RU2150567C1 - Способ бурения подземных скважин из обсадной трубы - Google Patents
Способ бурения подземных скважин из обсадной трубы Download PDFInfo
- Publication number
- RU2150567C1 RU2150567C1 RU98109950/03A RU98109950A RU2150567C1 RU 2150567 C1 RU2150567 C1 RU 2150567C1 RU 98109950/03 A RU98109950/03 A RU 98109950/03A RU 98109950 A RU98109950 A RU 98109950A RU 2150567 C1 RU2150567 C1 RU 2150567C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channel
- base plate
- cartridge
- channels
- casing
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 41
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 6
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 4
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
- E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
- E21B23/12—Tool diverters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B41/08—Underwater guide bases, e.g. drilling templates; Levelling thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimizing the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B7/043—Directional drilling for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B7/068—Deflecting the direction of boreholes drilled by a down-hole drilling motor
Abstract
Изобретение относится к области бурения направленных скважин, в частности к бурению дополнительных наклонных стволов из центрального ствола, закрепленного обсадной трубой. Сущность изобретения: при реализации бурения дополнительных скважин из основного ствола посредством опорной плиты, имеющей по меньшей мере два сквозных канала, над плитой размещают ориентирующий поводковый патрон со сквозным каналом и обеспечивают герметичное для жидкости уплотнение между ориентирующим поводковым патроном, обсадной трубой и, по меньшей мере, одним из каналов в опорной плите. Изобретение обеспечивает повышение надежности соединения соответствующих узлов при бурении дополнительных наклонных скважин из основного ствола. 10 з.п. ф-лы, 12 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к способу для бурения множества подземных скважин из заключенной в трубы буровой скважины, а конкретнее к способу бурения подземных скважин через опорную плиту, имеющую по меньшей мере две сквозные скважины и прикрепленную к обсадной трубе, в которых жидкость во время бурения циркулирует к поверхности через обсадную трубу.
Существующий уровень техники
Скважинные каналы все в большей степени бурятся в подземных формациях с ориентацией, намеренно отличающейся от точно вертикальной, с помощью обычной уипстоковой техники или турбобура, т.е. двигателя бурового раствора, установленного в буровой колонне рядом с буровой коронкой. В трещиноватых подземных формациях наклонные скважины используются для увеличения области откачки, определяемой скважиной в подземной формации, и, таким образом, для увеличения выработки углеводородов из подземной формации. Насущной проблемой при использовании обычного уипстока для бурения наклонной скважины является то, что как глубинная, так и радиальная ориентация уипстока устанавливаются, когда уипсток размещен в скважинном канале, и они не могут быть изменены без изъятия уипстока из скважинного канала и изменения его глубинной и/или радиальной ориентации.
Скважинные каналы все в большей степени бурятся в подземных формациях с ориентацией, намеренно отличающейся от точно вертикальной, с помощью обычной уипстоковой техники или турбобура, т.е. двигателя бурового раствора, установленного в буровой колонне рядом с буровой коронкой. В трещиноватых подземных формациях наклонные скважины используются для увеличения области откачки, определяемой скважиной в подземной формации, и, таким образом, для увеличения выработки углеводородов из подземной формации. Насущной проблемой при использовании обычного уипстока для бурения наклонной скважины является то, что как глубинная, так и радиальная ориентация уипстока устанавливаются, когда уипсток размещен в скважинном канале, и они не могут быть изменены без изъятия уипстока из скважинного канала и изменения его глубинной и/или радиальной ориентации.
Кроме того, скважины, пробуренные с буровых платформ в открытом море, обычно наклонены для увеличения числа скважин, которые могут быть пробурены и обустроены с одной платформы. Буровые платформы в открытом море, которые используются для бурения и обустройства скважин в подземных формациях под большим слоем воды, различаются по размеру, структуре и стоимости в зависимости от глубины воды и несущих, на которых будет установлена платформа. Например, платформа может быть сконструирована так, чтобы поддерживаться частично одной опорой или кессоном, который протянут до океанского дна, или восемью такими опорами или кессонами. Стоимость таких буровых платформ в открытом море меняется от 5 до 500 миллионов долларов. Каждая буровая платформа в открытом море снабжена установленным числом отверстий, через которые наклонные скважины могут быть пробурены или обустроены через обсадные трубы, которые крепятся к платформе обычными методами.
Из-за значительного расхода средств, требуемого для этих платформ в открытом море, были разработаны опорные плиты и способы для бурения и обустройства множественных обсаженных скважин. Во время бурильных операций с использованием таких опорных плит обычный трубный стояк опускается в поверхностную или промежуточную обсадную трубу и вводится в один из каналов, сформированных через опорную плиту. Когда стояк должным образом установлен внутри канала, поверхностная или промежуточная обсадная труба цементируется внутри скважинного канала обычными методами, и обычная буровая колонна, включающая в себя буровую коронку и турбобур, перемещается внутри стояка внутрь канала опорной плиты, тем самым из канала опорной плиты выбуривается поплавковый клапан или пробка и любой цемент. После этого скважинный канал пробуривается буровой колонной обычным образом с буровым раствором и кусочками породы, циркулирующими наверх из скважинного канала к поверхности через стояк. Буровая колонна затем удаляется из стояка, и после того, как скважина оборудуется любыми трубами, стояк удаляется из канала опорной плиты, поворачивается и вводится через опорную плиту в другой канал. Дополнительная скважина может быть затем пробурена и обустроена только что описанным образом. Однако манипуляции со стояком на поверхности по его ведению и извлечению из данного канала через опорную плиту для множественных скважин, которая расположена внутри обсаженного скважинного канала на глубине до 10000 футов и более, и по вращению стояка для введения в другой канал могут быть проблематичными. Таким образом, существует необходимость в способе бурения множества подземных обсаженных скважин через опорную плиту, расположенную внутри обсаженной скважины в подземном положении, которая устраняет необходимость использования стояка для каналов для соединения подповерхностной или находящейся внизу опорной плиты с поверхностью.
Наиболее близким к настоящему изобретению по технической сущности и достигаемому результату при использовании является способ бурения подземных скважин из обсадной трубы, которая протягивается из подземной глубины на поверхность земли и к которой прикреплена находящаяся внизу или подповерхностная опорная плита, имеющая по меньшей мере два сквозных канала, при этом способ включает помещение ориентирующего патрона (кулака 143 с ориентирующим приспособлением) со сквозным каналом над упомянутой опорной плитой (шаблоном) так, что упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон (кулак) находился на одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту (PCT WO 94/05892, МПК 6 E 21 В 7/08, опубл. 1994).
При реализации данного способа бурения были устранены в большей части отмеченные выше недостатки, присущие известным техническим решениям. Однако рассматриваемый способ тем не менее не обеспечивал бурение множества скважин в подземных формациях из обсаженного скважинного канала, при этом используемая схема циркуляции сероводородного сырья на поверхность не обеспечивала герметичного уплотнения между ориентирующим поводковым патроном и одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту.
