RU2016125222A - Скважинная система и способ заканчивания скважины - Google Patents
Скважинная система и способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2016125222A RU2016125222A RU2016125222A RU2016125222A RU2016125222A RU 2016125222 A RU2016125222 A RU 2016125222A RU 2016125222 A RU2016125222 A RU 2016125222A RU 2016125222 A RU2016125222 A RU 2016125222A RU 2016125222 A RU2016125222 A RU 2016125222A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production casing
- casing
- main
- inner diameter
- trunk
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 90
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 claims 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Claims (57)
1. Способ заканчивания скважины для комплектования скважинной системы (1) заканчивания скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром в залежи (2) в пласте (3), содержащий следующие этапы:
- пробуривают шпур (4) в пласте;
- вводят направляющую обсадную колонну (5), имеющую внутренний диаметр (Di1) обсадной колонны;
- закрепляют цементом наружную поверхность (6) направляющей обсадной колонны относительно шпура;
- вводят буровую головку (7) в направляющую обсадную колонну;
- пробуривают главный ствол (10), проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть (11) и вторую часть (12), при этом вторая часть содержит конец (14) главного ствола, причем главный ствол имеет внутренний диаметр (Di2) главного ствола,, по существу, равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;
- извлекают буровую головку из главного ствола и направляющей обсадной колонны;
- вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну (9) во вторую часть главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di3);
- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров нижней эксплуатационной обсадной колонны;
- вводят буровую головку в первую часть главного ствола под направляющей обсадной колонной;
- пробуривают боковой ствол (16) из первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр (Di4) бокового ствола, по существу, равный внутреннему диаметру главного ствола;
- извлекают буровую головку из бокового ствола;
- вводят боковую эксплуатационную обсадную колонну (17) полностью в боковой ствол, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di5),, по существу, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны, с обеспечением наличия законченной скважины с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющей одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах, в результате чего при выполнении работ по обслуживанию главной эксплуатационной обсадной колонны обеспечена возможность выполнения работ по обслуживанию также и в боковой эксплуатационной обсадной колонне;
- устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров боковой эксплуатационной обсадной колонны;
- вводят главную эксплуатационную обсадную колонну (18) в первую часть главного ствола, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды главной эксплуатационной обсадной колонны с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di6),, по существу, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны;
- устанавливают затрубные барьеры главной эксплуатационной обсадной колонны; и
- выполняют отверстие (19) в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, обеспечивающее соединение с возможностью передачи текучей среды боковой эксплуатационной обсадной колонны с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что обеспечивается соединение с возможностью передачи текучей среды нижней эксплуатационной обсадной колонны, главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны.
2. Способ заканчивания скважины по п. 1, причем боковой ствол имеет первую часть (23) и вторую часть (24), причем вторая часть содержит конец (25) бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна представляет собой нижнюю боковую эксплуатационную колонну (26), расположенную во второй части бокового ствола, при этом перед этапом, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола, способ содержит следующие этапы:
- пробуривают суббоковой ствол (27), проходящий от первой части бокового ствола, причем суббоковой ствол имеет внутренний диаметр (Di7), по существу равный внутреннему диаметру главного ствола;
- вводят суббоковую эксплуатационную обсадную колонну (28) в суббоковой ствол, причем суб эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di8),, по существу, равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны;
- устанавливают затрубные барьеры суббоковой эксплуатационной обсадной колонны;
- вводят вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну (29), расположенную в первой части бокового ствола; и
- устанавливают затрубные барьеры второй боковой эксплуатационной обсадной колонны.
3. Способ заканчивания скважины по п. 2, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют отверстие (30) во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне напротив суббоковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие обеспечивает соединение с возможностью передачи текучей среды суббоковой эксплуатационной обсадной колонны со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной до или после выполнения этапа, на котором выполняют отверстие в главной эксплуатационной обсадной колонне.
