RU2279522C2 - Multibranch well construction method - Google Patents
Multibranch well construction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279522C2 RU2279522C2 RU2004117354/03A RU2004117354A RU2279522C2 RU 2279522 C2 RU2279522 C2 RU 2279522C2 RU 2004117354/03 A RU2004117354/03 A RU 2004117354/03A RU 2004117354 A RU2004117354 A RU 2004117354A RU 2279522 C2 RU2279522 C2 RU 2279522C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wedge
- casing
- drilling
- well
- wellbore
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к горной отрасли промышленности и предназначено для применения при работах по вскрытию окна в колонне и бурения до проектной глубины нового ствола, разобщения устья дополнительных новых стволов при строительстве многозабойных скважин.The invention relates to the mining industry and is intended for use in work on opening a window in a column and drilling to the design depth of a new trunk, uncoupling the mouth of additional new shafts during the construction of multilateral wells.
Известны отклоняющие компоновки для вскрытия окна в колонне и бурения многозабойных скважин, позволяющие получать заранее задаваемые радиусы кривизны в зависимости от геометрической формы компоновки [1, 2]. Наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек или устанавливаемых на цементный забой.Known deflecting layouts for opening a window in the column and drilling multilateral wells, allowing to obtain predetermined radii of curvature depending on the geometric shape of the layout [1, 2]. The most widespread are deflecting wedges with fixing the hull in the column using dies or mounted on a cement face.
Многообразие конструкций закрепления клиновых устройств связано с отсутствием надежного закрепления отклоняющего инструмента для забуривания дополнительных стволов в обсаженных скважинах. Наиболее сложные аварии связаны с проворотами отклоняющего клина вокруг своей оси. Такие сложные аварии обычно ликвидировать не удается.The variety of structures for securing wedge devices is associated with the lack of reliable securing of a deflecting tool for drilling additional shafts in cased wells. The most complex accidents are associated with turning a deflecting wedge around its axis. Such complex accidents usually cannot be eliminated.
В многозабойных скважинах, сложенных неустойчивыми породами, дополнительные новые стволы обсаживаются хвостовиками. В процессе бурения нового ствола, цементажа и герметизации устья хвостовика имеется ряд технологических и технических нерешенных проблем:In multilateral wells, composed of unstable rocks, additional new shafts are cased with shanks. In the process of drilling a new trunk, cementing and sealing the mouth of the liner, there are a number of technological and technical unsolved problems:
- оседание шлама в первичный ствол в процессе бурения нового дополнительного ствола;- sludge settling into the primary wellbore during the drilling of a new additional wellbore;
- непроизвольное цементирование отклоняющего клина в процессе крепления хвостовика;- involuntary cementing of the deflecting wedge during shank attachment;
- закрепление неустойчивых пород вскрытых окном в колонне первичного ствола с целью исключения обвала и осыпей пород при дальнейшей эксплуатации многозабойной скважины;- fixing of unstable rocks opened by a window in the column of the primary trunk in order to exclude collapse and talus of rocks during further operation of a multilateral well;
- расшатывание верхнего конца хвостовика в процессе эксплуатации и ремонта скважины.- loosening of the upper end of the liner during operation and repair of the well.
Предлагаемое техническое решение направлено: на надежное закрепление отклоняющего клина для вскрытия окна в колонне и герметизации устья хвостовика в процессе строительства каждого нового дополнительного ствола многозабойной скважины, на исключение оседания шлама (пород и металлических стружек) в первичный ствол в процессе бурения нового дополнительного ствола применением вязкопластичных жидкостей.The proposed technical solution is aimed at: securely securing the deflecting wedge to open the window in the column and sealing the mouth of the liner during the construction of each new additional wellbore of a multilateral well, to prevent sludge (rocks and metal chips) from settling into the primary wellbore during drilling of a new additional wellbore using visco-plastic liquids.