Технический результат, достигаемый при осуществлении настоящего изобретения, заключается в устранении необходимости в использовании стояка для соединения скважин, пробуренных из обсаженного скважинного канала, а также в обеспечении герметичного уплотнения между соответствующими узлами и механизмами скважинного обустройства. Задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, заключается в создании способа бурения множества скважин в подземной формации из обсаженного скважинного канала.
Поставленная задача с достижением упомянутого выше технического результата решается тем, что в известном способе бурения подземных скважин из обсадной трубы, протягиваемой с подземной глубины на поверхность земли, к которой прикреплена находящаяся внизу или подповерхностная опорная плита, имеющая по меньшей мере два сквозных канала, согласно которому размещают ориентирующий поводковый патрон со сквозным каналом над упомянутой опорной плитой, при этом упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находится по одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, в нем обеспечивают герметичное для жидкости уплотнение между упомянутым ориентирующим поводковым патроном и, соответственно, упомянутой обсадной трубой и упомянутым одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту;
- а также тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутый канал в упомянутом ориентирующем поводковом патроне и через упомянутую обсадную трубу во время бурения первого скважинного канала через один из упомянутых каналов в подземную формацию;
- а также тем, что повторно помещают упомянутый ориентирующий поводковый патрон над упомянутой опорной плитой, при этом упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находится на одной линии с другим из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, обеспечивая герметичное для жидкости уплотнение между упомянутым ориентирующим поводковым патроном и упомянутым другим из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту;
- а также тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутую обсадную трубу во время бурения второго скважинного канала через упомянутый другой из упомянутых каналов и в подземную формацию;
- а также тем, что обеспечивают герметичное для жидкости уплотнение между ориентирующим поводковым патроном и одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, при этом операция уплотнения включает введение части трубного узла, плотно прикрепленного к упомянутому поводковому патрону в упомянутом одном канале со скольжением, а часть упомянутого трубного узла, которая вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты, имеет практически кольцевые уплотнения по своей окружности;
- а также тем, что содержит запирание с возможностью отсоединения упомянутого трубного узла в положение, где упомянутая часть упомянутого трубного узла вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты;
- а также тем, что размечают ориентирующий поводковый патрон над опорной плитой таким образом, чтобы упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находился на одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, причем вводят поводковый патрон в контакт с ключом, прикрепленным к упомянутой обсадной трубе, при этом упомянутый ключ и упомянутый поводковый патрон работают вместе при контакте для размещения на одной линии упомянутого стояка и упомянутого одного из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту;
- а также тем, что первый подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через ориентирующий поводковый патрон и упомянутую опорную плиту;
- а также тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый первый подземный скважинный канал, упомянутый один из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой;
- а также тем, что второй подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и упомянутый другой канал через упомянутую опорную плиту;
- а также тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый второй подземный скважинный канал, упомянутый другой из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой.
- а также тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутый канал в упомянутом ориентирующем поводковом патроне и через упомянутую обсадную трубу во время бурения первого скважинного канала через один из упомянутых каналов в подземную формацию;
- а также тем, что повторно помещают упомянутый ориентирующий поводковый патрон над упомянутой опорной плитой, при этом упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находится на одной линии с другим из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, обеспечивая герметичное для жидкости уплотнение между упомянутым ориентирующим поводковым патроном и упомянутым другим из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту;
- а также тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутую обсадную трубу во время бурения второго скважинного канала через упомянутый другой из упомянутых каналов и в подземную формацию;
- а также тем, что обеспечивают герметичное для жидкости уплотнение между ориентирующим поводковым патроном и одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, при этом операция уплотнения включает введение части трубного узла, плотно прикрепленного к упомянутому поводковому патрону в упомянутом одном канале со скольжением, а часть упомянутого трубного узла, которая вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты, имеет практически кольцевые уплотнения по своей окружности;
- а также тем, что содержит запирание с возможностью отсоединения упомянутого трубного узла в положение, где упомянутая часть упомянутого трубного узла вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты;
- а также тем, что размечают ориентирующий поводковый патрон над опорной плитой таким образом, чтобы упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находился на одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, причем вводят поводковый патрон в контакт с ключом, прикрепленным к упомянутой обсадной трубе, при этом упомянутый ключ и упомянутый поводковый патрон работают вместе при контакте для размещения на одной линии упомянутого стояка и упомянутого одного из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту;
- а также тем, что первый подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через ориентирующий поводковый патрон и упомянутую опорную плиту;
- а также тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый первый подземный скважинный канал, упомянутый один из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой;
- а также тем, что второй подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и упомянутый другой канал через упомянутую опорную плиту;
- а также тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый второй подземный скважинный канал, упомянутый другой из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой.
Краткое описание чертежей
Прилагаемые чертежи, которые включены и составляют часть описания, иллюстрируют выполнение настоящего изобретения и совместно с описанием служат для объяснения принципов изобретения.
Прилагаемые чертежи, которые включены и составляют часть описания, иллюстрируют выполнение настоящего изобретения и совместно с описанием служат для объяснения принципов изобретения.
На чертежах:
фиг. 1 является видом в перспективе одного выполнения устройства по настоящему изобретению, которое включает в себя позиционирующий поводковый патрон и трубный уплотняющий узел и которое используется совместно с подповерхностной или находящейся внизу опорной плитой множественной скважины;
фиг. 2 является видом в перспективе и частично в разрезе узла, показанного на фиг. 1;
фиг. 3 является разверткой и частичным видом в разрезе внешней поверхности позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению;
фиг. 4 является поперечным сечением находящейся внизу или подповерхностной опорной плиты;
фиг. 5 является видом в перспективе и частично в разрезе узла по фиг. 1 и 2, показывающим уплотняющий узел, плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины;
фиг. 6 является видом в перспективе и частично в разрезе другого выполнения узла по настоящему изобретению, показывающим уплотняющий узел, плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины;
фиг. 7 является поперечным сечением еще одного выполнения узла по настоящему изобретению, которое показывает уплотняющий узел как плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины:
фиг. 8 является видом в перспективе позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению, который используется совместно с трубным уплотняющим узлом и подповерхностной опорной плитой для множественной скважины;
фиг. 9 является видом в перспективе отдельных компонентов позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению;
фиг. 10 является схематичной иллюстрацией конфигурации канавки, которая формируется на внешней поверхности уплотняющего узла по настоящему изобретению;
фиг. 11 является поперечным сечением выполнения узла по настоящему изобретению, показанного на фиг. 7, которое показывает уплотняющий узел как удаленный из соединения с каналом подповерхностной опорной плиты для множественной скважины и расположенный на одной линии с другим каналом подповерхностной опорной плиты для множественной скважины; и
фиг. 12 является поперечным сечением узла по настоящему изобретению, показанного на фиг. 7, которое показывает уплотняющий узел как плотно расположенный внутри другого канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины.