4. Способ заканчивания скважины по п. 2 или 3, в котором этапы, на которых выполняют один или более боковых стволов, один или более суббоковых стволов, один или более вторичных суббоковых стволов и так далее, содержащих эксплуатационные обсадные колонны, выполняют перед выполнением этапа, на котором вводят главную эксплуатационную обсадную колонну в первую часть главного ствола.
5. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором вводят отклонитель (20) для необсаженной скважины в первую часть главного ствола перед тем, как пробуривают боковой ствол.
6. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором разжимают затрубные барьеры путем повышения давления в эксплуатационной обсадной колонне одновременно с этапом или следом за этапом, на котором устанавливают по меньшей мере один из затрубных барьеров.
7. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют гидроразрыв пласта через эксплуатационную обсадную колонну, например нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, перед выполнением этапа, на котором пробуривают боковой ствол.
8. Способ заканчивания скважины по п. 7, в котором этап, на котором осуществляют гидроразрыв эксплуатационной обсадной колонны, выполняют посредством изолирующего инструмента (8), имеющего полую трубу (31) и два окружных затрубных надувных пакера (32), выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.
9. Способ заканчивания скважины по п. 7, в котором этап, на котором вводят нижнюю эксплуатационную обсадную колонну, выполняют посредством изолирующего инструмента (8), имеющего полую трубу (31) и два окружных затрубных надувных пакера (32), выполненных с возможностью изоляции зоны гидроразрыва напротив зоны в пласте, подлежащей гидроразрыву.
10. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, 8 или 9, в котором в нижней эксплуатационной обсадной колонне устанавливают пробку (21) для обеспечения защиты нижней эксплуатационной обсадной колонны в процессе выполнения последующих этапов.
11. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, 8 или 9, дополнительно содержащий этап, на котором собирают эксплуатационную обсадную колонну из множества компонентов (33), имеющих одинаковый внутренний диаметр.
12. Способ заканчивания скважины по любому из п.п. 1-3, 8 или 9, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют узел (69) бокового соединения путем выполнения следующих этапов:
- вводят разжимающий инструмент (70) или изолирующий инструмент (8) по меньшей мере частично в боковую эксплуатационную обсадную колонну, причем инструмент окружен разжимным трубчатым элементом (71), при этом разжимной трубчатый элемент имеет концы, соединенные с разжимным трубчатым элементом, причем инструмент имеет прорезь (72) напротив разжимного трубчатого элемента;
- разжимают разжимной трубчатый элемент путем нагнетания текучей среды под давлением через прорезь до обеспечения прижатия разжимного трубчатого элемента к внутренней поверхности главной эксплуатационной обсадной колонны и боковой эксплуатационной обсадной колонны;
- извлекают инструмент, оставляя разжимной трубчатый элемент в эксплуатационных обсадных колоннах;
- вводят удаляющий инструмент (73) в главную эксплуатационную обсадную колонну;
- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в главной эксплуатационной обсадной колонне;
- удаляют часть разжимного трубчатого элемента, выступающую внутрь в боковой эксплуатационной обсадной колонне;
- пробуривают отверстие в разжимном трубчатом элементе для обеспечения доступа к нижней эксплуатационной обсадной колонне; и
- удаляют удаляющий инструмент из законченной скважины.
