий элемент или "хвостовик" 22 выступает вниз от элемента 16 отклоняющего башмака, чтобы установить надлежащую вращательно фиксируемую связь с устройством посадки/ориентирования вспомогательного каната, показанным в целом позицией 24 на Фиг.2.The deflecting shoe element 16 has a guide or orienting element 70 and 72 mounted with it and having a downward-oriented orientation profile 20. An elongated guide element or “shank” 22 protrudes downward from the deflecting shoe element 16 to establish a proper rotationally fixed connection with the landing / orientation device auxiliary rope, shown generally at 24 in FIG. 2.
В верхнем конце внешнего перемещаемого корпуса 14 установлена конусообразная или в целом коническая секция 25, имеющая центральное отверстие, через которое проходит лифтовая колонна. Направляющий или ориентирующий элементы 70 и 72 в нижней оконечности трубчатого перемещаемого корпуса 14 вращательно регулируется относительно элемента 16 отклоняющего башмака так, чтобы положение отверстий обсадной трубы может быть точно ориентировано по любому желаемому азимуту относительно вращательного профиля ориентирования или направляющего устройства 24 посадки/ориентирования вспомогательного каната. Элемент 16 отклоняющего башмака может быть выполнен из алюминия, нержавеющей стали, тяжелой пластмассы или фторполимера, такого как Тефлон (R).A cone-shaped or generally conical section 25 is installed at the upper end of the external movable housing 14, having a central opening through which the elevator column passes. The guide or orienting elements 70 and 72 at the lower end of the tubular movable housing 14 are rotationally adjustable relative to the deflecting shoe element 16 so that the position of the holes of the casing can be precisely oriented in any desired azimuth relative to the rotational orientation profile or the auxiliary rope landing / orienting guide device 24. The deflecting shoe member 16 may be made of aluminum, stainless steel, heavy plastic, or a fluoropolymer such as Teflon (R).
Отверстия для циркуляции бурения или раствора для завершения скважины могут быть абсолютно открытыми или могут содержать "однонаправленный" клапан, чтобы ограничить направление потока флюида.The holes for circulating the drilling or completion fluid may be completely open or may contain a “unidirectional” valve to restrict the direction of fluid flow.
Во внешнем трубчатом перемещаемом корпусе 14 компонента 10 резки обсадной трубы выполнен гидравлический запорный/извлекающий механизм, показанный позициями 23 и 26. У запорного/извлекающего механизма есть внутренняя запорная структура в форме разнесенных запорных пластин 28 и 30, которые зафиксированы в пределах внешнего трубчатого перемещаемого корпуса 14. Линейно подвижный компонент привода резака для обсадных труб во внешнем перемещаемом корпусе снабжен множеством гидравлически растягивающихся и сокращающихся запорных элементов 32, 34, 36 и 38, которые управляемо подвижны между запертым и освобожденными положениями относительно зафиксированных запорных пластин.In the outer tubular movable body 14 of the casing cutting component 10, a hydraulic shut-off / retrieval mechanism is shown, shown at 23 and 26. The shut-off / retrieve mechanism has an internal shut-off structure in the form of spaced shut-off plates 28 and 30, which are fixed within the outer tubular moveable casing 14. The linearly movable component of the casing cutter drive in the external movable housing is provided with a plurality of hydraulically stretched and contracted locking elements 32, 34, 36 and 38, which are controllably movable between the locked and unlocked positions with respect to the fixed locking plates.
Устройство 24 посадки/ориентирования установлено или зафиксировано посредством одного или более устройств 40 анкера обсадной трубы, которые поддерживаются корпусом 42 анкера.The landing / orienting device 24 is mounted or fixed by one or more casing anchor devices 40, which are supported by the anchor body 42.
Корпус 44 ориентирования посадки вспомогательного каната прикреплен к корпусу 42 анкера и имеет прикрепленный к нему в верхней части направляющий механизм 46, который имеет направленный вверх направляющий профиль 48. Корпус 44 ориентирования посадки также задает резервуар хвостовика, показанный пунктирной линией в позиции 50, который ориентирован для получения элемента 22 хвостовика, показанного в нижней части Фиг.1. Устройство 24 посадки/ориентирования вспомогательного каната управляемо позиционируется в стволе скважины или обсадной трубы так, чтобы у его направляющего профиля 48 была желаемая вращательная ориентация.The auxiliary rope landing orientation housing 44 is attached to the anchor housing 42 and has a guide mechanism 46 attached to it in the upper part, which has an upward guide profile 48. The landing orientation housing 44 also defines a shank reservoir, shown by a dashed line at position 50, which is oriented to obtain the element 22 of the shank shown in the lower part of Figure 1. The auxiliary rope landing / orienting device 24 is controllably positioned in the wellbore or casing so that its guide profile 48 has the desired rotational orientation.
Элемент 16 отклоняющего башмака зафиксирован на трубчатом перемещаемом корпусе 14 и задает направляющий канал 52, имеющий кривую часть, через которую гибкий приводной вал имеет возможность двигаться. Гибкий приводной вал 54 имеет предпочтительно карданный тип, который сформирован сообщающимися жесткими сегментами, и направленно перемещается по кривому направляющему каналу 52 и вращается в направляющем канале. Металлический элемент 58 резки, такой как фреза, бур или другой подходящий резак, прикреплен к крайнему концу гибкого вала 54 и вращается по направлению к обсадной трубе, чтобы фрезеровать или иначе вырезать желаемое ориентированное отверстие для бокового канала в обсадной трубе. Поскольку гибкий приводной вал 54 резака вращается, например, посредством двигателя 60 вращения вала удлиненного в целом цилиндрического приводного элемента 62, гибкий приводной вал 54 резака линейно передвигается в направляющем канале, чтобы контактировать с обсадной трубой и вырезать отверстие в ней. Это движение вала и резака достигается нисходящим движением удлиненного в целом цилиндрического приводного элемента 62 в пределах внешнего корпуса 14. Нисходящее движение или движение вперед приводного вала резака и элемента резака могут быть достигнуты двигателем 60 вращения вала и/или его насосом 64. Двигатель 60 вращения вала является предпочтительно гидравлически приводимым в действие посредством жидкости, которая нагнетается через колтюбинг 12.The deflecting shoe member 16 is fixed to the tubular movable housing 14 and defines a guide channel 52 having a curved portion through which the flexible drive shaft is able to move. The flexible drive shaft 54 is preferably of a gimbal type, which is formed by communicating rigid segments, and directionally moves along the curved guide channel 52 and rotates in the guide channel. A metal cutting member 58, such as a milling cutter, a drill or other suitable cutter, is attached to the extreme end of the flexible shaft 54 and rotates toward the casing to mill or otherwise cut the desired oriented hole for the side channel in the casing. Since the flexible drive shaft 54 of the torch is rotated, for example, by the rotation motor 60 of the shaft of the generally elongated cylindrical drive member 62, the flexible drive shaft 54 of the torch linearly moves in the guide channel to contact the hole and cut the casing. This movement of the shaft and the torch is achieved by the downward movement of the generally elongated cylindrical drive element 62 within the outer casing 14. The downward movement or forward movement of the torch drive shaft and the torch element can be achieved by the shaft rotation motor 60 and / or its pump 64. The shaft rotation motor 60 is preferably hydraulically actuated by means of a fluid that is pumped through coiled tubing 12.
Как показано в нижней части Фиг.1 и в поперечном виде в разрезе Фиг.3, разнесенные пары направляющих и позиционирующих элементов 66 и 68 зафиксированы в трубчатом перемещаемом корпусе 14. Направляющие элементы 70 и 72 прикреплены снаружи удлиненного в целом цилиндрического внутреннего приводного элемента 62 и получены в направляющем или позиционирующем пространстве между парами направляющих и позиционирующих элементов 66 и 68, чтобы сохранять надлежащее рабочее положение внутреннего приводного элемента 62 в трубчатом перемещаемом корпусе 14 для выполнения операции резки обсадных труб и допускать ограниченное линейное движение внутреннего приводного элемента, как требуется для операции резки отверстий обсадной трубы.As shown in the lower part of FIG. 1 and in a transverse sectional view of FIG. 3, spaced pairs of guide and positioning elements 66 and 68 are fixed in a tubular movable housing 14. The guide elements 70 and 72 are attached outside the generally elongated generally cylindrical inner drive element 62 and obtained in the guide or positioning space between the pairs of guide and positioning elements 66 and 68 in order to maintain the proper working position of the internal drive element 62 in the tubular movable housing 14 for perform casing cutting operations and allow limited linear motion of the inner drive member as required for casing hole cutting operations.