фиг. 1 является видом в перспективе одного выполнения устройства по настоящему изобретению, которое включает в себя позиционирующий поводковый патрон и трубный уплотняющий узел и которое используется совместно с подповерхностной или находящейся внизу опорной плитой множественной скважины;
фиг. 2 является видом в перспективе и частично в разрезе узла, показанного на фиг. 1;
фиг. 3 является разверткой и частичным видом в разрезе внешней поверхности позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению;
фиг. 4 является поперечным сечением находящейся внизу или подповерхностной опорной плиты;
фиг. 5 является видом в перспективе и частично в разрезе узла по фиг. 1 и 2, показывающим уплотняющий узел, плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины;
фиг. 6 является видом в перспективе и частично в разрезе другого выполнения узла по настоящему изобретению, показывающим уплотняющий узел, плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины;
фиг. 7 является поперечным сечением еще одного выполнения узла по настоящему изобретению, которое показывает уплотняющий узел как плотно расположенный внутри канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины:
фиг. 8 является видом в перспективе позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению, который используется совместно с трубным уплотняющим узлом и подповерхностной опорной плитой для множественной скважины;
фиг. 9 является видом в перспективе отдельных компонентов позиционирующего поводкового патрона по настоящему изобретению;
фиг. 10 является схематичной иллюстрацией конфигурации канавки, которая формируется на внешней поверхности уплотняющего узла по настоящему изобретению;
фиг. 11 является поперечным сечением выполнения узла по настоящему изобретению, показанного на фиг. 7, которое показывает уплотняющий узел как удаленный из соединения с каналом подповерхностной опорной плиты для множественной скважины и расположенный на одной линии с другим каналом подповерхностной опорной плиты для множественной скважины; и
фиг. 12 является поперечным сечением узла по настоящему изобретению, показанного на фиг. 7, которое показывает уплотняющий узел как плотно расположенный внутри другого канала подповерхностной опорной плиты для множественной скважины.
Подробное описание предпочтительных выполнений
Как показано на фиг. 1, узел по настоящему изобретению, который в общем случае показан позицией 10, выполняет бурение и обустройство множественной скважины посредством находящихся внизу или подповерхностных опорных плит, таких как опорная плита, описанная в патенте США N 5230007, который включен сюда посредством ссылки. Устройство 10 содержит позиционирующий поводковый патрон 11 и трубный уплотняющий узел 40, который прикреплен к поводковому патрону 11 и зависит от него описанным ниже образом. Поводковый патрон 11 снабжен по меньшей мере одним кольцевым уплотнением 12, например уплотнительным(и) кольцом(ами) из молибденового стекла, таким как изготавливаемое фирмой Baker Oil Tools, по его внешней стороне и пазом 14 J-4, сформированным на его наружной поверхности 13.
Как показано на фиг. 1, узел по настоящему изобретению, который в общем случае показан позицией 10, выполняет бурение и обустройство множественной скважины посредством находящихся внизу или подповерхностных опорных плит, таких как опорная плита, описанная в патенте США N 5230007, который включен сюда посредством ссылки. Устройство 10 содержит позиционирующий поводковый патрон 11 и трубный уплотняющий узел 40, который прикреплен к поводковому патрону 11 и зависит от него описанным ниже образом. Поводковый патрон 11 снабжен по меньшей мере одним кольцевым уплотнением 12, например уплотнительным(и) кольцом(ами) из молибденового стекла, таким как изготавливаемое фирмой Baker Oil Tools, по его внешней стороне и пазом 14 J-4, сформированным на его наружной поверхности 13.
Поводковый патрон 11 снабжен сквозным каналом 20 (фиг. 2). Канал 20 имеет первую равномерно сужающуюся часть 22, вторую в основном концентрическую кольцевую часть 23, третью неравномерно сужающуюся часть 24 и заканчивается частью 25 со смещенной осью. В общем случае в поводковом патроне 11 выполнен кольцевой профиль 19 рядом со второй кольцевой частью 23 канала 20. Нижняя часть поводкового патрона 11 снабжена винтовой резьбой 26. Трубный уплотняющий узел 40 снабжен сквозным каналом 49, по меньшей мере одним кольцевым уплотнением 42, например уплотнительным(и) кольцом(ами) из молибденового стекла, как изготавливаемые фирмой Baker Oil Tools, и цангой 44 со множеством пальцев 47. Каждый палец наклонен наружу, и соответствующая часть наружной поверхности каждого пальца имеет резьбу. Над цангой 44 наружная поверхность труб 40 снабжена резьбой 41. Поскольку поводковый патрон 11 и трубный узел 40 монтируются вместе перед тем, как сопрягаться с опорной плитой для множественной скважины и прикрепляться в подповерхностном положении внутри скважинного канала, резьбовая секция 41 трубного уплотняющего узла 40 соединяется с внутренней резьбой 26 поводкового патрона 11.
Пример подходящей находящейся внизу или подповерхностной опорной плиты показан на фиг. 4 в общем случае позицией 100 и содержит первую верхнюю секцию 101, удлиненную балку 107 и множество трубных элементов 104. Первая верхняя секция 101 снабжена двумя сквозными каналами с нижними резьбовыми секциями 102. Торцевая поверхность 112 первой секции 101 образуется углублениями 115, 116, окружающими пересечение двух каналов. Удлиненная рамка, например двутавровая балка 107 с широкими или с узкими полками прикреплена к другой торцевой поверхности первой секции 101 любым подходящим средством, таким как болты. В общем случае C-образные направляющие 109 прикреплены к двутавровой балке 107 с широкими или узкими полками по ее длине, например, сварными швами. Трубные элементы 104 размещаются через направляющие 109 на каждом торце двутавровой балки 107 с широкими или с узкими полками, и сопрягаются с резьбовыми секциями 102 каналов через первую секцию 101. Направляющие 109 работают в комбинации с удлиненной балкой 107 для ограничения и запрещения движения трубного(ых) элемента(ов) 104, размещенного(ых) через такие направляющие. Различные трубные элементы 104, расположенные на одной стороне двутавровой балки 107 с широкими или с узкими полками, скреплены вместе любым подходящим средством, например муфтой 105 с резьбой. Свободный торец каждого трубного элемента 104 сопряжен с колодкой 106, в которой поплавковый клапан 126 прикреплен к одной из сторон двутавровой балки 107 с широкими или с узкими полками, тогда как в другой торец балки 107 введена пробка 136.