Технический результат - возможность извлечения из первичного ствола многозабойной скважины отдельных узлов устройства и при необходимости работ в конкретном дополнительном стволе повторное использование извлеченных узлов из скважины, разобщения устья хвостовика в процессе строительства каждого нового дополнительного ствола многозабойной скважины.The technical result is the ability to extract from the primary wellbore of individual wells of the device units and, if necessary, work in a specific additional wellbore, reuse the extracted nodes from the well, disconnect the mouth of the liner during the construction of each new additional wellbore.
Технический результат достигается применением способа строительства многозабойных скважин, включающем вскрытие окна в обсадной колонне первичного ствола скважины и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием клина-отклонителя, спуск хвостовика с обсадными трубами на устье нового дополнительного ствола скважины и герметизацию устья нового дополнительного ствола скважины. Согласно изобретению низ обсадной колонны первичного ствола скважины оборудуют шлицами и осуществляют посадку извлекаемого посадочного узла на шлицы обсадной колонны первичного ствола скважины, при этом извлекаемый посадочный узел, включающий посадочную обсадную трубу, снабжают внутренними шлицами сверху и наружными снизу, а также вспомогательным клином, который устанавливают на верхнем конце муфты посадочной обсадной трубы, после чего интервал установки извлекаемого посадочного узла заполняют нетвердеющей вязкопластичной жидкостью со статистическим напряжением сдвига, удовлетворяющим условиюThe technical result is achieved by applying the method of constructing multilateral wells, including opening a window in the casing of the primary wellbore and drilling a new additional wellbore to the design depth using a whipstock, lowering the liner with casing at the mouth of the new additional wellbore and sealing the mouth of the new additional wellbore . According to the invention, the bottom of the casing of the primary wellbore is equipped with slots and the retrievable landing unit is planted on the slots of the casing of the primary wellbore, while the extracted landing unit, including the landing casing, is provided with internal slots above and below, as well as an auxiliary wedge, which is installed at the upper end of the sleeve of the casing pipe, after which the installation interval of the extracted casing assembly is filled with a non-hardening viscoplastic fluid Tew with a statistical shear stress satisfying the condition
где θ - статическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости;where θ is the static shear stress of a viscoplastic fluid;
r - радиус шлама-породы, металлических стружек, оседающих в процессе бурения дополнительного нового ствола;r is the radius of the sludge-rock, metal chips deposited in the process of drilling an additional new trunk;
ρn, ρж - соответственно плотности породы, металлических стружек и нетвердеющеи вязкопластичной жидкости;ρ n , ρ W - respectively, the density of the rock, metal chips and non-hardening viscoplastic fluid;
β=18-50 - коэффициент обтекания,β = 18-50 - flow coefficient,
клин-отклонитель оборудуют шлицами в нижней части и посадочной площадкой, угол наклона которой равен углу наклона вспомогательного клина, и после бурения нового дополнительного ствола до проектной глубины извлекают клин-отклонитель из скважины, при герметизации устья нового дополнительного ствола скважины спускают узел для герметизации устья, включающий пакер-отсекатель со средоразделителем, содержащий клин, имеющий отверстия для прохода тампонажной смеси, и вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части, осуществляют нагнетание тампонажной смеси в хвостовик и промывку скважины, после чего вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части разбуривают долотом и после окончания освоения нового дополнительного ствола производят извлечение посадочного узла. the diverter wedge is equipped with slots in the lower part and the landing pad, the inclination angle of which is equal to the angle of inclination of the auxiliary wedge, and after drilling a new additional wellbore to the design depth, the deflector wedge is removed from the well; including a packer-cutter with a medium separator, containing a wedge having openings for the passage of the grouting mixture, and an auxiliary pipe with cuffs in the upper part, forcing grouting the mixture into the liner and flushing the well, after which the auxiliary nozzle with cuffs in the upper part is drilled with a chisel and after the completion of the development of a new additional barrel, the landing unit is removed.
Коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров, рассмотрен в работе Мирзаджанзаде А.Х. «Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче», Баку, 1959 г., стр.58.The flow coefficient, which depends on the shape and size, is considered in the work of Mirzadzhanzade A.Kh. “Issues of hydrodynamics of visco-plastic and viscous liquids in oil production”, Baku, 1959, p. 58.