13. Скважинная система (1) заканчивания скважины для увеличения добычи углеводородосодержащей текучей среды в залежи (2), причем скважинная система заканчивания скважины выполнена посредством способа заканчивания скважины по любому из п.п. 1-12, при этом скважинная система заканчивания скважины содержит:
- направляющую обсадную колонну (5), введенную в шпур (4) и закрепленную цементом, причем направляющая обсадная колонна имеет внутренний диаметр (Di1) направляющей обсадной колонны;
- главный ствол (10), проходящий от направляющей обсадной колонны, причем главный ствол имеет первую часть (11) и вторую часть (12), при этом вторая часть содержит конец (14) главного ствола, а главный ствол имеет внутренний диаметр (Di2) главного ствола, по существу равный внутреннему диаметру направляющей обсадной колонны;
- нижнюю эксплуатационную обсадную колонну (9), расположенную во второй части главного ствола, причем нижняя эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры (15) и внутренний диаметр (Di3);
- боковой ствол (16), проходящий от первой части главного ствола, причем боковой ствол имеет внутренний диаметр (Di4) бокового ствола;
- боковую эксплуатационную обсадную колонну (17), полностью расположенную в боковом стволе, причем боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр (Di5), при этом боковая эксплуатационная обсадная колонна и нижняя эксплуатационная обсадная колонна образуют законченную скважину с внутренним стволом с неизменным диаметром, имеющую одинаковый внутренний диаметр во всех эксплуатационных обсадных колоннах;
- главную эксплуатационную обсадную колонну (18), расположенную в первой части главного ствола и соединенную с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной, причем главная эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр (Di6), по существу равный внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны; и
- отверстие (19) в главной эксплуатационной обсадной колонне напротив боковой эксплуатационной обсадной колонны, причем указанное отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды боковую эксплуатационную обсадную колонну с главной эксплуатационной обсадной колонной, так что главная эксплуатационная обсадная колонна соединена с возможностью передачи текучей среды с нижней эксплуатационной обсадной колонной;
причем внутренний диаметр бокового ствола, по существу, равен внутреннему диаметру главного ствола, при этом внутренний диаметр боковой эксплуатационной обсадной колонны, по существу, равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.
14. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13, в которой главная эксплуатационная обсадная колонна образована первой главной эксплуатационной обсадной колонной и второй главной эксплуатационной обсадной колонной, причем вторая главная эксплуатационная обсадная колонна расположена в первой части главного ствола между нижней эксплуатационной обсадной колонной и первой главной эксплуатационной обсадной колонной.
15. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, дополнительно содержащая второй боковой ствол, проходящий от первой части главного ствола, и вторую боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во втором боковом стволе, причем вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, при этом внутренний диаметр второй боковой эксплуатационной обсадной колонны, по существу, равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.
16. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, в которой боковой ствол имеет первую часть и вторую часть, причем вторая часть содержит конец бокового ствола, а боковая эксплуатационная обсадная колонна представляет собой нижнюю боковую эксплуатационную обсадную колонну, расположенную во второй части бокового ствола, при этом нижняя боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр, а от первой части бокового ствола отходит суббоковой ствол, причем в суббоковом стволе расположена суббоковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом суббоковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр суббоковой обсадной колонны, причем в первой части бокового ствола расположена вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна, при этом вторая боковая эксплуатационная обсадная колонна имеет затрубные барьеры и внутренний диаметр,, по существу, равный внутреннему диаметру нижней боковой эксплуатационной обсадной колонны;
причем во второй боковой эксплуатационной обсадной колонне выполнено отверстие напротив суббоковой эксплуатационной обсадной колонны, причем отверстие соединяет с возможностью передачи текучей среды суббоковую эксплуатационную обсадную колонну со второй боковой эксплуатационной обсадной колонной, при этом внутренний диаметр суббоковой обсадной колонны, по существу, равен внутреннему диаметру нижней эксплуатационной обсадной колонны.
17. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, в которой эксплуатационные обсадные колонны собраны из множества компонентов, имеющих одинаковый внутренний диаметр, причем компоненты выбраны из группы, содержащей затрубные барьеры, клапаны управления притоком, порты гидроразрыва, модули датчиков, пустые части обсадной колонны или соединения.
18. Скважинная система заканчивания скважины по п. 13 или 14, дополнительно содержащая узел (100, 69) бокового соединения, расположенный частично в главной эксплуатационной обсадной колонне и частично в боковой эксплуатационной обсадной колонне.