Как показано на фиг. 4, каждый из каналов 120, 130 снабжен первыми секциями 121, 131, вторыми секциями 123, 133 и третьими секциями 125, 135 соответственно. Первые и вторые секции каналов 120, 130 определяют кольцевые уступы 122, 132 между ними, тогда как вторые и третьи секции каналов 120, 130 определяют кольцевые уступы 124, 134 между ними. Каналы 120, 130 могуч быть расположены так, чтобы отклоняться друг от друга от торцевой поверхности 112 по направлению к торцевым поверхностям 114, 113 соответственно. Если располагать их для отклонения, то величина такого отклонения обычно не должна превышать 2o по всей длине опорной плиты 100 и предпочтительно меньше 1o. В выполнении, показанном на фиг. 4, канал 130 короче канала 120 для достижения части подземной формации между торцевыми поверхностями 113 и 114, внутри которой буровая колонна, идущая из канала 130, может отклоняться так, чтобы минимизировать возможность помех между скважинными каналами, которые бурятся и обустраиваются в соответствии с настоящим изобретением. Каналы 120 и 130 также могут быть практически идентичными по длине. В другом выполнении одна или обе стороны двутавровой балки 107 с узкими полками может (могут) быть снабжена(ы) уипстоком(ами), прикрепленным(и) к ней ниже канала(ов) 120 и/или 130 любым подходящим средством, таким как сварной шов, чтобы способствовать дальше в минимизации помех между скважинными каналами, пробуренными с использованием опорной плиты 100 в соответствии с настоящим изобретением.
При такой сборке первая секция 101, балка 107 и трубные элементы 104 определяют опорную плиту 100, имеющую два в общем случае цилиндрических сквозных канала 120, 130. Как пример относительных размеров опорной плиты 100, длина первой секции может быть 1,22 метра, балка 107 может быть 9,14 метра и поверхностная или промежуточная обсадная труба 90 может быть 2,44 метра. Там, где каждый канал не длиннее балки 107, длина канала 130, при измерении ото дна первой секции 101 до торцевой поверхности 113, может иметь длину до 9,14 метра или менее, тогда как длина канала 120 при измерении ото дна первой секции 101 до торцевой поверхности 114, может быть до 13,72 метра или менее. Там, где канал 130 выступает за балку 107, длина канала 130 может быть до 1000 метров или более. Канал 120 длиннее, чем канал 130, и при измерении ото дна первой секции 101 до торцевой поверхности 114 может быть длиной до 3048 метров или более в зависимости от формаций, подлежащих бурению и обустройству в соответствии с настоящим изобретением.
Как показано на фиг. 4 и 5, опорная плита 100 предпочтительно прикреплена к секции проводящей, поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 любым подходящим средством, таким как резьба или сварной шов. Обсадная труба 90 снабжена выступающей внутрь собачкой или ключом 92. Наружная поверхность поводкового патрона 11 снабжена пазом 14 J-4, который совместно с ключом 92 работает для ориентирования труб 40 для введения внутрь канала либо 120, либо 130 вышеописанным образом.
При работе опорная плита 100 прикреплена к нижней секции или соединению поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 на поверхности любым подходящим средством, таким как винтовая резьба. Узел 10 опускается внутрь нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90, пока ключи 92 не войдут в контакт с пазом 14 в наружной поверхности поводкового патрона 11. Наклонные поверхности паза 14 заставят поводковый патрон 11 и трубный уплотняющий узел вращаться, пока ключ 92 не примет положение 14а, как показано на фиг. 3. Когда они будут так ориентированы, трубный уплотняющий узел 40 будет расположен на одной линии и внутри канала 120 опорной плиты 100, так что пальцы 47 цанги входят в зацепление с резьбовой секцией 127 канала 120 так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Как показано на фиг. 2 и 5, кольцевое(ые) уплотнение(ия) 12 узла 10 входят в зацепление с внутренней поверхностью нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Предпочтительно, внутренняя поверхность нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 отполирована, чтобы гарантировать цельность уплотнения, сформированного при зацеплении кольцевого(ых) уплотнения(ий) 12 узла 10.
При такой сборке поверхностная или промежуточная обсадная труба 90 располагается внутри скважинного канала 54 путем скрепления обычным образом дополнительных секций или соединений обсадной трубы вместе, когда колонна обсадных труб опускается в скважинный канал, что будет очевидно специалисту. Обсадная труба 90 затем цементируется внутри скважинного канала 54 обычными методами. Обычная буровая колонна, включающая буровую коронку и турбобур (не показаны), опускается внутри обсадной трубы 90 и пропускается через канал 20 с помощью первой и третьей конических частей 22 и 24 и через канал 49 в уплотняющем узле 40 внутрь канала 120 опорной плиты 100, в которой - в случае их наличия - клапан 126 и цемент выбуриваются из канала 120. После этого буровой колонной обычным образом пробуривается первый скважинный канал, что будет очевидно для специалиста, буровой раствор и кусочки породы будут циркулировать наверх из скважинного канала и через каналы 20 и 49 в узле и обсадной трубе на поверхность. Уплотнения 12 и 42 работают для изоляции канала 130 опорной плиты и значительной части внешней поверхности поводкового патрона 11 и уплотняющего узла 40 от циркулирующего бурового раствора. Этот первый скважинный канал может быть пробурен с вертикальной или наклонной ориентацией. После этого буровая колонна вытягивается на поверхность и обсадная труба, которая оборудована подвеской, может быть опущена в первый скважинный канал через каналы 20 и 49 в узле с помощью буровой трубы и прикреплена к опорной плите 100 и зацементирована внутри первого скважинного канала обычными методами.