Частицы породы, оторванные от стенки скважины из известного пласта, под действием силы тяжести в нетвердеющем вязкопластичном растворе встречает сопротивление, величина которого выражается формулой:Rock particles torn from the well wall from a known formation, under the influence of gravity in a non-hardening viscoplastic solution meets resistance, the value of which is expressed by the formula:
где r - радиус оторванной от стенки скважины породы;where r is the radius of the rock torn from the wall of the well;
β - коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров;β is the flow coefficient depending on the shape and size;
η - динамический коэффициент вязкости, кгс·сек/см2 (Пуаз);η is the dynamic coefficient of viscosity, kgf · sec / cm 2 (Poise);
υ - скорость движения твердых частиц;υ is the particle velocity;
θ - статическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости.θ is the static shear stress of a viscoplastic fluid.
В жидкостях падающая порода находится под действием двух противоположных сил. Сверху вниз действует сила тяжести породы f1, которая равна произведению его объема на его плотность - ρn:In liquids, the falling rock is under the action of two opposing forces. From top to bottom, the force of gravity of the rock f 1 acts, which is equal to the product of its volume and its density - ρ n :
где ρn - плотность породы.where ρ n is the density of the rock.
Снизу вверх на породу действует сила выталкивания, которая по закону Архимеда равна массе вытесненной жидкости в объеме породы, с плотностьюFrom bottom to top, a buoyancy force acts on the rock, which, according to the Archimedes law, is equal to the mass of the displaced fluid in the rock volume, with a density
где ρж - плотность вязкопластичной жидкости;where ρ W is the density of a visco-plastic fluid;
тогдаthen
Для обеспечения условия равновесия F1=F2 статическое напряжение сдвига должно бытьTo ensure the equilibrium condition F 1 = F 2 the static shear stress should be
Увеличение плотности вязкопластичной жидкости приводит к снижению скорости осаждения твердых частиц обвалившейся со стенок скважины породы, однако скорость осаждения породы прекращается только с ростом статического напряжения сдвига вязкопластичной жидкости, т.е. когда υ=0.An increase in the density of a viscoplastic fluid leads to a decrease in the rate of deposition of solid particles collapsed from the walls of the well bore, however, the rate of deposition of the rock ceases only with increasing static shear stress of the viscoplastic fluid, i.e. when υ = 0.
Тогда критерием величины статического напряжения сдвига является формулаThen the criterion for the magnitude of the static shear stress is the formula
Плотность пород вскрываемой скважины всегда больше, чем плотность вязкопластичной жидкости. Прекращение движения твердых частиц в жидкости только за счет увеличения плотности вязкопластичной жидкости практически нецелесообразно. Пользуясь формулой 6, можно определить статическое напряжение сдвига нетвердеющего вязкопластичного тампонажного раствора применительно к конкретным скважинным условиям, чтобы скорость осаждения отваливающихся пород была равна нулю.The density of the rocks of an opening well is always greater than the density of a viscoplastic fluid. The cessation of the movement of solid particles in a liquid only by increasing the density of a viscoplastic fluid is practically impractical. Using
Величины статического напряжения сдвига, при которых прекращается осаждение твердых веществ (породы) в нетвердеющих вязкопластичных жидкостях.The values of static shear stress at which the deposition of solids (rocks) in non-hardening viscoplastic fluids ceases.
Реализация временного крепления скважин позволяет решить проблему разобщения пластов в различных горно-геологических условиях при креплении скважин, извлечь колонну обсадных труб после окончания работ по исследованию и эксплуатации скважин.The implementation of temporary well attachment allows to solve the problem of reservoir separation in various mining and geological conditions during well attachment, to extract a casing string after completion of well research and operation.