Устройство по Фиг.4 включает в себя внешний трубчатый корпус 84, имеющий сужающуюся кверху секцию 86 ограничения, формирующую центральное отверстие 88, в пределах которого расположен нижний конец колтюбинга. Элемент 90 соединения трубы соединяет нижний конец колтюбинга с верхним концом генератора импульсов 92. Генератор импульсов выборочно запирается во внешнем перемещаемом корпусе 84 запорным механизмом, который может быть по существу идентичным запорному механизму, показанному на Фиг.1. Система 80 струйного бурения боковых каналов запускается в ствол скважины на колтюбинге с генератором импульсов, который неподвижен в пределах внешнего трубчатого перемещаемого корпуса или корпуса 84, как показано на Фиг.4. Запорный механизм генератора импульсов включает в себя пару запорных пластин 94 и 96, которые установлены в разнесенном отношении во внешнем перемещаемом корпусе 84. Генератор импульсов 92 снабжен гидроприводными растягивающимися и сжимающимися запорными элементами 98 и 100, которые вытягивают, чтобы допустить нисходящее линейное передвижение генератора импульсов в пределах перемещаемого корпуса 84. Генератор импульсов разработан, чтобы получать жидкость для струйного бурения канала из колтюбинга 82, или в альтернативе может получать жидкость для струйного бурения из кольцевого пространства между колтюбингом и обсадной трубой.The device of FIG. 4 includes an outer tubular body 84 having an upwardly tapering restriction section 86 forming a central opening 88 within which a lower end of the coiled tubing is located. A pipe connection member 90 connects the lower end of the coiled tubing to the upper end of the pulse generator 92. The pulse generator is selectively locked in the external movable housing 84 by a locking mechanism, which may be substantially identical to the locking mechanism shown in FIG. The side channel jet drilling system 80 is launched into the wellbore by coiled tubing with a pulse generator that is stationary within the outer tubular movable housing or housing 84, as shown in FIG. 4. The locking mechanism of the pulse generator includes a pair of locking plates 94 and 96, which are spaced apart in the external movable housing 84. The pulse generator 92 is equipped with hydraulically-driven stretching and compressing locking elements 98 and 100, which are pulled out to allow downward linear movement of the pulse generator in within the movable housing 84. The pulse generator is designed to receive fluid for jet drilling of the channel from coiled tubing 82, or in the alternative can receive fluid for jet drilling from the annulus between coiled tubing and casing.
Гибкий шланг 102 высокого давления связан с источником жидкости и проходит вниз от генератора импульсов 92 и имеет длину, допускающую его боковой прогиб и его латеральное прохождение на желаемое расстояние в окружающий подземный пласт. Например, длина гибкого шланга высокого давления может быть приблизительно от 15 метров или меньше до приблизительно 91 метров или больше, в зависимости от назначения по проекту и характера пласта, в котором нужно сформировать боковые каналы. Следовательно, длина внешнего перемещаемого корпуса 84 должна быть достаточной, чтобы обеспечить полное вытягивание гибкого шланга в пределах внешнего перемещаемого корпуса и полного прохождения гибкого шланга при формировании боковых каналов во время операций струйного бурения. По этой причине у внешнего перемещаемого корпуса 84 будет длина больше чем 91 метров, если боковые каналы будут спроектированы, чтобы быть 91 метров в длину. В зависимости от ориентации ствола скважины в глубину пласта, то есть, вертикально или наклонно, боковые каналы могут проходить от ствола скважины горизонтально, или могут быть наклонены вверх или вниз в пласт, окружающий ствол скважины.The high pressure flexible hose 102 is connected to a fluid source and extends downward from the pulse generator 92 and has a length allowing lateral deflection and lateral passage thereof to a desired distance into the surrounding subterranean formation. For example, the length of the high pressure flexible hose may be from about 15 meters or less to about 91 meters or more, depending on the design purpose and the nature of the formation in which the side channels are to be formed. Therefore, the length of the outer movable housing 84 must be sufficient to allow full extension of the flexible hose within the outer movable housing and the full passage of the flexible hose during side channel formation during jet drilling operations. For this reason, the outer movable housing 84 will have a length of more than 91 meters if the side channels are designed to be 91 meters in length. Depending on the orientation of the wellbore into the depth of the formation, that is, vertically or obliquely, the side channels may extend horizontally from the wellbore, or may be tilted up or down into the formation surrounding the wellbore.