Буровая колонна оборудована подходящим приспособлением для вытягивания около своего нижнего торца. Буровая колонна опускается внутри обсадной трубы 90 и пропускается через канал 20 с помощью первой и третьей конических частей 22 и 24, пока приспособление для вытягивания не войдет в зацепление с кольцевым выступом 19 в канале 20 узла 10. Буровая колонна затем поднимается, заставляя тем самым пальцы 47 цанги выходить из зацепления с резьбовой секцией 127 канала 120, чтобы позволить поднять узел 10, пока зацепление ключа 92 внутри паза 14 заставляет ориентирующий поводковый патрон 11 автоматически вращаться до тех пор, пока ключ 92 не примет положения 14b внутри паза 14 (фиг. 3). Последующее опускание буровой колонны заставляет поводковый патрон вращаться, пока ключ 92 не окажется в положении 14с внутри паза 14. В такой ориентации трубный уплотняющий узел 40 будет расположен на одной линии с каналом 130 опорной плиты 100 и помещен внутри него, так что пальцы 47 цанги войдут в зацепление с резьбовой секцией 137 канала 130, а уплотнение(я) 42 уплотняющего узла 40 войдет(ут) в зацепление с внутренними стенками первой секции 131 канала 130 так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Как показано на фиг. 2 и 5, кольцевое(ые) уплотнение(ия) 12 поводкового патрона 11 входят в зацепление с внутренней поверхностью нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. После этого буровая колонна используется для выбуривания пробки 136 из канала 130 опорной плиты 100. Буровая колонна проходит через канал 30, и второй скважинный канал пробуривается обычным образом с буровым раствором и кусочками породы, циркулирующими на поверхность из второго скважинного канала и через каналы 20 и 49 в узле и обсадной трубе 90. Уплотнения 12 и 42 работают для изоляции канала 120 шаблона и значительной части внешней поверхности поводкового патрона 11 и уплотняющего узла 40 от циркулирующего бурового раствора. Второй скважинный канал также может быть пробурен с вертикальной или наклонной ориентацией. После этого буровая колонна вытягивается на поверхность. Обсадная труба, которая оборудована подходящей подвеской, затем опускается во второй скважинный канал через каналы 20 и 49 в узле с помощью буровой трубы и прикрепляется к опорной плите 100 и, таким образом, к поверхностной или промежуточной обсадной трубе 90 обычными методами. Обсадная труба может быть зацементирована во втором скважинном канале. Буровая колонна оборудована подходящим приспособлением для вытягивания и опускается внутри обсадной трубы 90, пока приспособление для вытягивания не войдет в зацепление с кольцевым выступом 19 в канале 20. Последующее поднимание буровой колонны заставляет пальцы 47 цанги выходить из зацепления с резьбовой секцией 137 канала 130. Зацепление ключа 92 внутри паза 14 заставляет ключ 92 выходить из зацепления с пазом 14, тем самым позволяя буровой колонне и узлу 10 подниматься на поверхность. Узел 10 может использоваться совместно с находящейся внизу или подповерхностной бурильной опорной плитой множественной скважины для бурения и обустройства множественной скважины с наземных буровых вышек, подводных скважинных головок или платформ в открытом море.
В соответствии с другим выполнением настоящего изобретения, как показано на фиг. 6, поводковый патрон 11 снабжен каналом 30 с резьбой на одном его торце рядом со смещенной по оси частью 25 канала 20. Поводковый патрон 11 и трубный узел 40 смонтированы путем введения в зацепление резьбовой секции 41 трубного уплотняющего узла 40 внутри канала 30 с резьбой поводкового патрона 11. При такой конструкции, когда трубный уплотняющий узел 40 находится на одной линии с каналом 130 опорной плиты 100 и расположен внутри него описанным выше образом со ссылками на фиг. 1-5, канал 20 поводкового патрона 11 будет работать для пропускания буровой колонны внутрь канала 120 опорной плиты 100 во время буровых работ, как описано выше.
Другое выполнение узла по настоящему изобретению показано на фиг. 7. Устройство по настоящему изобретению показано в общем случае позицией 200 и содержит позиционирующий поводковый патрон 211 и трубный уплотняющий узел 240, который прикреплен к поводковому патрону 211 и зависит от него описанным ниже образом. Поводковый патрон 211 снабжен по меньшей мере одним кольцевым уплотнением 212, например уплотнительным(и) кольцом(ами) из молибденового стекла, как изготавливаемым(и) фирмой Baker Oil Tools, по его наружной стороне и пазом 214 J-4, сформированным в его наружной поверхности 213 (фиг. 8). Поводковый патрон 211 также снабжен сквозным каналом 220 с таким изменяющимся диаметром, чтобы определять первый и второй кольцевые уступы 221 и 222. По меньшей мере одно кольцевое уплотнение 223, например, уплотнительное(ые) кольцо(а) из молибденового стекла, такие как изготавливаемые фирмой Baker Oil Tools, выполнено по внешней окружности канала 220 около одного из его торцов. Штифт 215 с увеличенной головочной частью 216 расположен внутри канала 217, который вытянут через поводковый патрон 211 от канала 220 к внешней поверхности 213.
Трубный уплотняющий узел 240 снабжен сквозным каналом 249 и состоит из секций, которые прикреплены друг к другу любым подходящим средством, таким как винтовая резьба, определяя этим в общем случае кольцевой внешний уступ 241. Одна торцевая часть 242 трубного уплотняющего узла 240 увеличена так, чтобы определять кольцевой уступ 244 вокруг внешнего диаметра узла 240. Внутри внутренней поверхности увеличенной торцевой части 242 выполнен скошенный выступ 243, тогда как во внешней поверхности трубного уплотняющего узла 240 посередине его длины выполнен паз 247 (фиг. 10). Паз 218 (фиг. 8) сформирован во внешней поверхности 213 поводкового патрона 211 и предпочтительно имеет в общем случае продольную ориентацию. Запирающий механизм, показанный в общем случае как позиция 250 на фиг. 9, содержит в общем случае цилиндрический корпус 251, имеющий паз или канавку 252, сформированную в одной из его торцевых поверхностей, и язычок или выступ 253, выступающий из его другой торцевой поверхности. Вытянутый стержень 254 расположен внутри паза 252 посередине длины стержня 254. При такой сборке стержень 254 расположен внутри паза 218 в поводковом патроне 211, а корпус 251 расположен внутри канала 228, который вытянут через поводковый патрон 211 от канала 220 к внешней поверхности 213. Предпочтительно, канал 228 не расположен радиально на одной линии с каналом 217, как показано на фиг. 7. Язычок 253 выступает в паз 247 в наружной поверхности трубного уплотняющего узла 240. Когда узел 200 опускается внутрь обсадной трубы 90, которая была предварительно зацементирована внутри скважинного канала 54, язычок 253 первоначально устанавливается в положение 247а в пазу 247. В таком положении стержень 254 сгибается внутри паза 218.