Выбор рецептуры нетвердеющих смесей для временного тампонирования скважин подробно описан в работе З.М.Шахмаева и В.Р.Рахматуллина «Технология заканчивания скважин» - Уфа, 1996, стр.140.The choice of the formulation of non-hardening mixtures for temporary plugging of wells is described in detail in the work of Z. M. Shakhmaev and V. R. Rakhmatullin “Technology of well completion” - Ufa, 1996, p. 140.
Были исследованы нетвердеющие тампонажные смеси, приготовленные на базе следующих минералов:Non-hardening grouting mixtures prepared on the basis of the following minerals were investigated:
- бентонитовые и кальциевые глины;- bentonite and calcium clays;
- девонская нефть;- Devonian oil;
- дизельное топливо;- diesel fuel;
- поверхностно-активные вещества (НЧК, САБ-1 и др.);- surface-active substances (NPS, SAB-1, etc.);
- различные минеральные соли.- various mineral salts.
Например, временному креплению скважины, в разрезе которой имеются терригенные отложения, отвечают параметры нетвердеющего вязкопластичного тампонажного раствора состава (в граммах):For example, the temporary fastening of a well, in the context of which there are terrigenous deposits, corresponds to the parameters of a non-hardening viscoplastic cement slurry composition (in grams):
Скважинам, в разрезе которых имеются отложения с температурой до -9°С (вечная мерзлота), отвечают параметры нетвердеющих вязкопластичных тампонажных растворов состава (в граммах):Wells, in the context of which there are deposits with temperatures up to -9 ° C (permafrost), correspond to the parameters of non-hardening viscoplastic cement slurries of the composition (in grams):
На фигурах показаны схемы последовательности установки извлекаемого посадочного узла:The figures show a sequence diagram of the installation of the extracted landing node:
фиг.1 - положение шлиц в первичном стволе многозабойной скважины;figure 1 - the position of the slots in the primary trunk of a multilateral well;
фиг.2 - положение извлекаемого посадочного узла после посадки на шлицы в первичном стволе скважины;figure 2 - the position of the extracted landing site after landing on the slots in the primary wellbore;
фиг.3 - заключительное положение оборудования верха посадочного узла после посадки клина для забуривания окна в колонне первичного ствола многозабойной скважины.figure 3 - the final position of the equipment of the top of the landing unit after landing a wedge for drilling a window in the column of the primary trunk of a multilateral well.
1. Обсадная колонна.1. Casing.
2. Башмак.2. Shoe.
3. Разделительная пробка.3. Separation plug.
4. Цемент.4. Cement.
5. Внутренние шлицы в первичном стволе.5. Internal splines in the primary trunk.
6. Посадочная обсадная труба.6. Landing casing.
7. Наружные шлицы посадочной трубы.7. The outer slots of the landing pipe.
8. Внутренние шлицы посадочной трубы.8. The inner slots of the landing pipe.
9. Центратор.9. The centralizer.
10. Вспомогательный клин.10. Auxiliary wedge.
11. Клин-отклонитель для вскрытия окна в колонне первичного ствола.11. Wedge deflector for opening the window in the column of the primary trunk.
12. Шлицы от клина-отклонителя для вскрытия окна в колонне первичного ствола.12. Slots from the whipstock to open the window in the column of the primary trunk.
13. Заполнение извлекаемого посадочного узла вязкопластичной жидкостью.13. Filling the extractable landing site viscoplastic fluid.
На фиг.4-6 - схема установки узла герметизации устья хвостовика.Figure 4-6 is a diagram of the installation of the sealing unit of the shank mouth.
14. Пакер отсекатель со средоразделителем.14. Packer cutter with a medium separator.
15. Клин для закрепления неустойчивых пород, вскрытых окном в обсадной колонне первичного ствола.15. Wedge for fixing unstable rocks, opened by a window in the casing of the primary trunk.
16. Вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части.16. Auxiliary branch pipe with cuffs in the upper part.
На фиг.7 показана компоновка низа обсадной колонны первичного ствола многозабойной скважины, оборудованного шлицам.Figure 7 shows the layout of the bottom of the casing of the primary well of a multilateral well equipped with splines.