В нижней части внешнего перемещаемого корпуса 84 отклоняющий башмак 104 прикреплен к внешнему перемещаемому корпусу резьбовым соединением, болтовым соединением или любыми другими подходящими средствами. Отклоняющий башмак задает верхнюю направляющую секцию 106, имеющую сужающиеся направляющие поверхности 108, которые направляют гибкий шланг высокого давления 102 в направляющий канал 110 шланга. У направляющего канала шланга есть верхняя кривая часть 112 и направляющая секция 114 бокового ориентирования шланга и сопла, которая является предпочтительно по существу прямой и ориентированной по существу горизонтально, как показано на Фиг.4, или наклоненной вверх или вниз согласно намеченной ориентации боковых каналов, которые должна сформировать операция струйного бурения боковых каналов. Отклоняющий башмак 104 снабжен направленным вниз направляющим профилем 105, который соответствует конфигурации направленного вверх направляющего профиля гидравлического запорного/извлекающего механизма 23, 26. Направленный вниз направляющий профиль 105 предпочтительно вращательно приспособлен так, чтобы направляющая секция 114 бокового ориентирования шланга и сопла могла быть точно вращательно ориентирована согласно желаемой ориентации бокового канала.At the bottom of the external movable housing 84, the deflecting shoe 104 is attached to the external movable housing by a threaded connection, a bolted connection, or any other suitable means. The deflector shoe defines an upper guide section 106 having tapered guide surfaces 108 that guide the high pressure flexible hose 102 into the guide channel 110 of the hose. The hose guide channel has an upper curve 112 and a guide section 114 for lateral orientation of the hose and nozzle, which is preferably substantially straight and oriented substantially horizontally, as shown in FIG. 4, or tilted up or down according to the intended orientation of the side channels, which should form a side-stream jet drilling operation. The deflector shoe 104 is provided with a downwardly directed guide profile 105, which corresponds to the configuration of the upwardly directed guide profile of the hydraulic locking / retrieval mechanism 23, 26. The downwardly directed guide profile 105 is preferably rotationally adapted so that the guide section 114 of the lateral orientation of the hose and nozzle can be accurately rotationally oriented according to the desired orientation of the side channel.
В нижнем наконечнике гибкого шланга высокого давления 102 имеется струйное сопло 116, имеющее ориентированные назад отверстия 118 для струи и по меньшей мере одно направленное вперед отверстие 120 для продувки канала. Ориентированные назад отверстия 118 для струи обеспечивают реактивную силу во время операций струйного бурения для приводной тяги гибкого шланга струйного сопла, чтобы втягивать его в боковой канал, формируемый струей, и также служат, чтобы смывать обломки от формирования бокового канала. Направленное вперед отверстие 120 для продувки служит, чтобы направить импульсную струю среды жидкости высокого давления по направлению к материалу пласта, гидравлически продувая материал и формируя боковой канал. Струйное сопло 116 может вращательным образом прикреплено к гибкому шлангу высокого давления 102 так, чтобы его вращение на основе струйной жидкости, вместе с пульсацией струи жидкости высокого давления, вызывает по существу прямое направление струйного сопла, поскольку пласт разрушается струйной продувкой.At the lower tip of the high pressure flexible hose 102, there is a jet nozzle 116 having backward oriented jet openings 118 and at least one forward-directed channel purge hole 120. The rearward oriented jet openings 118 provide reactive force during jet drilling operations to drive the flexible hose of the jet nozzle to draw it into the side channel formed by the jet, and also serve to flush debris from the formation of the side channel. The forward purge hole 120 serves to direct a pulsed stream of high pressure fluid medium toward the formation material, hydraulically blowing the material and forming a side channel. The jet nozzle 116 may be rotationally attached to the flexible high pressure hose 102 so that its rotation based on the jet liquid, together with the pulsation of the jet of high pressure liquid, causes a substantially forward direction of the jet nozzle since the formation is destroyed by the jet purge.
Как упомянуто выше, считается невыгодным предоставлять насосное оборудование на поверхности и нагнетать жидкость для струйного бурения под высоким давлением в колонну трубопровода или колонну колтюбинга для струйного формирования боковых каналов. Этот недостаток был преодолен посредством предоставления генератора 92 импульсов, который расположен достаточно близко к подземному пласту, где множество боковых каналов должны быть сформированы струей. Генератор импульсов увеличивает или усиливает давление струи жидкости и развивает импульсное давление струи жидкости. Струя жидкости с очень высоким импульсным давлением выходит из струйного сопла 116-120 и существенно ударяет по материалу пласта, вызывая быстрое размывание бокового канала в пласте, причем длина бокового канала определяется по длине гибкого шланга высокого давления 102 и свойствам материала пласта. Струйное сопло имеет такие длину и характер, чтобы гарантировать, что получающийся боковой канал является по существу прямым и ориентирован как определено ориентацией по существу прямой боковой части на 114 из направляющего канала 110 шланга.As mentioned above, it is considered unprofitable to provide pumping equipment on the surface and to pump high pressure jet drilling fluid into a pipe string or coiled tubing string for jet formation of the side channels. This disadvantage was overcome by providing a pulse generator 92, which is located close enough to the subterranean formation where a plurality of side channels must be formed by the jet. The pulse generator increases or enhances the pressure of the liquid stream and develops the pulse pressure of the liquid stream. A liquid jet with a very high pulse pressure exits the jet nozzle 116-120 and significantly impacts the formation material, causing rapid erosion of the side channel in the formation, the length of the side channel being determined by the length of the high pressure flexible hose 102 and the properties of the formation material. The jet nozzle is of such length and character as to ensure that the resulting side channel is substantially straight and oriented as determined by the orientation of the substantially straight side on 114 of the hose guide channel 110.
Предлагаемая система работает следующим образом.The proposed system works as follows.
При резке обсадных труб удлиненный в целом цилиндрический внутренний приводной элемент 62 запускается в ствол скважины и садится на направляющий профиль 20 его направляющего или ориентирующего элемента 70 и 72 в ориентированной сцепке с направляющем профилем 48 устройства 44 посадки/ориентирования вспомогательного каната анкера обсадной трубы. С помощью направляющего или ориентирующего элемента 70 и 72, вращательно приспособленного по желанию, металлический резак 58 будет должным образом позиционирован для точной резки отверстия в назначенном положении и ориентации азимута. Приводной элемент 62 затем приводится в действие, чтобы вести гибкий вал 54 карданного типа и перемещать его по направляющему каналу 52-56 на достаточное расстояние для того, чтобы полностью вырезать отверстие в обсадной трубе. Если необходимо множество отверстий обсадной трубы, удлиненный в целом цилиндрический внутренний приводной элемент 62 поднимают, чтобы вытянуть его из устройства резки обсадных труб в пределах его направляющей секции 56 канала 52. Механизм или компонент 10 резки обсадных труб затем поднимают, применяя к колтюбингу подъемную силу, чтобы разъединить направляющие профили 20 и 48. Трубчатый перемещаемый корпус 14 затем вращают в желаемое положение линейной и вращательной циклической операцией и затем опускают, чтобы повторно сцеплять направляющие профили 20 и 40 в другом предварительно выбранном вращательном положении. Вращательное позиционирование трубчатого перемещаемого корпуса 14 и проведение операции резки металла может быть проведено многократно, чтобы формировать желаемое число отверстий обсадной трубы согласно проекту боковых каналов для отдельной скважины, не извлекая устройство из скважины между каждой операцией резки металла. Эта возможность существенно экономит время и затраты по сравнению с процессами резки обсадных труб и струйного бурения боковых каналов, которые в настоящее время доступны.When cutting the casing, the elongated generally cylindrical inner drive element 62 is launched into the wellbore and sits on the guide profile 20 of its guide or orienting element 70 and 72 in an oriented coupling with the guide profile 48 of the landing / orienting device of the auxiliary casing anchor rope 44. Using the guide or orienting member 70 and 72, rotationally adapted as desired, the metal cutter 58 will be properly positioned to precisely cut the hole in the designated position and azimuth orientation. The drive element 62 is then actuated to drive the gimbal type flexible shaft 54 and move it along the guide channel 52-56 to a sufficient distance to completely cut out the hole in the casing. If multiple casing holes are needed, the elongated generally cylindrical inner drive member 62 is lifted to pull it from the casing cutter within its guide section 56 of channel 52. The casing cutter or component 10 is then lifted by applying lifting force to the coiled tubing, to separate the guide profiles 20 and 48. The tubular movable housing 14 is then rotated to the desired position by a linear and rotational cyclic operation and then lowered to re-engage the guide e profiles 20 and 40 in another preselected rotational position. The rotational positioning of the tubular movable body 14 and the metal cutting operation can be performed repeatedly to form the desired number of casing holes according to the design of the side channels for an individual well without removing the device from the well between each metal cutting operation. This feature significantly saves time and costs compared to the casing and side-stream jetting processes that are currently available.
Для струйного бурения множества боковых каналов из ствола скважины компонент или механизм струйного бурения боковых каналов, показанный в целом позицией 80 на Фиг.4, запускается в ствол скважины на колтюбинге 82 любого желаемого размера. Механизм 80 струйного бурения боковых каналов предусматривает струйное формирование под высоким давлением желаемого числа боковых каналов, соответствующих числу и ориентации отверстий обсадной трубы, которые сформировала система резки обсадной трубы по Фиг.1-4. Чтобы обеспечить струйное бурение бокового канала устройство 24 посадки/ориентирования вспомогательного каната остается установленным и ориентированным в пределах ствола скважины во время извлечения системы резки обсадной трубы. Оно должно быть разъединено из установленного положения оборудованием вспомогательного каната после того, как операция струйного бурения боковых каналов будет завершена. Система 80 струйного бурения боковых каналов должна быть запущена в ствол скважины и должна быть посажена и ориентирована устройством 24 посадки/ориентирования вспомогательного каната.For jet drilling of a plurality of side channels from a wellbore, a component or side channel jet drilling mechanism, generally indicated at 80 in FIG. 4, is launched into the wellbore by coiled tubing 82 of any size desired. The side channel jet drilling mechanism 80 provides for the high pressure jet formation of a desired number of side channels corresponding to the number and orientation of the casing holes that the casing cutting system of FIGS. 1-4 formed. In order to provide side-stream jet drilling, the auxiliary rope landing / orienting device 24 remains installed and oriented within the borehole while removing the casing cutting system. It should be disconnected from the installed position by the auxiliary rope equipment after the side channel jet drilling operation is completed. The lateral channel jet drilling system 80 should be launched into the wellbore and should be planted and oriented by the auxiliary wire landing / orienting device 24.
Формирование бокового канала достигается посредством работы системы 80 струйного бурения боковых каналов в ствол скважины. В случае, если секция ствола скважины для места боковых каналов наклонена, система 80 струйного бурения боковых каналов легко "проталкивается" через наклонную секцию ствола скважины, прилагая силу проталкивания к колтюбингу или возможно также с помощью нагнетания, чтобы обеспечить навравленную сцепку посадки системы 80 струйного бурения боковых каналов с направляющим профилем 48 направляющего механизма 46 корпуса 44 ориентирования посадки. Система 80 струйного бурения боковых каналов посажена с ее направляющим профилем 105 в направляемой сцепке направленным вверх направляющим профилем 48 из корпуса 44 ориентирования посадки из Фиг.2. Во время работы системы 80 струйного бурения боковых каналов запорные элементы 98 и 100 будут приходить в их запертые положения, фиксируя систему струйного бурения боковых каналов по существу неподвижно в вытянутом положении во внешнем трубчатом перемещаемом корпусе 84. После того, как внешний трубчатый перемещаемой корпус помещен на или сцеплен с устройством 24 посадки/ориентирования, со сцепленными направляющими профилями 48 и 105, запорный механизм приводится в действие в разъединенное состояние, таким образом, высвобождая генератор импульсов и гибкий шланг для линейного передвижения во внешнем трубчатом перемещаемом корпусе. Генератор 92 импульсов затем активируется нагнетанием среды струйной жидкости через колтюбинг от поверхности., Пульсирующая струйная жидкость высокого давления проводится от генератора импульсов через гибкий шланг высокого давления 1-2 и извлекается из отверстий 118 и 120 для струи из струйного сопла 116. Струи жидкости из отверстий 118 струйного сопла развивают результирующую силу, тянущую струйное сопло и шланг высокого давления через отверстие обсадной трубы в окружающий пласт.Затем в пласте струйно формируется первый боковой канал, как обсуждалось выше. Поскольку операция струйного бурения канала продолжается, и материал пласта размыт или продут, гибкий шланг будет перемещаться через направляющий канал отклоняющего башмака 104, и генератор импульсов будет перемещаться к отклоняющему башмаку. Операция струйного бурения канала продолжается, пока генератор импульсов не войдет в контакт с отклоняющим башмаком, и гибкий шланг высокого давления проходит на всю длину в пределах окружающего пласта. Гибкий шланг высокого давления затем вытягивают к его исходному положению, применяя подъемную или вытягивающую силу на колтюбинге и перемещают генератор 92 импульсов вверх в запертое положение, показанное на Фиг.5.The formation of the side channel is achieved through the operation of the system 80 of jet drilling of the side channels into the wellbore. If the borehole section is tilted for the side channel location, the lateral channel jet drilling system 80 is easily “pushed” through the inclined section of the borehole by applying a pushing force to the coiled tubing or possibly also by means of injection to provide a directional landing hitch of the 80 jet drilling system side channels with a guide profile 48 of the guide mechanism 46 of the landing orientation housing 44. The side channel jet drilling system 80 is fitted with its guide profile 105 in the guided hitch, the upward guide profile 48 from the landing orientation housing 44 of FIG. 2. During operation of the side channel jet drilling system 80, the locking elements 98 and 100 will come into their locked position, locking the side channel jet drilling system substantially stationary in the elongated position in the outer tubular movable housing 84. After the outer tubular movable housing is placed on or coupled to the landing / orienting device 24, with the guide profiles 48 and 105 interlocked, the locking mechanism is actuated in a disconnected state, thereby releasing the pulse generator owl and flexible hose for linear movement in an external tubular movable housing. The pulse generator 92 is then activated by injecting the liquid medium through coiled tubing from the surface., The pulsating high-pressure liquid liquid is passed from the pulse generator through the flexible high-pressure hose 1-2 and is removed from the nozzle openings 118 and 120 from the jet nozzle 116. The liquid stream from the holes 118 jet nozzles develop the resulting force pulling the jet nozzle and high pressure hose through the hole of the casing into the surrounding formation. Then, the first side channel is formed in the formation in jet form judged above. As the blast channel drilling operation continues and the formation material is washed out or blown, the flexible hose will move through the guide channel of the deflecting shoe 104, and the pulse generator will move to the deflecting shoe. The channel jet drilling operation continues until the pulse generator comes into contact with the deflector shoe and the high pressure flexible hose extends to its full length within the surrounding formation. The flexible high-pressure hose is then pulled to its original position using lifting or pulling force on the coiled tubing and the pulse generator 92 is moved up to the locked position shown in FIG. 5.
Когда дополнительные боковые каналы должны быть сформированы струей в окружающем пласте, система 80 струйного бурения боковых каналов будет поднята или иначе перемещена с направляющего профиля 48. Поскольку это вытягивающее движение имеет место, система 80 струйного бурения боковых каналов вращается к другому предварительно определенному вращательно направляющему положению направляющим механизмом, имеющим множество положений. Это автоматизированное вращательное направление позиционирует отклоняющий башмак 104 так, чтобы струйное сопло 116 было расположено выровненным образом с другим отверстием для бокового канала из обсадной трубы. Струйное формирование или продувка дополнительного бокового канала затем выполняется из этого вращательно направляемого положения отклоняющий башмак 104, как обозначено выше. Впоследствии процесс, описанный выше, будут повторены для каждого дополнительного бокового канала, который предусмотрен по проекту. Нет необходимости извлекать систему 80 струйного бурения боковых каналов из ствола скважины, пока все боковые каналы не будут сформированы струей или продуты. После того, как последний боковой канал будет закончен, и гибкий шланг высокого давления будет вытянут в отклоняющий башмак 104, затем запорный механизм повторно сцепляется, и тогда может быть приложена сила вытягивания, чтобы извлечь устройство струйного формирования боковых каналов из ствола скважины.When additional side channels must be sprayed in the surrounding formation, the side channel inkjet drilling system 80 will be lifted or otherwise moved from the guide profile 48. Since this pulling movement takes place, the side channel inkjet drilling system 80 rotates to other predetermined rotational guide rails a mechanism having many positions. This automated rotational direction positions the deflector shoe 104 so that the jet nozzle 116 is aligned with the other hole for the side channel from the casing. The blasting or purging of the additional side channel is then performed from this rotationally guided position deflector shoe 104, as indicated above. Subsequently, the process described above will be repeated for each additional side channel that is provided for in the project. There is no need to remove the side channel jetting system 80 from the wellbore until all side channels are sprayed or blown. After the last side channel has been completed and the high pressure flexible hose has been pulled into the deflecting shoe 104, then the locking mechanism is re-engaged, and then a pulling force can be applied to remove the side channel jetting apparatus from the wellbore.
Чтобы закончить резку обсадной трубы и операцию струйного формирования боковых каналов, используют оборудование вспомогательного каната, чтобы разъединить устройство 24 посадки/ориентирования от обсадной трубы и извлечь его на поверхность.In order to complete the cutting of the casing and the side stream jet forming operation, auxiliary rope equipment is used to disconnect the landing / orienting device 24 from the casing and remove it to the surface.
Предлагаемая полезная модель может легко производиться в других конкретных формах без отступления от его сущности и существенных признаков. Указанный вариант осуществления, поэтому, должен рассматриваться лишь как иллюстративный и неограничивающий. Объем полезной модели указан формулой полезной модели, а не предшествующим описанием, и поэтому все изменения, которые попадают в пределы значения и диапазона эквивалентности формулы полезной модели, предназначены охватываться настоящим документом.The proposed utility model can easily be produced in other specific forms without deviating from its essence and essential features. The specified implementation option, therefore, should be considered only as illustrative and non-limiting. The scope of a utility model is indicated by the utility model formula and not by the previous description, and therefore all changes that fall within the range and equivalence range of the utility model formula are intended to be covered by this document.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154582/03U RU119801U1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011154582/03U RU119801U1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU119801U1 true RU119801U1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46938221
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011154582/03U RU119801U1 (en) | 2011-12-29 | 2011-12-29 | SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU119801U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818886C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of well completion in complicated conditions and device for its implementation |
-
2011
- 2011-12-29 RU RU2011154582/03U patent/RU119801U1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818886C1 (en) * | 2023-08-10 | 2024-05-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of well completion in complicated conditions and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8770316B2 (en) | Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores | |
| US6920945B1 (en) | Method and system for facilitating horizontal drilling | |
| US8167060B2 (en) | Apparatus and method for conveyance and control of a high pressure hose in jet drilling operations | |
| US7441595B2 (en) | Method and apparatus for single-run formation of multiple lateral passages from a wellbore | |
| RU2416018C2 (en) | System for positioning drill holes from main borehole of well | |
| US4763734A (en) | Earth drilling method and apparatus using multiple hydraulic forces | |
| CA2724182C (en) | Hydraulic drilling method with penetration control | |
| CA2794324C (en) | Horizontal waterjet drilling method | |
| US8590618B2 (en) | Method and apparatus for single run cutting of well casing and forming subsurface lateral passages from a well | |
| US20070119626A9 (en) | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing | |
| MXPA02007728A (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals. | |
| US20130284440A1 (en) | System, apparatus and method for abrasive jet fluid cutting | |
| US8919441B2 (en) | Method of intersecting a first well bore by a second well bore | |
| US10662744B2 (en) | Lateral drilling system | |
| MXPA04012387A (en) | New and improved method and apparatus involving an integrated or otherwise combined exit guide and section mill for sidetracking or directional drilling from existing wellbores. | |
| US20140174740A1 (en) | Method of intersecting a first well bore by a second well bore | |
| US20090223715A1 (en) | Conductor pipe string deflector and method | |
| RU119801U1 (en) | SYSTEM OF JET FORMING OF A LOT OF LATERAL CHANNELS FROM A WELL OF A WELL HAVING AN ANGLE OF AN INCLINE FROM VERTICAL TO HORIZONTAL | |
| US20060243436A1 (en) | Conductor pipe string deflector and method of using same | |
| US11261695B2 (en) | Systems and methods to remove and re-apply sealant on the annular side of casing | |
| US10837263B2 (en) | Installation apparatus and method | |
| RU2313651C1 (en) | Device for radial reservoir exposing | |
| CN116411801A (en) | Downhole tool for radial drilling of high-temperature well, radial drilling operation system and method | |
| US20100132938A1 (en) | Conductor pipe string deflector and method of using same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE1K | Change of address of a utility model owner | ||
| QB1K | Licence on use of utility model |
Free format text: LICENCE Effective date: 20150923 |
|
| QB9K | Licence granted or registered (utility model) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180609 Effective date: 20180609 |