При работе опорная плита 100 прикрепляется к нижней секции или соединению поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 на поверхности любым подходящим средством, таким как винтовая резьба, и поверхностная или промежуточная обсадная труба 90 располагается внутри скважинного канала 54 путем прикрепления обычным образом дополнительных секций или соединений обсадной трубы вместе, когда колонна обсадных труб опускается в скважинный канал, что будет очевидно специалисту. Узел 200 затем опускается внутри нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 с помощью подходящего приспособления, прикрепленного к буровой трубе и находящегося в зацеплении со скошенным выступом 243 во внутренней поверхности увеличенной торцевой части 242. Узел 200 опускается, пока ключи 92 не войдут в контакт с пазом 214 в наружной поверхности поводкового патрона 211. Наклонные поверхности паза 214 заставят поводковый патрон 211 и трубный уплотняющий узел вращаться до тех пор, пока ключ 92 не примет положение 14а, как показано на фиг. 3. Когда они будут так ориентированы, трубный уплотняющий узел 240 будет расположен на одной линии с каналом 120 опорной плиты 100. Как показано на фиг. 10, язычок 253 первоначально устанавливается в положение 247а внутри паза 247 в трубном узле 240 и прикрепляет трубный узел 240 во втянутом положении, как показано на фиг. 11. В таком положении увеличенная часть 216 головки штифта 215 принимается внутри углубления 248 в наружной поверхности узла 240, и уступ 241 снаружи трубного узла 240 войдет в контакт с уступом 222 внутри канала 220 так, чтобы задержать узел 240 внутри канала 220. Движение язычка 253 внутри паза 247 запрещено конфигурацией паза 247. Приложение значительного усилия, например 25000 фунтов/дюйм2 к стержню 254 через буровую трубу (не показана), узел 240, паз 247 и язычок 253 необходимо для того, чтобы превзойти усилия, приложенные к язычку 253 в пазу 247 стержнем 254, изогнутым внутри паза 218, и чтобы позволить стержню 254 двигаться внутрь вытянутой части паза 247. Альтернативно, паз 247а может быть расположен на одной линии с вытянутой частью паза, и головка 216 штифта 215 может быть пружинно нагружена для задержания язычка 253 в нижней части паза 247, пока значительные усилия, например 25000 фунтов/дюйм2, не будут приложены для втягивания головки 216. Узел 240 затем опускается через канал 220 и внутрь канала 120 опорной плиты 100. Уплотнение(я) 245 уплотняющего узла 240 входит(ят) в зацепление с внутренними стенками первой секции 121 канала 120 так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Уступ 242 уплотняющего узла 240 примыкает к уступу 221 канала 220 и создается(ются) уплотнение(ия) 223 для герметичного для жидкости уплотнения. В этом опущенном положении трубный уплотняющий узел 240 загоняет штифт 215 в углубление 94 в стенке обсадной трубы 90 для дальнейшего прикрепления поводкового патрона 211 к обсадной трубе 90. Кроме того, значительные усилия, например 50000 фунтов/дюйм2, должны быть приложены к стержню 254 через буровую трубу, узел 240, паз 247 и язычок 253, чтобы согнуть стержень 254 внутри паза 218 и позволить язычку 253 быть помещенным в пазу 247 в положение 247b. Усилия, необходимые для движения язычка 253 в положение 247b, также освобождает приспособление, которое прикреплено к буровой трубе, от зацепления с выступом 243. Как показано на фиг. 7, кольцевое(ые) уплотнение(ия) 212 узла 200 входят в зацепление с внутренней поверхностью нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной трубы так, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Предпочтительно внутренняя поверхность нижней секции или соединения поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 отполирована, чтобы гарантировать цельность уплотнения, сформированного при зацеплении кольцевого(ых) уплотнения(ий) 212 узла 200. Для специалиста будет очевидно, что паз 214, как используется в этом выполнении узла по настоящему изобретению, будет иметь конфигурацию, одинаковую с конфигурацией паза 14, показанного на фиг. 3, исключая то, что вертикальные части паза 214, которые соответствуют положениям 214а и 214с, будут укорочены, поскольку трубный уплотняющий узел 240 прикреплен к позиционирующему поводковому патрону 211 со скольжением и таким образом может опускаться в зацепление с каналом опорной плиты для множественной скважины, когда поводковый патрон находится на одной линии только что описанным образом.
Буровая колонна с подходящим приспособлением, прикрепленным к ней, поднимается на поверхность, и обсадная труба 90 затем цементируется внутри скважинного канала 54 обычными методами. Обычная буровая колонна, включающая буровую коронку и турбобур (не показаны), опускается внутри обсадной трубы 90 и пропускается через канал 220 с помощью сужающейся части 227 канала 220 и через канал 249 в уплотняющем узле 240 внутрь канала 120 опорной плиты 100, в котором в случае их наличия клапан 126 и цемент выбуриваются из канала 120. После этого первый скважинный канал пробуривается и обустраивается образом, описанным выше со ссылками на фиг. 1-5.
При необходимости предпочтительно располагать узел 200 внутри нижней секции поверхностной или промежуточной обсадной трубы 90 на поверхности так, чтобы уплотнение(я) 245 уплотняющего узла 240 вошло(и) в зацепление с внутренними стенками первой секции 121 канала 120 вышеописанным образом. В этом выполнении поводковый патрон 211 и уплотняющий узел 240 полностью соединены с опорной плитой 100 на поверхности, и поверхностная или промежуточная обсадная труба 90 с опорной плитой 100, прикрепленной к ней, располагается внутри скважинного канала 54 путем прикрепления обычным образом дополнительных секций или соединений обсадной трубы вместе, когда колонна обсадных труб опускается в скважинный канал. В этом случае устраняется необходимость использования буровой трубы, имеющей подходящее приспособление, прикрепленное к ней, для позиционирования узла 200, находящегося внизу внутри опорной плиты 100.
После того как первая скважина пробурена, буровая колонна, которая оборудована подходящим вытягивающим приспособлением, прикрепленным около ее нижнего торца, опускается внутри обсадной трубы 90 и пропускается через канал 230 с помощью конической части 227 и через канал 249 в уплотняющем узле 240, пока вытягивающее приспособление на войдет в зацепление с кольцевым выступом 243 в уплотняющем узле 240. Буровая колонна затем поднимается, пока к стержню 254 не будет приложено значительное давление для его сгибания, разрешая тем самым язычку 253 вращаться и двигаться внутри паза 247. Узел 200 поднимается до тех пор, пока уступ 241 не примкнет к уступу 222 канала 220, заставляя тем самым головку 216 штифта 215 втягиваться в кольцевое углубление 248, которое сформировано в наружной поверхности трубного уплотняющего узла 240, и тем самым позволяя подниматься также и поводковому патрону 211. Зацепление ключа 92 внутри паза 214 заставляет ориентирующий поводковый патрон 211 автоматически вращаться, пока ключ 92 не примет положения 214b (фиг. 3) внутри паза 214. Последующее опускание буровой колонны заставляет поводковый патрон вращаться, пока ключ 92 не займет положения 214с внутри паза 214. В такой ориентации трубный уплотняющий узел 240 будет расположен на одной линии с каналом 130 опорной плиты 100 так, что уплотнение(я) 242 уплотняющего узла 240 войдут в зацепление с внутренними стенками первой секции 131 канала 130 при опускании, чтобы обеспечить герметичное для жидкости уплотнение между ними. Когда уплотняющий узел полностью опущен, штифт 215 будет загнан в зацепление с кольцевым углублением 94 во внутренней поверхности обсадной трубы 90. После этого буровая колонна используется для выбуривания пробки 136 из канала 130 опорной плиты 100. Буровая колонна проходит через канал 130, и второй скважинный канал выбуривается и обустраивается описанным выше образом со ссылками на фиг. 1-5.