Шлицы в обсадной трубе 1 устанавливаются выше патрубка места установки "стоп-кольца" 17.The slots in the
На фиг.8 показана компоновка извлекаемого посадочного узла.On Fig shows the layout of the extracted landing site.
Извлекаемый посадочный узел состоит из обсадной трубы 6, наружных 7 и внутренних 8 шлицов, центраторов 9, вспомогательного клина 10, навернутого на верхнем конце муфты обсадной трубы 6. Длина извлекаемого посадочного узла определяется от места установки шлица низа обсадной колонны первичного ствола до места вскрытия окна в колонне. Спускается на бурильных трубах, оканчивающейся левой резьбой. С помощью магнитного переводника, установленного в колонне бурильных труб, плоскость скоса вспомогательного клина обращается в направлении вскрытия окна в колонне первичного ствола скважины.The extracted landing unit consists of a
После посадки извлекаемого посадочного узла на шлицы обсадной колонны первичного ствола скважины интервал установки извлекаемого посадочного узла заполняется вязкопластичной жидкостью. Затем колонна бурильных труб вращением по часовой стрелке отсоединяется от извлекаемого посадочного узла. Для предотвращения прихвата извлекаемого посадочного узла за счет оседания шлама и металлических стружек в процессе бурения дополнительных новых стволов интервал установки извлекаемого посадочного узла заполняется вязкопластичной жидкостью, со статическим напряжением сдвига, удовлетворяющим следующему условиюAfter the retrievable landing site is planted on the slots of the casing of the primary wellbore, the installation interval of the retrieved landing site is filled with a viscoplastic fluid. The drill pipe string is then rotated clockwise to disconnect from the retrievable landing assembly. To prevent sticking of the recoverable planting unit due to settling of cuttings and metal chips during the drilling of additional new shafts, the installation interval of the reclosable planting unit is filled with a viscoplastic fluid with a static shear stress satisfying the following condition
где θ - статическое напряжение сдвига вязкопластичной жидкости;where θ is the static shear stress of a viscoplastic fluid;
r - радиус шлама породы, металлических стружек, оседающих в процессе бурения дополнительного нового ствола;r is the radius of the sludge of the rock, metal chips deposited in the process of drilling an additional new trunk;
ρn, ρж - соответственно плотности породы, металлических стружек и нетвердеющей вязкопластичной жидкости;ρ n , ρ W - respectively, the density of the rock, metal chips and non-hardening viscoplastic fluid;
β - коэффициент обтекания, зависящий от формы и размеров, по опытным данным Р.И.Шищенко β=18-50.β is the flow coefficient depending on the shape and size, according to the experimental data of R.I. Shishchenko β = 18-50.
Извлекаемый посадочный узел фиксируется с помощью шлицов в первичном стволе скважины и оставляется в колонне на расчетной глубине для вскрытия окна в колонне и бурения нового ствола до проектной глубины.The extracted landing unit is fixed using splines in the primary wellbore and is left in the string at the design depth to open the window in the string and drill a new well to the design depth.
На фиг.9 показан клин-отклонитель для вскрытия окна в колонне.Figure 9 shows the wedge-deflector for opening the window in the column.
Клин-отклонитель для вскрытия окна в колонне состоит из клина-отклонителя 11 с наклонным направлением, сечение полукруглое, наружного шлица на нижней части, а угол посадочной площадки его равен углу вспомогательного клина 10. Клин-отклонитель выполняется извлекаемым из скважины после вскрытия окна в колонне и достижения бурением проектной глубины нового дополнительного ствола в требуемом направлении. Клин-отклонитель поднимают из скважины применением ловильного инструмента (метчика).The deflecting wedge for opening the window in the column consists of a deflecting
На фиг.10-11 показан узел для герметизации устья хвостовика.Figure 10-11 shows a node for sealing the mouth of the shank.