19. Скважинная система заканчивания скважины по п. 18, в которой узел бокового соединения содержит разжимной трубчатый элемент, выполненный с возможностью разжимания посредством разжимающего инструмента.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP13197124.4A EP2884042A1 (en) | 2013-12-13 | 2013-12-13 | Downhole completion system and method |
| EP13197124.4 | 2013-12-13 | ||
| PCT/EP2014/077511 WO2015086797A1 (en) | 2013-12-13 | 2014-12-12 | Downhole completion system and method |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016125222A true RU2016125222A (ru) | 2018-01-18 |
| RU2016125222A3 RU2016125222A3 (ru) | 2018-06-06 |
| RU2663840C2 RU2663840C2 (ru) | 2018-08-10 |
Family
ID=49816814
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125222A RU2663840C2 (ru) | 2013-12-13 | 2014-12-12 | Скважинная система и способ заканчивания скважины |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10337292B2 (ru) |
| EP (2) | EP2884042A1 (ru) |
| CN (1) | CN105793518B (ru) |
| AU (1) | AU2014363478B2 (ru) |
| CA (1) | CA2932060A1 (ru) |
| DK (1) | DK3080387T3 (ru) |
| MX (1) | MX2016007247A (ru) |
| MY (1) | MY182362A (ru) |
| RU (1) | RU2663840C2 (ru) |
| WO (1) | WO2015086797A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10424916B2 (en) * | 2016-05-12 | 2019-09-24 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Downhole component communication and power management |
| US10584556B2 (en) * | 2016-12-06 | 2020-03-10 | Saudi Arabian Oil Company | Thru-tubing subsurface completion unit employing detachable anchoring seals |
| EP3379025A1 (en) * | 2017-03-21 | 2018-09-26 | Welltec A/S | Downhole completion system |
| US10774625B2 (en) | 2018-01-19 | 2020-09-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method of producing from a hydrocarbon bearing zone with laterals extending from an inclined main bore |
| US11118404B2 (en) * | 2018-07-25 | 2021-09-14 | Accessesp Uk Limited | System and method for reverse Y-tool bypass |
| US11286743B2 (en) * | 2019-12-13 | 2022-03-29 | Coretrax Americas Ltd. | Wire line deployable metal patch stackable system |
| US11549341B2 (en) | 2020-03-03 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Aggregate multi-lateral maximum reservoir contact well and system for producing multiple reservoirs through a single production string |
| CN113530438A (zh) * | 2020-04-16 | 2021-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种气井氮气钻井管柱安全起下的方法及气井结构 |
| CN111878021B (zh) * | 2020-07-27 | 2022-09-13 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种分支井工具系统及方法 |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US34384A (en) * | 1862-02-11 | Improvement in car-couplings | ||
| US5474131A (en) * | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
| RU2074944C1 (ru) | 1994-06-07 | 1997-03-10 | Тагир Тимерханович Латыпов | Способ проведения и крепления многозабойной скважины |
| MY121129A (en) * | 1999-02-01 | 2005-12-30 | Shell Int Research | Method for creating secondary sidetracks in a well system |
| US20040001654A1 (en) * | 2002-07-01 | 2004-01-01 | Masahiro Kondo | Flexible package having a self-supporting extension for compressible absorbent articles |
| US6848504B2 (en) * | 2002-07-26 | 2005-02-01 | Charles G. Brunet | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
| US20050204900A1 (en) * | 2004-03-17 | 2005-09-22 | Easynotes, Llc | Note collection utility |
| US20050241831A1 (en) * | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Steele David J | Anchor for branch wellbore liner |
| WO2007008947A1 (en) * | 2005-07-08 | 2007-01-18 | Cdx Gas, Llc | Whipstock liner |