Буровая колонна затем поднимается на поверхность, что заставляет вытягивающее приспособление войти в зацепление с выступом 243 трубного уплотняющего узла. Зацепление ключа 92 внутри паза 214 заставляет ключ 92 выйти из зацепления с пазом 214, разрешая тем самым буровой колонне и узлу 200 подниматься на поверхность. Узел 200 может быть использован совместно с находящейся внизу или подповерхностной бурильной опорной плитой множественной скважины для бурения и обустройства множественной скважины с наземных буровых вышек, подводных скважинных головок или платформ в открытом море. Хотя узел по настоящему изобретению проиллюстрирован и описан как используемый совместно с подповерхностной или находящейся внизу опорной плитой, имеющей два сквозных канала, для специалиста будет очевидно, что узел может быть использован с подповерхностной или находящейся внизу опорной плитой, имеющей три или более сквозных каналов. Когда через опорную плиту обеспечено три канала, паз 14 или 214 на внешней поверхности поводкового патрона 11 или 211 будет переустроен образом, который будет очевиден для специалиста, для разрешения вращения поводкового патрона 11 или 211 с приращениями в 120o. Когда через опорную плиту обеспечено более трех каналов, паз 14 или 214 на внешней поверхности поводкового патрона 11 или 211 будет переустроен для разрешения вращения поводкового патрона 11 или 211 с приращениями соответствующих градусов, что будет очевидно для специалиста.
Хотя были описаны и показаны вышеперечисленные предпочтительные выполнения изобретения, понятно, что в них могут быть сделаны изменения и модификации, такие как предложено, и другие, и они попадут в объем изобретения.
Claims (11)
1. Способ бурения подземных скважин из обсадной трубы, протягиваемой с подземной глубины на поверхность земли, к которой прикреплена находящаяся внизу или подповерхностная опорная плита, имеющая по меньшей мере два сквозных канала, согласно которому размещают ориентирующий поводковый патрон со сквозным каналом над упомянутой опорной плитой, при этом упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находится по одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, отличающийся тем, что обеспечивают герметичное для жидкости уплотнение между упомянутым ориентирующим поводковым патроном и соответственно упомянутой обсадной трубой и упомянутым одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутый канал в упомянутом ориентирующем поводковом патроне и через упомянутую обсадную трубу во время бурения первого скважинного канала через один из упомянутых каналов в подземную формацию.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что повторно помещают упомянутый ориентирующий поводковый патрон над упомянутой опорной плитой, при этом упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находится на одной линии с другим из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, обеспечивая герметичное для жидкости уплотнение между упомянутым ориентирующим поводковым патроном и упомянутым другим из по меньшей мер двух каналов через опорную плиту.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что осуществляют циркуляцию жидкости на поверхность через упомянутую обсадную трубу во время бурения второго скважинного канала через упомянутый другой из упомянутых каналов и в подземную формацию.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обеспечивает герметичное для жидкости уплотнение между ориентирующим поводковым патроном и одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, при этом операция уплотнения включает введение части трубного узла, плотно прикрепленного к упомянутому поводковому патрону в упомянутом одном канале со скольжением, а часть упомянутого трубного узла, которая вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты, имеет практически кольцевые уплотнения по своей окружности.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что содержит запирание с возможностью отсоединения упомянутого трубного узла в положение, где упомянутая часть упомянутого трубного узла вводится в упомянутый один канал упомянутой опорной плиты.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что размещают ориентирующий поводковый патрон над опорной плитой таким образом, чтобы упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон находился на одной линии с одним из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, причем вводят поводковый патрон в контакт с ключом, прикрепленным к упомянутой обсадной трубе, при этом упомянутый ключ и упомянутый поводковый патрон работают вместе при контакте для размещения на одной линии упомянутого стояка и упомянутого одного из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту.
8. Способ по п.2, отличающийся тем, что первый подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через ориентирующий поводковый патрон и упомянутую опорную плиту.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый первый подземный скважинный канал, упомянутый один из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой.
10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что второй подземный скважинный канал бурят путем прохождения буровой колонной, включающей буровую коронку, от поверхности через упомянутую обсадную трубу, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и упомянутый другой канал через упомянутую опорную плиту.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что обеспечивают циркуляцию жидкости от поверхности через упомянутую буровую колонну и обратно на поверхность через упомянутый второй подземный скважинный канал, упомянутый другой из по меньшей мере двух каналов через опорную плиту, упомянутый канал через упомянутый ориентирующий поводковый патрон и кольцевое пространство, определяемое между упомянутой буровой колонной и упомянутой обсадной трубой.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/548,565 | 1995-10-26 | ||
| US08/548,565 US5685373A (en) | 1995-07-26 | 1995-10-26 | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98109950A RU98109950A (ru) | 2000-02-20 |
| RU2150567C1 true RU2150567C1 (ru) | 2000-06-10 |
Family
ID=24189419
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98109950/03A RU2150567C1 (ru) | 1995-10-26 | 1996-09-05 | Способ бурения подземных скважин из обсадной трубы |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5685373A (ru) |
| EP (1) | EP0857247B1 (ru) |
| AU (1) | AU6911296A (ru) |
| BR (1) | BR9611256A (ru) |
| CA (1) | CA2233093C (ru) |
| DE (1) | DE69634827D1 (ru) |
| NO (1) | NO316291B1 (ru) |
| RU (1) | RU2150567C1 (ru) |
| WO (1) | WO1997015747A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617658C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-04-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяемый узел с закругленной головкой для использования с отклонителем ствола скважины |
| RU2622561C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-06-16 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Раздвижной переменной длины стыковочный ниппель для использования с устройством отклоняющего клина в стволе скважины |
| RU2626093C2 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-07-21 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Раздвижной стыковочный ниппель для использования с отклоняющим клином в стволе скважины |
| RU2627058C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-08-03 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Регулируемый стыковочный ниппель для использования с устройством отклоняющего клина в стволе скважины |
Families Citing this family (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5944107A (en) | 1996-03-11 | 1999-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
| US6056059A (en) * | 1996-03-11 | 2000-05-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
| US6283216B1 (en) | 1996-03-11 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well |
| GB2315504B (en) * | 1996-07-22 | 1998-09-16 | Baker Hughes Inc | Sealing lateral wellbores |
| US5806614A (en) * | 1997-01-08 | 1998-09-15 | Nelson; Jack R. | Apparatus and method for drilling lateral wells |
| CA2244451C (en) * | 1998-07-31 | 2002-01-15 | Dresser Industries, Inc. | Multiple string completion apparatus and method |
| US6196321B1 (en) * | 1999-01-29 | 2001-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wye block having automatically aligned guide structure |
| US6311776B1 (en) | 1999-04-19 | 2001-11-06 | Camco International Inc. | Dual diverter and orientation device for multilateral completions and method |
| US6209649B1 (en) | 1999-08-10 | 2001-04-03 | Camco International, Inc | Selective re-entry tool for multiple tubing completions and method of using |
| USD434052S (en) * | 1999-11-15 | 2000-11-21 | Equipment Development Company, Inc. | Grinder blade assembly |
| US6615920B1 (en) | 2000-03-17 | 2003-09-09 | Marathon Oil Company | Template and system of templates for drilling and completing offset well bores |
| US7040406B2 (en) * | 2003-03-06 | 2006-05-09 | Tiw Corporation | Subsea riser disconnect and method |
| US6543553B2 (en) | 2001-01-29 | 2003-04-08 | Chevron Nigeria Limited | Apparatus for use in drilling oil and gas production wells or water injection wells |
| WO2003021076A1 (en) * | 2001-08-29 | 2003-03-13 | Fmc Technologies, Inc. | Drilling alignment system |
| US7730965B2 (en) * | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US7066267B2 (en) * | 2003-08-26 | 2006-06-27 | Dril-Quip, Inc. | Downhole tubular splitter assembly and method |
| GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| US8286713B2 (en) * | 2005-05-18 | 2012-10-16 | Argus Subsea, Inc. | Oil and gas well completion system and method of installation |
| GB2451784B (en) | 2006-05-12 | 2011-06-01 | Weatherford Lamb | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| ITMI20081163A1 (it) * | 2008-06-26 | 2009-12-27 | Eni Spa | Apparato per il miglioramento della sicurezza e del recupero dei pozzi e procedimento di installazione dello stesso |
| NO344251B1 (no) * | 2009-04-30 | 2019-10-21 | Smith International | Roterende avlederenhet for selektiv innretting i brønnhull med flere løp |
| US8701775B2 (en) * | 2011-06-03 | 2014-04-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Completion of lateral bore with high pressure multibore junction assembly |
| US9670733B1 (en) * | 2016-01-21 | 2017-06-06 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Subsea multibore drilling and completion system |
| US10941622B2 (en) * | 2019-01-23 | 2021-03-09 | Cameron International Corporation | System and methodology utilizing conductor sharing offset shoe |
| CN110965966B (zh) * | 2019-11-16 | 2022-02-22 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种隔水导管重入斜向器 |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US508635A (en) | 1893-11-14 | Dorus d | ||
| US2211803A (en) * | 1939-08-07 | 1940-08-20 | Wallace A Warburton | Method and equipment for multiple whipstock drilling and lining |
| US4068729A (en) * | 1976-06-14 | 1978-01-17 | Standard Oil Company (Indiana) | Apparatus for multiple wells through a single caisson |
| US4396075A (en) * | 1981-06-23 | 1983-08-02 | Wood Edward T | Multiple branch completion with common drilling and casing template |
| US4415205A (en) * | 1981-07-10 | 1983-11-15 | Rehm William A | Triple branch completion with separate drilling and completion templates |
| US4754817A (en) * | 1982-08-25 | 1988-07-05 | Conoco Inc. | Subsea well template for directional drilling |
| FR2551491B1 (fr) * | 1983-08-31 | 1986-02-28 | Elf Aquitaine | Dispositif de forage et de mise en production petroliere multidrains |
| US4807704A (en) * | 1987-09-28 | 1989-02-28 | Atlantic Richfield Company | System and method for providing multiple wells from a single wellbore |
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5311936A (en) * | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
| US5330007A (en) * | 1992-08-28 | 1994-07-19 | Marathon Oil Company | Template and process for drilling and completing multiple wells |
| US5297638A (en) * | 1992-12-08 | 1994-03-29 | Atlantic Richfield Company | Drivepipe guide and installation method for wells |
| US5560435A (en) * | 1995-04-11 | 1996-10-01 | Abb Vecto Gray Inc. | Method and apparatus for drilling multiple offshore wells from within a single conductor string |
-
1995
- 1995-10-26 US US08/548,565 patent/US5685373A/en not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-09-05 EP EP96929862A patent/EP0857247B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-09-05 AU AU69112/96A patent/AU6911296A/en not_active Abandoned
- 1996-09-05 RU RU98109950/03A patent/RU2150567C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1996-09-05 DE DE69634827T patent/DE69634827D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1996-09-05 BR BR9611256A patent/BR9611256A/pt not_active IP Right Cessation
- 1996-09-05 WO PCT/US1996/014066 patent/WO1997015747A1/en active IP Right Grant
- 1996-09-05 CA CA002233093A patent/CA2233093C/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-04-24 NO NO19981861A patent/NO316291B1/no not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2617658C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-04-25 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Расширяемый узел с закругленной головкой для использования с отклонителем ствола скважины |
| RU2622561C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-06-16 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Раздвижной переменной длины стыковочный ниппель для использования с устройством отклоняющего клина в стволе скважины |
| RU2626093C2 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-07-21 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Раздвижной стыковочный ниппель для использования с отклоняющим клином в стволе скважины |
| RU2627058C1 (ru) * | 2013-07-25 | 2017-08-03 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Регулируемый стыковочный ниппель для использования с устройством отклоняющего клина в стволе скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5685373A (en) | 1997-11-11 |
| NO981861L (no) | 1998-04-24 |
| EP0857247B1 (en) | 2005-06-08 |
| NO981861D0 (no) | 1998-04-24 |
| CA2233093A1 (en) | 1997-05-01 |
| NO316291B1 (no) | 2004-01-05 |
| BR9611256A (pt) | 1999-05-04 |
| WO1997015747A1 (en) | 1997-05-01 |
| MX9801802A (es) | 1998-08-30 |
| DE69634827D1 (de) | 2005-07-14 |
| CA2233093C (en) | 2004-04-06 |
| AU6911296A (en) | 1997-05-15 |
| EP0857247A1 (en) | 1998-08-12 |
| EP0857247A4 (en) | 2000-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2150567C1 (ru) | Способ бурения подземных скважин из обсадной трубы | |
| US5878815A (en) | Assembly and process for drilling and completing multiple wells | |
| RU2135732C1 (ru) | Подземная скважинная система (варианты) | |
| EP0614505B1 (en) | Template and process for drilling and completing multiple wells | |
| US5579829A (en) | Keyless latch for orienting and anchoring downhole tools | |
| US5082069A (en) | Combination drivepipe/casing and installation method for offshore well | |
| USRE38616E1 (en) | Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes | |
| US5615740A (en) | Internal pressure sleeve for use with easily drillable exit ports | |
| EP0996812B1 (en) | Deformed multiple well template and process of use | |
| EP3161249B1 (en) | Multi-lateral well system | |
| US5379838A (en) | Apparatus for centralizing pipe in a wellbore | |
| RU98109950A (ru) | Сборка и способ для бурения и оснащения множества скважин | |
| US6543553B2 (en) | Apparatus for use in drilling oil and gas production wells or water injection wells | |
| US11692407B1 (en) | Systems and methods for a mudline suspension system corrosion cap and running tool with shearing screws | |
| US20230003107A1 (en) | Pressure indication alignment using an orientation port and an orientation slot in a weighted swivel | |
| Brooks et al. | Development & Application of a Through Tubing Multi-Lateral Re-Entry System. | |
| MXPA98001802A (en) | Assembly and process for drilling and completing multip wells | |
| MXPA00002095A (en) | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090906 |