Узел для герметизации устья хвостовика состоит из ствола (обсадной трубы) с отверстиями 18, цилиндра-переходника 19, тарированных предохранительных винтов 20, поршня 21. Поршень с клином 22 удерживается в полости цилиндра-переходника с помощью тарированных предохранительных винтов 20. Клин 22 взаимодействует с внутренней поверхностью резиновых конусообразных манжет 14, на полумуфты 23 ввернуты клин 15 для разобщения неустойчивых пород вскрытых окном в обсадной колонны первичного ствола скважины и вспомогательный патрубок 16 с манжетами в верхней части.The node for sealing the mouth of the liner consists of a barrel (casing) with
Узел для герметизации устья соединяется в нижней части посредством ниппеля с хвостовиком. Хвостовик оборудуется башмаком, обратным клапаном и дополнительно седлом 24 и шаром 25, рассчитанным на определенное давление удержания последнего. Верхняя часть узла соединяется устройством для цементирования хвостовика с предварительным отсоединением бурильной колонны. Смонтированный таким образом узел для герметизации устья хвостовика вместе с обсадными трубами спускается в скважину и устанавливается с точной привязкой по радиоактивному каротажу на устье дополнительного нового ствола, а клин 15 для закрепления неустойчивых пород вскрытых окном в обсадной колонне первичного ствола устанавливается на расчетное место с помощью магнитного переводника, установленного в бурильной колонне.The unit for sealing the mouth is connected in the lower part by means of a nipple with a shank. The shank is equipped with a shoe, a non-return valve and, optionally, a
Далее восстанавливается циркуляция бурового раствора. При посадке шара 25 на седло 24 фиксируется повышение давления в колонне, обеспечивается срабатывание пакерующего элемента при давлении 45-50 кгс/см2. При достижении в колонне давления 75-95 кгс/см2, гарантирующего срез винтов клина 22, в результате происходит движение клина 22 и восстановление циркуляции через пакер-отсекатель со средоразделителем. Шар 25 с седлом 24 падает на ловитель 26. Далее производится закачка тампонажной смеси и другие работы по утвержденной технологии предприятия-потребителя.Further, the circulation of the drilling fluid is restored. When the
При нагнетании расчетного объема тампонажной смеси в хвостовик тампонажная смесь проходит через башмак хвостовика, отверстия в клине 22 пакерующего элемента (вход), средоразделитель пакерующего элемента и попадает в пространство между стенками вспомогательного патрубка 16 с манжетами в верхней части и бурильной колонны, затем в обсадную колонну первичного ствола многозабойной скважины. Затем, лишняя тампонажная смесь с помощью прямой или обратной промывки полностью вымывается из обсадной колонны первичного ствола многозабойной скважины.When the calculated volume of the grouting mixture is injected into the liner, the grouting mixture passes through the liner shoe, the holes in the
После окончания затвердения тампонажной смеси вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части разбуривается долотом.After the hardening of the grouting mixture is completed, the auxiliary branch pipe with cuffs is drilled in the upper part with a chisel.
Далее после окончания освоения дополнительного нового ствола многозабойной скважины извлекаемый посадочный узел извлекается из скважины и передается предприятию эксплуатирующую многозабойную скважину. Затем происходит повторение работ по подготовке к забуриванию нового дополнительного ствола, применением аналогичных узлов и технологии.Then, after the completion of the development of an additional new multilateral wellbore, the extracted landing unit is removed from the well and transferred to the enterprise operating the multilateral well. Then there is a repetition of work on preparing for drilling a new additional barrel, using similar nodes and technology.
Устройство для строительства многозабойных скважин, состоящее из отдельных узлов обеспечивает:A device for the construction of multilateral wells, consisting of separate nodes provides:
- надежность закрепления отклоняющего клина для вскрытия окна в колонне и герметизации устья хвостовика в процессе строительства каждого нового дополнительного ствола многозабойной скважины, удобство в первичном и вторичном использовании отдельных узлов при вскрытии окна в колонне и ремонтных работах и увеличение технологических возможностей применения устройства;- reliability of fixing the deflecting wedge for opening the window in the column and sealing the mouth of the liner during the construction of each new additional multilateral wellbore, convenience in the primary and secondary use of individual nodes when opening the window in the column and repair work and increasing the technological capabilities of the device;
- минимальную металлоемкость устройства, недефицитность используемых материалов;- minimum metal consumption of the device, the scarcity of the materials used;
- простота изготовления и удобства применения.- ease of manufacture and ease of use.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117354/03A RU2279522C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Multibranch well construction method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004117354/03A RU2279522C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Multibranch well construction method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004117354A RU2004117354A (en) | 2005-11-20 |
RU2279522C2 true RU2279522C2 (en) | 2006-07-10 |
Family
ID=35866893
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004117354/03A RU2279522C2 (en) | 2004-06-07 | 2004-06-07 | Multibranch well construction method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2279522C2 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2542070C1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (ООО "РН-УфаНИПИнефть") | Double-hole well operation method |
RU2564290C2 (en) * | 2011-04-21 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Galvanic isolated output element for side hole making |
RU2630332C1 (en) * | 2016-08-16 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of constructing branched well and device for its implementation |
RU2635410C1 (en) * | 2016-08-23 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation |
RU2636608C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for construction of additional well bore of multi-lateral well and device for its implementation |
RU195785U1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | WEDGE-RELIEF FOR CUTTING A SIDE BORE IN A PLUGED WELL |
-
2004
- 2004-06-07 RU RU2004117354/03A patent/RU2279522C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КАЛИНИН А.Г. и др. Бурение наклонных скважин. - М.: Недра, 1990, с. 277-309. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2564290C2 (en) * | 2011-04-21 | 2015-09-27 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Galvanic isolated output element for side hole making |
RU2542070C1 (en) * | 2013-12-06 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (ООО "РН-УфаНИПИнефть") | Double-hole well operation method |
RU2636608C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for construction of additional well bore of multi-lateral well and device for its implementation |
RU2630332C1 (en) * | 2016-08-16 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of constructing branched well and device for its implementation |
RU2635410C1 (en) * | 2016-08-23 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation |
RU195785U1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | WEDGE-RELIEF FOR CUTTING A SIDE BORE IN A PLUGED WELL |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004117354A (en) | 2005-11-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11401777B2 (en) | Through tubing P and A with two-material plugs | |
US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
US5031699A (en) | Method of casing off a producing formation in a well | |
US6371207B1 (en) | Method and apparatus for displacing drilling fluids with completion and workover fluids, and for cleaning tubular members | |
US6158531A (en) | One pass drilling and completion of wellbores with drill bit attached to drill string to make cased wellbores to produce hydrocarbons | |
US6263987B1 (en) | One pass drilling and completion of extended reach lateral wellbores with drill bit attached to drill string to produce hydrocarbons from offshore platforms | |
US7475726B2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
CN101915059B (en) | Process method for well completion at equal borehole diameter | |
US2050970A (en) | Open hole bridger and support | |
US20020023754A1 (en) | Method for drilling multilateral wells and related device | |
CN110043190A (en) | A kind of method of construction of vertical well major diameter chamber | |
EP1218621B1 (en) | Method and plugging material for reducing formation fluid migration in wells | |
CN104563873B (en) | Downhole casing power guide device | |
RU2279522C2 (en) | Multibranch well construction method | |
US6712144B2 (en) | Method for drilling multilateral wells with reduced under-reaming and related device | |
RU2736742C1 (en) | Method of isolating an absorption zone in a constructed well and a device for carrying out insulation | |
CA1218052A (en) | Method for improving cuttings transport in deviated wells | |
US3713488A (en) | Method and apparatus for isolating the bottom of a borehole from an upper formation | |
RU2167273C1 (en) | Method of casing liner installation in well | |
RU2542070C1 (en) | Double-hole well operation method | |
US11643879B2 (en) | Nested drill bit assembly for drilling with casing | |
US5095992A (en) | Process for installing casing in a borehole | |
SU1567761A1 (en) | Method of terminating borehole exposing unsteady productive strata | |
RU2059789C1 (en) | Method of pressure grouting of holes | |
RU2133813C1 (en) | Method for drilling superdeep bore-holes |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100608 |