| US7343975B2 (en) * | 2005-09-06 | 2008-03-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for stimulating a well |
| RU79935U1 (ru) | 2008-07-29 | 2009-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Конструкция многозабойной скважины для одновременной эксплуатации нескольких пластов разной продуктивности |
| CN103422812B (zh) * | 2013-08-02 | 2015-11-25 | 奥瑞安能源国际有限公司 | 单井眼煤层气多分支水平井钻井及完井方法 |
-
2013
- 2013-12-13 EP EP13197124.4A patent/EP2884042A1/en not_active Withdrawn
-
2014
- 2014-12-12 US US15/103,613 patent/US10337292B2/en active Active
- 2014-12-12 CN CN201480065342.XA patent/CN105793518B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2014-12-12 AU AU2014363478A patent/AU2014363478B2/en not_active Ceased
- 2014-12-12 RU RU2016125222A patent/RU2663840C2/ru active
- 2014-12-12 WO PCT/EP2014/077511 patent/WO2015086797A1/en active Application Filing
- 2014-12-12 MX MX2016007247A patent/MX2016007247A/es active IP Right Grant
- 2014-12-12 CA CA2932060A patent/CA2932060A1/en not_active Abandoned
- 2014-12-12 EP EP14815299.4A patent/EP3080387B8/en active Active
- 2014-12-12 MY MYPI2016000711A patent/MY182362A/en unknown
- 2014-12-12 DK DK14815299.4T patent/DK3080387T3/en active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2014363478B2 (en) | 2017-03-09 |
| MX2016007247A (es) | 2016-08-04 |
| EP3080387B1 (en) | 2018-12-12 |
| RU2016125222A3 (ru) | 2018-06-06 |
| US10337292B2 (en) | 2019-07-02 |
| US20160312584A1 (en) | 2016-10-27 |
| AU2014363478A1 (en) | 2016-07-14 |
| EP3080387B8 (en) | 2019-03-06 |
| CN105793518A (zh) | 2016-07-20 |
| DK3080387T3 (en) | 2019-04-01 |
| MY182362A (en) | 2021-01-20 |
| EP2884042A1 (en) | 2015-06-17 |
| WO2015086797A1 (en) | 2015-06-18 |
| EP3080387A1 (en) | 2016-10-19 |
| RU2663840C2 (ru) | 2018-08-10 |
| CA2932060A1 (en) | 2015-06-18 |
| CN105793518B (zh) | 2019-04-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2016125222A (ru) | Скважинная система и способ заканчивания скважины | |
| US6845820B1 (en) | Completion apparatus and methods for use in hydrocarbon wells | |
| US20130081827A1 (en) | Multizone treatment system | |
| US7699112B2 (en) | Sidetrack option for monobore casing string | |
| WO2017043977A1 (en) | A plugging tool, and method of plugging a well | |
| RU2015120086A (ru) | Способ испытания барьера | |
| RU2682282C2 (ru) | Внутрискважинная система интенсификации | |
| WO2006101606A3 (en) | Method for running tubulars in wellbores | |
| EP2947259A1 (en) | Downhole string for drilling through a low pressure zone | |
| WO2014124247A2 (en) | Fracpoint optimization using icd technology | |
| NO343092B1 (en) | Tandem releasable bridge plug system and a method for setting tandem releasable bridge plugs | |
| US20130192897A1 (en) | Downhole Tool Activation | |
| RU2019100629A (ru) | Скважинная буровая система | |
| MX2020010789A (es) | Sarta de herramientas de remediacion. | |
| US10900332B2 (en) | Extendable perforation in cased hole completion | |
| WO2014138301A3 (en) | Through tubing perpendicular boring | |
| CN108571306B (zh) | 滑套、压裂工具和压裂方法 | |
| US20190284893A1 (en) | Production Tubing Conversion Device and Methods of Use | |
| CN108699894B (zh) | 大口径送入工具快速锁定适配器 | |
| RU2016123344A (ru) | Скважинная эксплуатационная обсадная колонна | |
| US20150034324A1 (en) | Valve assembly | |
| US10519737B2 (en) | Place-n-perf | |
| MX2020007608A (es) | Metodo de terminacion y sistema de terminacion. | |
| CA2966779C (en) | Hydraulic stimulation method and corresponding hydraulic stimulation device | |
| CA2788553C (en) | Method and apparatus for sealing an annulus of a wellbore |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20190312 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |