RU2416018C2 - Система установления буровых скважин из основного ствола скважины - Google Patents
Система установления буровых скважин из основного ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2416018C2 RU2416018C2 RU2008122366/03A RU2008122366A RU2416018C2 RU 2416018 C2 RU2416018 C2 RU 2416018C2 RU 2008122366/03 A RU2008122366/03 A RU 2008122366/03A RU 2008122366 A RU2008122366 A RU 2008122366A RU 2416018 C2 RU2416018 C2 RU 2416018C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- working body
- casing
- boreholes
- main wellbore
- borehole
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 53
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 32
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 description 29
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 229910000677 High-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- -1 ferrous metals Chemical class 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000004810 polytetrafluoroethylene Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N Ozone Chemical compound [O-][O+]=O CBENFWSGALASAD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000876443 Varanus salvator Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008263 repair mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Automatic Tool Replacement In Machine Tools (AREA)
Abstract
Настоящее изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к системе, предназначенной для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины. Включает инструмент индексации, содержащий отклонитель индексации и башмак отклонителя; причем башмак отклонителя имеет сквозное отверстие, конфигурированное для приема рабочего органа образования отверстия в обсадной колонне и рабочего органа для образования буровой скважины. Причем отклонитель индексации конфигурирован для направления башмака отклонителя из первой установки, по меньшей мере, ко второй установке для установления отверстий в обсадной колонне и буровых скважин в каждой установке через указанное отверстие. Обеспечивает получение одного или нескольких отверстий в обсадной колонне перед установлением буровых скважин, также обеспечивает перемещение, повторный вход и/или повторный доступ к каждому отверстию обсадной колонны и к каждой буровой скважине. 14 з.п. ф-лы, 9 ил., 1 табл.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ
Настоящая заявка имеет право на преимущество даты подачи ранее поданной 6 декабря 2005 года предварительной заявки №60/742302.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ НАСТОЯЩЕЕ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Заявка, в общем, относится к аппарату, системе и способу установления буровых скважин из основного ствола скважины в буровых работах.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В течение буровых работ часто необходимо бурить одну или более буровых скважин из основного ствола скважины в окружающее образование для стимулирования добычи и увеличения конечной добычи запасов. Обычная технология установления дополнительных буровых скважин предусматривает резку, фрезерование или иное сверление отверстий в обсадной колонне основного ствола скважины с последующим установлением буровых скважин в образование, окружающее основный ствол скважины, через отверстия в обсадной колонне. В настоящее время для установления дополнительных буровых скважин используют различные технологии.
Например, одна технология установления буровых скважин предусматривает отклонение сверла для сверления отверстия в обсадной колонне ствола скважины при использовании устройства бурильной машины вращательного действия и последующее расширение буровой скважины в окружающем образовании при использовании известной технологии гидравлического бурения.
Другая технология предусматривает фрезерование прямоугольной прорези в обсадной колонне скважины при использовании устройства бурильной машины вращательного действия и затем использование скважинного отклонителя для отклонения колонны бурильных труб направленного бурения в окружающее образование.
Другая технология предусматривает сверление отверстия в обсадной колонне ствола скважины при использовании сверлильного устройства, приводимого в движение гидравлическим забойным двигателем, и последующее гидравлическое бурение расширенной буровой скважины в окружающем образовании.
Другая технология предусматривает сверление отверстия в обсадной колонне ствола скважины при использовании устройства бурильной машины вращательного действия и последующее гидравлическое бурение относительно короткого отверстия в целевом образовании.
Другая технология предусматривает гидравлическое бурение сочлененных или горизонтальных буровых скважин в грунте при использовании кольцевого трубопровода в качестве транспортного средства для подачи жидкости высокого давления с поверхности.
Другая технология предусматривает использование гидравлического забойного двигателя, соединенного посредством спиральной пружины со сверлом для прорезания отверстия в обсадной колонне ствола скважины и расширения отверстия на короткое расстояние в окружающем образовании.
К сожалению, каждая из существующих технологий требует, чтобы колонна, включающая в себя сверлильные (бурильные) средства, извлекалась после получения одного отверстия в обсадной колонне ствола скважины для введения узла гидравлического бурения для струйного бурения буровой скважины через отверстие обсадной колонны в окружающем образовании. После этого колонна, включающая в себя сверлильные средства, должна быть снова введена для получения второго отверстия в обсадной колонне. Это требует значительного количества времени для установления множества бурильных скважин.
Другие нежелательные особенности, связанные с этими существующими технологиями, заключаются в том, что (1) установленные буровые скважины не могут быть перемещены, в них нельзя войти повторно и/или они не имеют повторного доступа для стимуляции линейной колонны после переориентации скважинного отклонителя во второе положение для установки буровой скважины; (2) расстояние, до которого буровая скважина может быть установлена, может быть ограничено коротким расстоянием в окружающем образовании; (3) отверстия не могут быть сделаны в обсадной колонне на разных высотах с какой-либо уверенностью возможности повторного входа или повторного доступа к тем самым отверстиям для гидравлического бурения в окружающем образовании; (4) буровые скважины не могут быть установлены на разных высотах с какой-либо уверенностью быть способными к перемещению, повторному входу и/или повторному доступу этих буровых скважин в более позднюю дату; (5) буровые скважины не могут быть установлены на разных вертикальных высотах в одном направлении эшелонированными по высоте; (6) известные скважинные ориентирующие инструментальные средства не могут быть удалены из ствола скважины и затем заменены в подобном положении и ориентации, чтобы обеспечивать возможность (а) предварительно просверленным отверстиям в обсадной колонне ствола скважины и (b) впоследствии установленным буровым скважинам перемещения, повторного входа и/или повторного доступа.
Необходима технология, которая бы обеспечивала возможность получения одного или более отверстий в обсадной колонне ствола скважины перед установлением буровых скважин через эти отверстия в окружающее образование. Также необходима технология, которая бы позволяла перемещение, повторный вход и/или повторный доступ каждого отверстия обсадной колонны и каждой буровой скважины, проходящей через него.
КРАТКОЕ ИЗЛОЖЕНИЕ СУЩНОСТИ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к аппарату для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, соответственно содержащему инструмент индексации, содержащий отклонитель индексации и башмак отклонителя; причем башмак отклонителя соответственно имеет сквозное отверстие, конфигурированное для приема рабочего органа образования буровой скважины; в котором отклонитель индексации конфигурирован для направления башмака отклонителя из первой азимутальной установки, по меньшей мере, ко второй азимутальной установке для установления буровых скважин в каждой азимутальной установке через указанное отверстие; к способам использования аппарата и к способам использования инструмента индексации для установления и доступа буровых скважин.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Фиг.1 - вид сбоку с пространственным разделением деталей инструмента индексации, якоря насосно-компрессорной колонны и спусковой колонны.
Фиг.2 - вид сверху отклонителя индексации в закрепленном положении.
Фиг.3 - вид сбоку внутреннего рабочего органа отклонителя индексации, имеющего J-образный паз, содержащий множество приемных площадок.
Фиг.4 - вид сбоку отклонителя индексации, содержащего сверло для прорезания отверстия в обсадной колонне ствола скважины.
Фиг.5 - вид сбоку отклонителя индексации, содержащего узел гидравлического бурения для установления буровой скважины в образовании, окружающем основной ствол скважины.
Фиг.6 - вид сбоку отклонителя индексации, имеющего паз, имеющий спиральный рисунок.
Фиг.7а - вид сверху множественных радиальных буровых скважин вдоль множественных азимутальных продуктивных скважин, образованных при использовании инструмента индексации, описываемого в этой заявке.
Фиг.7b - изометрическое изображение множественных радиальных буровых скважин вдоль множественных азимутальных продуктивных скважин, образованных при использовании инструмента индексации, описываемого в этой заявке.
Фиг.8 - вид сбоку варианта осуществления инструмента индексации, включающего в себя гидравлическую линию.
ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ НАСТОЯЩЕГО ИЗОБРЕТЕНИЯ
Аппарат, описываемый в этой заявке как «инструмент индексации», может быть конфигурирован для направления рабочего органа образования отверстия обсадной колонны, например сверла, для образования одного или более отверстий в обсадной колонне основного ствола скважины перед направлением рабочего органа образования буровой скважины, например узла гидравлического бурения, через каждое из отверстий с целью установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины. Инструмент индексации, описываемый в этой заявке, может быть конфигурирован так, чтобы каждое из требуемых отверстий обсадной колонны могло быть образовано заблаговременно так, чтобы каждая из требуемых буровых скважин могла быть соответственно установлена последовательно без удаления рабочего органа образования буровой скважины из основного ствола скважины для образования любых дополнительных отверстий в обсадной колонне ствола скважины при использовании рабочего органа образования отверстия обсадной колонны. Инструмент индексации, описываемый в этой заявке, может быть конфигурирован так, чтобы множество буровых скважин могло быть установлено в образовании, окружающем основной ствол скважины (а) вдоль одной или более азимутальных продуктивных скважин и (b) на одной или более плоскостей. До настоящего времени такое требуемое достижение не считалось возможным, и в соответствии с этим аппарат, система и способ, описываемые в этой заявке, обладают патентоспособностью и по этой причине представляют патентоспособные концепции.
В одном аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ образования множества отверстий в обсадной колонне основного ствола скважины перед установлением, по меньшей мере, первой буровой скважины через первое отверстие обсадной колонны.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления всех требуемых буровых скважин через отверстия обсадной колонны до удаления узла гидравлического бурения из основного ствола скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ сверления отверстий в обсадной колонне основного ствола скважины на разных глубинах вдоль основного ствола скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ, в которых каждое отверстие, просверленное в обсадной колонне основного ствола скважины, может быть перемещено, позволять повторный вход и/или повторный доступ для установления буровых скважин и, следовательно, для стимуляции установки сменной гильзы в буровой скважине.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ позиционирования второго набора буровых скважин смежно первому набору буровых скважин вдоль длины основного ствола скважины, причем каждая из буровых скважин направлена перпендикулярно оси основного ствола скважины вдоль обычных азимутальных продуктивных скважин. Такая конфигурация буровой скважины обеспечивает возможность эффективного позиционирования операций по гидравлическому разрыву пласта или кислотной обработке пласта в известном направлении.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ дополнительного обеспечения относительно недорогого выхода основного ствола скважины к угольному пласту или коллектору углеводородов.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ быстрого установления буровых скважин из основного ствола скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, который может оставаться в основном стволе скважины после того, как была установлена каждая из буровых скважин так, чтобы каждая из буровых скважин могла быть перемещена, позволяла повторный вход или повторный доступ в будущем времени.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, который может быть извлечен из основного ствола скважины и затем повторно введен в основной ствол скважины в более позднее время на ту же глубину и ориентацию для обеспечения возможности ранее образованным отверстиям обсадной колонны и ранее установленным буровым скважинам быть перемещенным, иметь повторный вход и/или доступ.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления множества буровых скважин вдоль общей азимутальной установки в совмещении эшелонирования по высоте.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ образования всех требуемых отверстий в обсадной колонне основного ствола скважины на различных глубинах и вдоль различных азимутальных установок и обеспечения последующего установления буровых скважин через каждое из отверстий обсадной колонны.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ повторного входа каждой буровой скважины в будущее время для целей повторной разработки или стимуляции.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, конфигурированный оставаться в основном стволе, сопровождая установление каждой из буровых скважин для перемещения, повторного входа и/или повторного доступа буровых скважин в будущее время.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления буровых скважин вдоль длины секции основного ствола скважины без обсадной колонны последовательным образом, не требуя удаления из ствола скважины рабочего органа образования буровой скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления радиальных буровых скважин с небольшим повреждением или без повреждения образования, окружающего основной ствол скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления множества буровых скважин в разных вертикальных плоскостях вдоль множества азимутальных установок.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, в котором он является рентабельным для оставления инструмента в основном стволе скважины, сопровождая установление буровых скважин для исключения затрат, связанных с удалением инструмента индексации из основного ствола скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, который может быть удален из первого положения в основном стволе скважины посредством устройства ориентирующего башмака и впоследствии возвращен в основной ствол скважины, причем инструмент индексации может быть повторно установлен в первом положении, имеющем подобную глубину и ориентацию, из которого он был удален.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ увеличения глубины, на которой буровые скважины могут проходить из основного ствола скважины.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ установления недорогих буровых скважин из основного ствола скважины в углеводородную окружающую среду, включая, например, коллектор нефти и газа или угольный пласт.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ, эффективные для уменьшения числа циклов изгиба какого-либо спирального трубопровода, используемого во время установления радиальных буровых скважин.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ, эффективные для использовании в реконструкции существующих стволов скважин для увеличения суточной добычи или для увеличения добычи углеводородных запасов.
В другом аспекте настоящее изобретение обеспечивает инструмент индексации, систему и способ, эффективные для перфорирования новых стволов скважин путем замены зарядов взрывчатых веществ для образования одного или более удлиненных «туннелей» в окружающем образовании.
ОПИСАНИЕ ИНСТРУМЕНТА ИНДЕКСАЦИИ
Для более хорошего понимания новизны инструмента индексации, системы и способов их использования ниже в описании делается ссылка на сопроводительные чертежи. На фиг.1 иллюстрируется один вариант осуществления инструмента 10 индексации, содержащего, по меньшей мере, отклонитель 12 индексации (называемый в этой заявке «отклонителем») и башмак 14 отклонителя. Инструмент 10 индексации соединен соответственно с якорем 24 насосно-компрессорной колонны на первом конце и соединен со спусковой колонной 26 на втором конце. В частности, первый конец башмака 14 отклонителя разъемно соединен со вторым концом (то есть, поверхностным концом) отклонителя 12. Аналогичным образом, второй конец башмака 14 отклонителя конфигурирован для разъемного соединения с первым концом спусковой колонны 26, тогда как первый конец отклонителя 12 конфигурирован для разъемного соединения с якорем 24 насосно-компрессорной колонны. Инструмент 10 индексации, якорь 24 насосно-компрессорной колонны и спусковая колонна 26 совместно могут быть соответственно конфигурированы для:
(A) ориентации рабочего органа образования отверстия обсадной колонны (1) вдоль одной или более азимутальных установок вокруг центральной оси инструмента 10 индексации и (2) на одной или более плоскостей вдоль длины основного ствола скважины для прорезания одного или более отверстий в обсадной колонне 28 основного ствола скважины до удаления рабочего органа образования отверстия обсадной колонны из основного ствола скважины и
(B) ориентации рабочего органа образования буровой скважины в основном стволе скважины к точке, соответствующей каждому из требуемых отверстий обсадной колонны вдоль одной или более азимутальных установок для установления одной или более буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины.
В одном варианте осуществления отклонитель 12 содержит цилиндрический внутренний рабочий орган 16 и цилиндрический внешний рабочий орган 18 (частично показанный на фиг.1). Внешний диаметр внутреннего рабочего органа 16 соответственно немного меньше внутреннего диаметра внешнего рабочего органа 18, в котором внешний рабочий орган 18 конфигурирован окружать внутренний рабочий орган 16, как показано на фиг.2. Внешний рабочий орган 18 и внутренний рабочий орган 16 соответственно конфигурированы для вращения с возможностью фиксации друг вокруг друга во время работы инструмента 10 индексации. В особенно предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения внешний рабочий орган 18 конфигурирован для вращения с возможностью фиксации вокруг фиксированного внутреннего рабочего органа 16. В альтернативном варианте внутренний рабочий орган 16 может быть конфигурирован для вращения с возможностью фиксации в фиксированном внешнем рабочем органе 18.
Как показано на фиг.1, внутренний рабочий орган 16 соответственно содержит, по меньшей мере, один паз 20, который проходит вдоль внешней периферии внутреннего рабочего органа 16. Паз может быть дополнительно описан как канавка, прорезанная во внешней стенке внутреннего рабочего органа 16, которая содержит заданную глубину и ширину. Как показано на фиг.1, внешний рабочий орган 18 соответственно содержит, по меньшей мере, один штырь 22, который выходит из внутренней стенки внешнего рабочего органа и конфигурирован для сопряжения с пазом 20. В альтернативном варианте внешний рабочий орган 18 может содержать, по меньшей мере, один паз 20, который проходит вдоль его внутренней стенки, а внутренний рабочий орган 16 может содержать, по меньшей мере, один штырь 22, который выходит из внешней стенки внутреннего рабочего органа 16. Хотя инструмент 10 индексации, описываемый в этой заявке, не ограничен каким-либо особым размером или формой, в соответствующем варианте осуществления, направленном на известные технологические операции сверления (бурения), инструмент 10 индексации включает в себя внутренний рабочий орган 16, содержащий стенку толщиной от приблизительно 2,54 см до приблизительно 10 см (от приблизительно 1,0 дюйма до приблизительно 4,0 дюйма); и внешний рабочий орган 18, содержащий стенку толщиной от приблизительно 1,25 см до приблизительно 2,54 см (от приблизительно 0,5 дюйма до приблизительно 1,0 дюйма). В особенно предпочтительном варианте осуществления инструмента 10 индексации внутренний рабочий орган 16 содержит стенку толщиной приблизительно 7,62 см (приблизительно 3,0 дюйма), а внешний рабочий орган 18 содержит стенку толщиной приблизительно 2,54 см (приблизительно 1,0 дюйм). Помимо всего прочего, внутренний рабочий орган 16 и внешний рабочий орган 18 имеют приблизительно одинаковые длины. В соответствующем варианте осуществления, направленном на известные технологические операции сверления (бурения), рабочие органы 16 и 18 имеют длину от приблизительно 30 см до приблизительно 60 см (от приблизительно 12 дюймов до приблизительно 24 дюйма). В особенно предпочтительном варианте осуществления рабочие органы 16 и 18 имеют длину, составляющую приблизительно 45 см (приблизительно 18 дюймов).
Паз 20 соответственно имеет, но без ограничения, ширину от приблизительно 1,27 см до приблизительно 2,54 см (от приблизительно 0,5 дюйма до приблизительно 1,0 дюйма) и глубину от приблизительно 1,27 см до приблизительно 2, 54 см (от приблизительно 0,5 дюйма до приблизительно 1,0 дюйма). В особенно предпочтительном варианте осуществления паз 20 может иметь ширину, составляющую приблизительно 1,9 см (приблизительно 0,75 дюйма), и глубину, составляющую приблизительно 1,9 см (приблизительно 0,75 дюйма). Штырь 22 соответственно имеет ширину или внешний диаметр, немного меньший ширины паза 20.
В одном варианте осуществления паз 20 имеет заданную длину, имеющую первый край и второй край, ограничивающие расстояние, которое штырь 22 может проходить вдоль паза 20 - расстояние меньшее 360 градусов вокруг внешней периферии внутреннего рабочего органа 16. В другом варианте осуществления, как показано на фиг.2, паз 20 имеет плавную конфигурацию (без резких переходов) вдоль внутреннего рабочего органа 16, в которой штырь 22 может проходить, по меньшей мере, 360 градусов вдоль паза 20 вокруг внутреннего рабочего органа 16. В еще одном варианте осуществления паз 20 имеет заданную длину, включающую в себя первый край и второй край, в которой штырь 22 может проходить вокруг внутреннего рабочего органа 16 расстояние, большее 360 градусов.
В вариантах осуществления, описываемых в этой заявке, паз 20 может иметь один или более профилей, или повторяемых профилей, неповторяемых профилей или комбинацию повторяемых и неповторяемых профилей, в соответствии с чем паз 20 конфигурирован так, чтобы штырь 22 мог проходить длину каждого профиля. Каждый профиль соответственно дополнительно содержит одну или более приемных площадок, конфигурированных для захвата и установки штыря 22 в фиксированном положении. В этом случае каждое фиксированное положение штыря 22 коррелирует с отдельной установкой башмака отклонителя для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины. Другими словами, каждая приемная площадка профиля коррелирует с отдельной установкой башмака отклонителя для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины. Помимо всего прочего, фиксированное положение штыря 22 дополнительно крепит внутренний рабочий орган 16 к внешнему рабочему органу 18. Таким образом, фиксированное положение штыря 22 устанавливает башмак 14 отклонителя в фиксированное положение для ориентации рабочего органа образования отверстия обсадной колонны и рабочего органа образования буровой скважины вдоль одной или более азимутальных установок вокруг центральной оси инструмента 10 фиксации для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины.
В одном соответствующем варианте осуществления, как показано на фиг.3, паз 20 может иметь один или более профилей «J-образного паза», в котором каждый профиль J-образного паза включает в себя приемную площадку (маркированные как приемные площадки I-IV), которые совмещены вдоль приблизительно одной вертикальной плоскости внутреннего рабочего органа 16. В другом соответствующем варианте осуществления паз 20 может быть конфигурирован вдоль внутреннего рабочего органа 16 так, чтобы каждая из приемных площадок профиля могла быть совмещена вдоль одной азимутальной установки для установления буровой скважины, но на разных плоскостях вдоль длины внутреннего рабочего органа 16, образуя эшелонированную по высоте конфигурацию радиальных буровых скважин вдоль одной азимутальной установки или подобной азимутальной продуктивной скважины.
Как показано на фиг.6, паз 20 может дополнительно иметь рисунок спирального типа вдоль внутреннего рабочего органа 16, причем каждая из приемных площадок профиля совмещена вдоль множества плоскостей в множественных азимутальных установках вокруг внутреннего рабочего органа 16. При этом как рабочий орган образования отверстия обсадной колонны, так и рабочий орган образования буровой скважины могут быть ориентированы вдоль каждой из азимутальных установок для установления радиальных буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, как иллюстрируется на фиг.7b.
Как показано на фиг.1 и фиг.2, штырь 22 конфигурирован для выхождения на заданное расстояние из внутренней стенки внешнего рабочего органа 18. Штырь 22 соответственно конфигурирован для (1) сопряжения с пазом 20, (2) перемещения по длине паза 20, входя в контактное взаимодействие с каждой приемной площадкой профиля для предохранения внутреннего рабочего органа 16 и внешнего рабочего органа 18 против нежелательного вращения каждого рабочего органа 16 или 18, и (3) крепления внешнего рабочего органа 18 к внутреннему рабочему органу 16 во время работы. Хотя штырь 22 не ограничен какой-либо особой формой, в особенно предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения штырь 22 имеет цилиндрическую форму, имеющую внешний диаметр, немного меньший ширины паза 20. В одном варианте осуществления внешний рабочий орган 18 конфигурирован для крепления к башмаку 14 отклонителя через посредство резьбового соединения, а внутренний рабочий орган 16 конфигурирован для крепления к якорю 24 насосно-компрессорной колонны через посредство резьбового соединения. В альтернативном варианте внешний рабочий орган 18 может быть конфигурирован для крепления к якорю 24 насосно-компрессорной колонны, а внутренний рабочий орган 16 может быть конфигурирован для крепления к башмаку 14 отклонителя. Хотя внешний рабочий орган 18 может быть конфигурирован лежать заподлицо вдоль внешней стенки внутреннего рабочего органа 16, во время работы иногда желательно предусматривать зазор 32 между внешним рабочим органом 18 и внутренним рабочим органом 16, составляющий от приблизительно 0,4 мм до приблизительно 1,59 мм (от приблизительно 0,016 дюйма до приблизительно 0,063 дюйма). В особенно предпочтительном варианте осуществления зазор 32 между внешним рабочим органом 18 и внутренним рабочим органом 16 составляет приблизительно 1,2 мм (приблизительно 0,05 дюйма).
Как показано на фиг.1, башмак 14 отклонителя конфигурирован для крепления к отклонителю 12 на первом конце и конфигурирован для крепления к спусковой колонне 26 на втором конце. В соответствующем варианте осуществления башмак 14 отклонителя может быть конфигурирован для (1) направления рабочего органа образования отверстия обсадной колонны, например сверла 50 на конце гидравлического забойного двигателя, турбинного забойного двигателя с редуктором скорости, или другого устройства, известного обычным специалистам в этой области техники, до положения, примыкающего к обсадной колонне 28, в котором может быть просверлено отверстие в обсадной колонне 28, как показано на фиг.4; и (2) направления рабочего органа образования буровой скважины, например узла гидравлического бурения, включающего в себя гидромониторную головку 52, прикрепленную к концу хвостовика 54 гидромониторного бурения, через отверстие, прорезанное в обсадной колонне 28 для установления радиальных буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, как показано на фиг.5. Узел гидравлического бурения конфигурирован так, чтобы гидромониторная головка 52 была привинчена к хвостовику 54 гидромониторного бурения, который дополнительно закреплен на поверхности кольцевого трубопровода. Как известно обычным специалистам в этой области техники, гидромониторная головка 52 может включать в себя множество отверстий, направленных в обратной ориентации относительно переднего конца гидромониторной головки 52, приводящих в результате к созданию ускоряющего усилия гидромониторной головки 52 в направлении вперед. Помимо всего прочего, соответствующий хвостовик 54 гидромониторного бурения может содержать, например, гибкий шланг.
Башмак 14 отклонителя соответственно содержит корпус, ограниченный отверстием 30 через него, причем отверстие 30 конфигурировано действовать как направляющая для рабочего органа образования отверстия обсадной колонны и рабочего органа образования буровой скважины. В одном варианте осуществления отверстие 30 может соответственно содержать изгиб, в котором вход и выход отверстия 30 образованы под углом, составляющим от немного более 0 градусов до приблизительно 90 градусов, друг к другу. В особенно предпочтительном варианте осуществления вход и выход отверстия 30 расположены под углом 90 градусов друг к другу, что позволяет установление боковых буровых скважин по отношению к центральной оси основного ствола скважины. В еще одном варианте осуществления башмак 14 отклонителя может содержать домкратное устройство, содержащее поршень и сальниковое уплотнение, в котором поршень движется и прикладывает усилие против внутренней стенки обсадной колонны. В этом варианте осуществления рабочий орган образования отверстия обсадной колонны и рабочий орган образования буровой скважины проходят через поршень.
Без ограничения инструмента 10 индексации конкретным размером или формой, в пригодном варианте осуществления отверстие 30 содержит диаметр или ширину, составляющую от приблизительно 1,27 см до приблизительно 3,75 см (от приблизительно 0,5 дюймов до приблизительно 1,5 дюймов). В особенно предпочтительном варианте осуществления отверстие 30 имеет диаметр или ширину, достаточно большую, чтобы вмещать рабочий орган образования отверстия обсадной колонны и рабочего органа образования скважины, имеющих диаметры приблизительно 1,27 см (приблизительно 0,5 дюйма). Башмак 14 отклонителя может быть соответственно образован из цельной части конструкции или из трубчатого исходного сырья. Если башмак 14 отклонителя содержит цельную часть конструкции, то башмак 14 отклонителя может быть разделен в продольном направлении, в которых для образования отверстия 30 в каждой разделенной секции фрезерованием или иначе образуют идентичные канавки зеркального изображения. Как только канавки образованы, две секции герметично или разъемно соединяют при использовании, например, сварки или винтов.
Как показано на фиг.1, якорь 24 насосно-компрессорной колонны соответственно позиционирован на нижней по технологической цепочке стороне отклонителя 12, где якорь 24 насосно-компрессорной колонны конфигурирован для разъемного крепления к первому концу отклонителя 12. В особенно предпочтительном варианте осуществления якорь 24 насосно-компрессорной колонны разъемно соединен с внутренним рабочим органом 16 через посредство резьбового соединения. Якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть соответственно установлен в основном стволе скважины путем вращения против часовой стрелки и освобожден путем вращения по часовой стрелке, или в альтернативном варианте, якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть установлен в основном стволе скважины путем вращения по часовой стрелке, а освобожден путем вращения против часовой стрелки. Таким образом, якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть конфигурирован так, чтобы вращение спусковой колонны 26 в особом направлении действовало на якорь 24 насосно-компрессорной колонны для выдвижения подушек, расположенных на якоре 24 насосно-компрессорной колонны, для создания усилия, действующего против внутренней стенки обсадной колонны 28 (то есть, активированного положения). Сила, прикладываемая к внутренней стенке обсадной колонны 28, препятствует какому-либо нежелательному вращению или другому движению якоря 24 насосно-компрессорной колонны, инструмента 10 индексации и спусковой колонны 26 во время работы. При необходимости якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть деактивирован путем вращения спусковой колонны 26 в противоположном направлении, или в альтернативном варианте путем приложения тягового усилия, которое превышает заданный уровень, как очевидно обычным специалистам в этой области техники.
В этом случае соответствующие якори 24 насосно-компрессорных колонн включают в себя устройства, обычно используемые в нефтяной и газовой промышленности для предотвращения вращения или возвратно-поступательного движения спусковой колонны во время технологических операций добычи. Соответствующие якори насосно-компрессорных колонн включают в себя, например, стандартные механические пакеры и гидравлические пакеры. Якори 24 насосно-компрессорных колонн могут быть приобретены из следующих коммерческих источников: из компании Weatherford International of Houston, Texas и компании Baker Oil Tools of Houston, Texas.
Спусковая колонна 26, описываемая в этой заявке, содержит лифтовую насосно-компрессорную колонну обычную для технологических операций при добыче нефти и газа. Спусковая колонна 26 содержит стальные трубы или сравнимый материал, включая, например, алюминий, стекловолокно или композиционные материалы, которые имеют резьбовые соединения на каждом конце каждой секции спусковой колонны. Таким образом, все секции спусковой колонны могут быть связаны вместе для образования единой непрерывной спусковой колонны 26, имеющей требуемую длину.
В работе второй конец спусковой колонны 26 поддерживается на поверхности вдоль верхней части обсадной колонны 28 на верхнем конце основного ствола скважины. Например, спусковая колонна 26 может поддерживаться на поверхности посредством шлипса, как очевидно обычным специалистам в этой области техники. Помимо всего прочего, спусковая колонна 26 может быть образована из кольцевого трубопровода и без ограничения какими-либо конкретными размерами пригодная спусковая колонна имеет внешний диаметр от приблизительно 5,08 см до приблизительно 10,16 см (от приблизительно 2 дюймов до приблизительно 4 дюймов). В особенно предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения спусковая колонна 28 имеет внешний диаметр, составляющий приблизительно 7,3 см (приблизительно 2,875 дюйма).
Инструмент 10 индексации соответственно получают из материала или материалов, включающих в себя, но не обязательно ограниченных материалами, стойкими к скалыванию, трещинообразованию и разрушению в результате воздействия озона, погодных условий, тепла, влаги и других внешних механических и химических воздействий, а также сильных физических ударов. Пригодные материалы включают в себя, например, композиционные материалы, полимерные материалы, черные металлы, цветные металлы и их комбинации. В одном варианте осуществления инструмент 10 индексации получен из политетрафторэтилена (PTFE). В другом варианте осуществления инструмент 10 индексации получен из нержавеющей стали. В особенно предпочтительном варианте осуществления инструмент 10 индексации получен из высокоуглеродистой стали, включая, например, высокоуглеродистую сталь марки 4140.
ОПИСАНИЕ СПОСОБА УСТАНОВЛЕНИЯ РАДИАЛЬНЫХ БУРОВЫХ СКВАЖИН
Настоящее изобретение дополнительно относится к способу использования вышеуказанного инструмента индексации для установления одной или более буровых скважин (также называемых «радиальными буровыми скважинами») в образовании, окружающем основной ствол скважины. При этом способ установления буровых скважин из основного ствола скважины может быть описан как «быстрое установление». В частности, в варианте осуществления, предусматривающем обсадную колонну внутри основного ствола скважины, «быстрое установление» относится к образованию каждого требуемого отверстия в обсадной колонне перед установлением каждой требуемой буровой скважины через отверстия обсадной колонны по ту сторону обсадной колонны в образовании, окружающем основной ствол скважины. Таким образом, в другом варианте осуществления инструмент 10 индексации может быть смонтирован, как иллюстрируется, и использоваться в основном стволе скважины для установления одной или более буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, как показано на фиг.4 и фиг.5.
Первый этап в установке инструмента 10 индексации предусматривает установку якоря 24 насосно-компрессорной колонны на заданной глубине внутри основного ствола скважины вдоль обсадной колонны 28. Не критичным является то, что якорь 24 насосно-компрессорной колонны устанавливают при любой особой ориентации внутри основного ствола скважины, поскольку будущие азимутальные установки определяют путем ориентации башмака 14 отклонителя инструмента 14 индексации. Как было описано выше, как только якорь 24 насосно-компрессорной колонны установлен на заданной глубине, якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть зафиксирован на обсадной колонне 28 для предотвращения вращения или возвратно-поступательного движения спусковой колонны 26 во время работы инструмента 10 индексации. В частности, якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть зафиксирован на обсадной колонне 28 благодаря вращению спусковой колонны 26 в одном направлении, которое вызывает выдвижение подушек на якоре 24 насосно-компрессорной колонны для создания усилия, действующего против внутренних стенок обсадной колонны 28.
Как только якорь 24 насосно-компрессорной колонны зафиксирован на обсадной колонне 26, инструмент 10 индексации, который соответственно соединен со спусковой колонной 28 на втором конце, может совершать цикл в основном стволе скважины и ориентироваться вдоль первой соответствующей азимутальной установки, в которой (1) одно или более отверстий может быть образовано в обсадной колонне 28 основного ствола скважины и (2) по меньшей мере, первая буровая скважина может быть установлена в образовании, окружающем основной ствол скважины, через одно из отверстий обсадной колонны. Первая азимутальная установка инструмента 10 индексации соответствует первому устанавливаемому положению между внутренним рабочим органом 16 и внешним рабочим органом 18, в котором, по меньшей мере, один штырь 22 внешнего рабочего органа 18 установлен в приемной площадке профиля паза 20. В работе фактическое совмещение инструмента 10 индексации может иногда изменяться от требуемой установки примерно на 15 градусов в боковом направлении относительно центральной оси инструмента 10 индексации. Однако якорь 24 насосно-компрессорной колонны может быть повторно установлен и инструмент 10 индексации может повторить цикл (операцию) в основном стволе скважины, если необходимо вновь совместить инструмент 10 индексации более точно.
В одном варианте осуществления, предусматривающем наличие обсадной колонны в основном стволе скважины, установление первой буровой скважины в образовании, окружающем основной ствол скважины, требует образования первого отверстия в обсадной колонне 28. В одном варианте осуществления рабочий орган образования отверстия обсадной колонны, включающий в себя сверло 50 или аналогичное устройство, может управляться гидравлическим забойным двигателем, соединенным посредством шарнирных соединений через отверстие 30 с заданной точкой, смежной внутренней стенке обсадной колонне 28. В варианте осуществления, использующем сверло 50, сверло 50 конфигурировано для сверления или прорезания первого отверстия в обсадной колонне 28 без продвижения дальше в окружающее образование за обсадную колонну 28. В особенно предпочтительном варианте осуществления сверло 50 включает в себя выступающий пояс большего диаметра, чем сверло 50, который конфигурирован для контактного взаимодействия с внутренней стенкой обсадной колонны 28 для предотвращения продвижения сверла 50 в окружающее образование за внешнюю стенку обсадной колонны 28. Как только образовано первое отверстие, инструментом 10 индексации можно манипулировать для установки башмака 14 отклонителя вдоль второй установки путем направления штыря 22 ко второй требуемой приемной площадке вдоль паза 20. Как только башмак 14 отклонителя установлен во второй установке, в обсадной колонне 28 может быть образовано второе отверстие.
В варианте осуществления инструмента 10 индексации, в котором внутренний рабочий орган 16 соединен с якорем 24 насосно-компрессорной колонны, а внешний рабочий орган 18 соединен с башмаком 14 отклонителя, отклонитель 12 может быть соответственно конфигурирован как для направления башмака 14 направителя из первой азимутальной установки, по меньшей мере, ко второй азимутальной установке, так и для фиксации башмака 14 отклонителя, по меньшей мере, во второй азимутальной установке, как описано ниже:
(1) спусковая колонна 26, которая соединена со вторым концом башмака 14 отклонителя, может вращаться на поверхности, которая, в свою очередь, направляет башмак 14 направителя и внешний рабочий орган 18 в соответствующем направлении. Движение внешнего рабочего органа 18 по направлению к поверхности соответственно освобождает штырь 22 внешнего рабочего органа 18 из приемной площадки паза внутреннего рабочего органа 16;
(2) как только штырь 22 освобожден из приемной площадки паза 20, спусковая колонна 26, башмак 14 отклонителя и внешний рабочий орган 18 могут вращаться, направляя в соответствии с этим штырь 22 на заданное расстояние вдоль паза 20 до тех пор, пока штырь не войдет в контактное взаимодействие со следующей требуемой приемной площадкой паза 20, причем она может быть, или может не быть следующей приемной площадкой в последовательности (приемных площадок) вдоль паза 20. Как следует из фиг.3, при вращении спусковой колонны 26 штырь 22 может направляться из приемной площадки I к приемной площадке II, или в альтернативном варианте штырь 22 может направляться из приемной площадки I к не следующей (соседней) приемной площадке, а, например, к приемной площадке III или IV.
Спусковая колонна 26 может быть поднята или смещена вручную или в альтернативном варианте поднята или смещена гидравлически при использовании гидравлической линии 34, как показано на фиг.8. Ручная работа предусматривает технологии, известные обычным специалистам в этой области техники, включающие в себя, например, захват спусковой колонны 26 механизмом для ремонта скважин, подъем спусковой колонны 26 и поворот спусковой колонны 26 с помощью гаечного ключа с ограничением по крутящему моменту или с помощью силового приводного вертлюга так, чтобы штырь 22 мог войти в контактное взаимодействие с требуемой приемной площадкой паза 20.
В варианте осуществления, содержащем гидравлическую линию 34, гидравлическое давление от насосов, расположенных на поверхности, может побуждать внешний рабочий орган 18 двигаться аксиально вдоль длины спусковой колонны 26 относительно внутреннего рабочего органа 16. В примере, в котором паз 20 конфигурирован вдоль внутреннего рабочего органа 16 в спиральной конфигурации, гидравлическое давление может побуждать внешний рабочий орган 18 вращаться вокруг внутреннего рабочего органа 16, в соответствии с чем штырь 22 может направляться вдоль паза 20 к требуемой приемной площадке. Гидравлическая операция может дополнительно предусматривать наличие, по меньшей мере, первой пружины (не показана), позиционируемой между внутренним рабочим органом 16 и внешним рабочим органом 18, которая конфигурирована для побуждения рабочих органов 16 и 18 двигаться друг к другу при прекращении действия давления. В этом варианте осуществления первый конец башмака 14 отклонителя может быть смонтирован на валу (не показан), который конфигурирован для вращения и направления башмака 14 отклонителя аксиально вдоль длины спусковой колонны 26. В этом случае гидравлическое давление с поверхности побуждает внешний рабочий орган 18 к аксиальному движению вдоль длины спусковой колонны 26 по направлению к якорю 24 насосно-компрессорной колонны, побуждающему внешний рабочий орган 18 вращаться, который, в свою очередь, побуждает к вращению башмака 14 отклонителя. Когда внешний рабочий орган 18 побуждается к движению к якорю 24 насосно-компрессорной колонны, штырь 22 окончательно входит в контактное взаимодействие, по меньшей мере, с первой приемной площадкой паза 20. В положении штыря 22 в этой приемной площадке давление нагнетания останавливается и одна или более пружин, расположенных на нижнем конце внешнего рабочего органа 18, которые были сжаты под действием его принудительного движения, конфигурированы к развертыванию, направляя в соответствии с этим башмак 14 отклонителя к следующей требуемой установке.
Давление от одного или более насосов на поверхности действует соответственно против поршня (не показан), расположенного в инструменте 10 индексации, побуждая поршень к перемещению на заданную длину. Выступ (не показан), расположенный на внешней поверхности поршня, конфигурирован для перемещения в криволинейном фрезерованном пазу на внутренней поверхности внешнего рабочего органа 18, побуждая внешний рабочий орган 18, который соединен с башмаком 14 отклонителя, вращаться вокруг внутреннего рабочего органа 16, когда выступ движется вдоль паза. Когда поршень движется, поршень действует на пружину, заставляя пружину сжиматься. Как только поршень достигает заданного максимального расстояния перемещения, насос останавливается или иначе прекращает действовать. Как только действие давления прекращается, пружина толкает поршень назад в исходное положение, в котором башмак 14 отклонителя был повернут из первой азимутальной установки ко второй азимутальной установке.
Как только все отверстия в обсадной колонне 28 образованы, рабочий орган образования отверстия обсадной колонны может быть извлечен из основного ствола скважины и заменен рабочим органом образования буровой скважины. Рабочий орган образования буровой скважины, например узел гидравлического бурения, включающий в себя гидромониторную головку 52 или подобное устройство, может быть направлен в основном стволе скважины к точке, соответствующей каждому из требуемых отверстий обсадной колонны вдоль одной или более азимутальных установок. Из каждого отверстия обсадной колонны одна или более буровых скважин могут быть установлены в образовании, окружающем основной ствол скважины, за обсадной колонной 28.
Как упомянуто выше, гидромониторная головка 52 узла гидравлического бурения может содержать множество отверстий, направленных в обратной ориентации относительно переднего конца гидромониторной головки 52, причем эти отверстия конфигурированы для образования одной или более направленных назад струй, которые в результате приводят к созданию ускоряющего усилия, направляющего гидромониторную головку 52 вперед в окружающее образование. Гидромониторная головка 52 может быть конфигурирована для образования одной или более направленных вперед струй, конфигурированных для разрушения или иного разрыхления окружающего образования перед направленными вперед струями. Сила жидкости из направленных вперед струй побуждает окружающее образование, например коллекторскую породу, измельчаться, образуя в соответствии с этим отверстие перед гидромониторной головкой 52, через которую гидромониторная головка 52 может дополнительно продвигаться для образования радиальной буровой скважины, имеющей требуемую глубину от основного ствола скважины.
В другом варианте осуществления инструмент 10 индексации является эффективным для установления одной или более буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, в секции основного ствола скважины, где нет обсадной колонны. В этом варианте осуществления, где нет необходимости в сверле 50, все радиальные буровые скважины могут быть установлены в образовании, окружающем основной ствол скважины, как только инструмент 10 индексации установлен вдоль первой азимутальной установки внутри основного ствола скважины.
Помимо всего прочего, инструмент 10 индексации, описываемый в этой заявке, может храниться или содержаться в основном стволе скважины во время технологических операций сверления (бурения) и перемещаться благодаря креплению к верхней переходной муфте к инструменту 10 индексации. Верхний патрубок, который включает в себя профиль ориентации башмака, соответственно конфигурирован так, чтобы сопряженный инструмент, соединенный с первым концом спусковой колонны 26, мог проходить в основном стволе скважины позднее и фиксироваться в защелке к инструменту 10 индексации, обеспечивая возможность ранее установленной буровой скважине перемещаться, позволять повторный вход и/или доступ.
В другом варианте осуществления инструмент 10 индексации может быть извлечен из основного ствола скважины во время технологических операций сверления (бурения) и затем может быть повторно направлен в основной ствол скважины в более позднее время. В этом варианте осуществления якорь 24 насосно-компрессорной колонны остается зафиксированным внутри основного ствола скважины после извлечения инструмента 10 индексации. В этом случае, (1) установочный патрубок, который включает в себя профиль ориентирующего башмака, содержащий, по меньшей мере, один выступ, крепится к поверхностному концу якоря 24 насосно-компрессорной колонны, а (2) сопрягающий патрубок, который включает в себя ориентирующий башмак, конфигурированный для фиксации защелкой в установочном патрубке, крепится к первому концу инструмента 10 индексации. Как только пользователь идентифицирует положение выступа на установочном патрубке, которое может быть получено при использовании гироскопа или другого средства, известного обычным специалистам в этой области техники, инструмент 10 индексации может быть повторно направлен в основной ствол скважины, а ориентирующий башмак сопрягающего патрубка может быть зафиксирован защелкой или зафиксирован к выступу. Из этого зафиксированного защелкой или зафиксированного положения инструмент 10 индексации может быть расположен, как это было при установке каждого из отверстий обсадной колонны и/или буровых скважин, так что любая из установленных прежде радиальных буровых скважин может быть перемещена, иметь повторный вход и/или доступ. В частности, когда пользователь поднимает или вращает спусковую колонну 26, штырь 22 инструмента 10 индексации может войти в контактное взаимодействие с каждой последовательной приемной площадкой паза 20, приводя в результате к повторному совмещению выхода отверстия 30 с каждым из отверстий обсадной колонны и/или установленных прежде буровых скважин. Каждое из положений приемных площадок может быть прослежено на поверхности либо вручную, либо посредством электронных средств. Электронное средство для прослеживания положения инструмента 10 индексации и соответствующих компонентов бурильной колонны или буровых скважин может дополнительно быть компьютерным средством. Для контроля и отображения ориентации компонентов бурильной колонны относительно изменяющихся буровых скважин может быть использовано множество пользовательских интерфейсов.
ПРИМЕР
В неограничивающем примере аппарат используется для установления буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины. Обеспечивается аппарат, как показано на фиг.4 и фиг.5, имеющий следующие размеры:
| Деталь | Внешний диаметр | Внутренний диаметр | Длина | Материал |
| Внешний рабочий орган | 11,56 см (4,55 дюйма) | 9,1 см (3,6 дюйма) | 45,72 см (18 дюймов) | Высокоуглеродистая сталь |
| Внутренний рабочий орган | 8,89 см (3,5 дюйма) | 2,54 см (1,0 дюйм) | 45,72 см (18 дюймов) | Высокоуглеродистая сталь |
| Штырь | 1,91 см (3/4 дюйма) | Цельный | «Высота»1,91 см (3/4 дюйма) | Высокоуглеродистая сталь |
Обычным специалистам в этой области техники будет очевидно, что без отклонения от сущности и объема настоящего изобретения может быть сделано множество модификаций описанных вариантов осуществления настоящего изобретения. Описанные в этой заявке варианты осуществления настоящего изобретения являются только иллюстративными и не должны рассматриваться как ограничения настоящего изобретения, которое ограничено в формуле изобретения.
Claims (15)
1. Система для установления по существу перпендикулярных буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины, имеющий обсадную колонну с продольной осью, содержащая спусковую колонну, поддерживаемую на поверхности на верхнем конце указанного основного ствола скважины; инструмент индексации, соединенный с указанной спусковой колонной; и якорь насосно-компрессорной колонны, разъемно соединенный с указанным инструментом индексации и конфигурированный для фиксации, по меньшей мере, части указанного инструмента индексации на заданной глубине в указанном основном стволе скважины во время работы указанного инструмента индексации; в которой указанный инструмент индексации имеет сквозное отверстие, конфигурированное для (а) приема рабочего органа для установления буровой скважины из указанной спусковой колонны, и (b) действия в качестве направляющей для указанного рабочего органа для установления через указанное отверстие буровых скважин, по существу перпендикулярных обсадной колонне относительно ее продольной оси, в образовании, окружающем основной ствол скважины, имеет отклонитель индексации и башмак отклонителя, причем указанный отклонитель индексации конфигурирован для направления башмака отклонителя из первой азимутальной установки, по меньшей мере, ко второй азимутальной установке для установления через указанное отверстие в каждой азимутальной установке по существу перпендикулярных буровых скважин, и содержит неподвижный рабочий орган, подвижный рабочий орган и приводной рабочий орган, соединенный с подвижным рабочим органом для селективного перемещения подвижного рабочего органа из первого положения, по меньшей мере, во второе положение; причем подвижный рабочий орган соединен с башмаком отклонителя для направления башмака отклонителя из первой установки, в которой могут быть сделаны первое по существу перпендикулярное обсадной колонне отверстие и буровая скважина через это отверстие вдоль первого азимутального направления, во вторую установку, в которой могут быть сделаны второе по существу перпендикулярное обсадной колонне отверстие и буровая скважина через это отверстие вдоль второго азимутального направления, и в которой указанная спусковая колонна конфигурирована для направления инструмента индексации из первой установки, по меньшей мере, ко второй установке, для установления буровых скважин, по существу перпендикулярных продольной оси основного ствола скважины, причем рабочий орган для установления буровой скважины остается в скважине.
2. Система по п.1, в которой указанный отклонитель индексации содержит внутренний рабочий орган и внешний рабочий орган, который окружает указанный внутренний рабочий орган, причем указанный внутренний рабочий орган и указанный внешний рабочий орган конфигурированы для вращения относительно друг друга во время работы.
3. Система по п.2, в которой указанный внутренний рабочий орган имеет, по меньшей мере, один паз, который проходит вдоль внешней периферии указанного внутреннего рабочего органа, или указанный внешний рабочий орган содержит, по меньшей мере, один паз, который проходит вдоль внутренней стенки указанного внешнего рабочего органа.
4. Система по п.3, в которой указанный паз имеет один или более профилей, причем каждый профиль дополнительно имеет приемную площадку, которая конфигурирована для захвата и установки указанного штыря в фиксированном состоянии.
5. Система по п.4, в которой каждая приемная площадка профиля коррелирует с отдельной азимутальной установкой башмака отклонителя для установления по существу перпендикулярных буровых скважин в образовании, окружающем основной ствол скважины.
6. Система по п.5, в которой указанный внешний рабочий орган содержит, по меньшей мере, один штырь, выходящий из внутренней стенки указанного внешнего рабочего органа, причем указанный штырь конфигурирован для сопряжения с указанным пазом.
7. Система по п.6, в которой указанный паз конфигурирован для направления штыря для прохождения расстояния, большего 90° в указанном пазу.
8. Система по п.1, в которой отклонитель индексации разъемно соединен с якорем насосно-компрессорной колонны на первом конце и разъемно соединен с башмаком отклонителя на втором конце.
9. Система по п.8, в которой башмак отклонителя разъемно соединен со спусковой колонной на втором конце.
10. Система по п.1, в которой указный инструмент индексации является подвижным между первой и второй установками без освобождения якоря насосно-компрессорной колонны.
11. Система по п.1, в которой диаметр каждого по существу перпендикулярного бурового отверстия относительно мал по сравнению с диаметром обсадной колонны основного ствола скважины.
12. Система по п.11, в которой диаметр каждой по существу перпендикулярной буровой скважины находится в диапазоне, составляющем 1,27-3,75 см.
13. Система по п.1, в которой указанные по существу перпендикулярные буровые скважины свободны от перекрывающих частей.
14. Система по п.1, в которой указанные первая и вторая установки находятся на общей поперечной плоскости вдоль продольной оси обсадной колонны основного ствола скважины.
15. Система по п.1, в которой указанные первая и вторая установки находятся на разных поперечных плоскостях вдоль продольной оси обсадной колонны основного ствола скважины.
Приоритет: пп.1-15 - 06.12.2005.
Приоритет: пп.1-15 - 06.12.2005.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US74230205P | 2005-12-06 | 2005-12-06 | |
| US60/742,302 | 2005-12-06 | ||
| US11/585,701 US7669672B2 (en) | 2005-12-06 | 2006-10-23 | Apparatus, system and method for installing boreholes from a main wellbore |
| US11/585,701 | 2006-10-23 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008122366A RU2008122366A (ru) | 2010-01-20 |
| RU2416018C2 true RU2416018C2 (ru) | 2011-04-10 |
Family
ID=38117593
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008122366/03A RU2416018C2 (ru) | 2005-12-06 | 2006-12-05 | Система установления буровых скважин из основного ствола скважины |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7669672B2 (ru) |
| CA (1) | CA2628609A1 (ru) |
| RU (1) | RU2416018C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007067544A2 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA017136B1 (ru) * | 2011-12-29 | 2012-10-30 | Хармен Йоханнес Антониус Елсма Хенрикус | Устройство и способ струйного формирования множества боковых каналов от ствола скважины, имеющего угол наклона от вертикального до горизонтального, и система и способ добычи сырья из подземного пласта, пересекаемого стволом скважины с множеством боковых каналов |
| RU2543005C1 (ru) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ восстановления обводненной скважины |
| RU2608750C2 (ru) * | 2013-02-06 | 2017-01-24 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Системы и способы для азимутального ориентирования узла извлекаемого отклоняющего клина |
| RU2632836C1 (ru) * | 2016-07-20 | 2017-10-10 | Павел Иванович Попов | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7484575B2 (en) * | 2005-04-27 | 2009-02-03 | Frank's Casing Crew & Rental Tools, Inc. | Conductor pipe string deflector and method |
| WO2007063324A1 (en) * | 2005-12-03 | 2007-06-07 | Frank's International, Inc. | Method and apparatus for installing deflecting conductor pipe |
| CA2701725A1 (en) | 2007-10-22 | 2009-04-30 | Radjet Llc | Apparatus and method for milling casing in jet drilling applications for hydrocarbon production |
| US8770316B2 (en) * | 2008-05-20 | 2014-07-08 | Radial Drilling Services, Inc. | Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores |
| US8757262B2 (en) * | 2009-12-18 | 2014-06-24 | TD Tools, Inc. | Apparatus and method for abrasive jet perforating and cutting of tubular members |
| US8991522B2 (en) | 2010-02-25 | 2015-03-31 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Downhole hydraulic jetting assembly, and method for stimulating a production wellbore |
| US8590618B2 (en) * | 2010-04-05 | 2013-11-26 | Radial Drilling Services, Inc. | Method and apparatus for single run cutting of well casing and forming subsurface lateral passages from a well |
| US20110259644A1 (en) * | 2010-04-21 | 2011-10-27 | Shell Oil Company | Curved structural pipe shoe |
| US8813856B1 (en) * | 2010-04-26 | 2014-08-26 | Charles Brunet | Downhole tubing shift tool and method |
| CA2798839A1 (en) | 2010-05-24 | 2011-12-01 | Schlumberger Canada Limited | Method for forming slots in a wellbore casing |
| US9097083B2 (en) * | 2010-12-22 | 2015-08-04 | David Belew | Method and apparatus for milling a zero radius lateral window in casing |
| US10309205B2 (en) | 2011-08-05 | 2019-06-04 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Method of forming lateral boreholes from a parent wellbore |
| US9976351B2 (en) | 2011-08-05 | 2018-05-22 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Downhole hydraulic Jetting Assembly |
| US10260299B2 (en) | 2011-08-05 | 2019-04-16 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Internal tractor system for downhole tubular body |
| US20140008129A1 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-09 | Henk H. Jelsma | Multidirectional wellbore penetration system and methods of use |
| WO2014028105A1 (en) | 2012-08-13 | 2014-02-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Penetrating a subterranean formation |
| CA3153255C (en) * | 2014-06-17 | 2024-01-02 | Petrojet Canada Inc. | Hydraulic drilling systems and methods |
| GB2550797B (en) | 2015-02-24 | 2021-06-30 | Coiled Tubing Specialties Llc | Steerable hydraulic jetting nozzle, and guidance system for downhole boring device |
| US10683740B2 (en) | 2015-02-24 | 2020-06-16 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Method of avoiding frac hits during formation stimulation |
| US10954769B2 (en) | 2016-01-28 | 2021-03-23 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Ported casing collar for downhole operations, and method for accessing a formation |
| WO2019140336A1 (en) * | 2018-01-12 | 2019-07-18 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Ported casing collar for downhole operations, and method for accessing a formation |
| CN109723375B (zh) * | 2019-02-27 | 2023-08-22 | 长江大学 | 一种液力悬挂涡轮节 |
| US11142996B2 (en) * | 2019-03-13 | 2021-10-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Milling and whipstock assembly with flow diversion component |
| US11072998B2 (en) | 2019-11-26 | 2021-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tools, multi-lateral intervention systems and methods to deploy a tubular into a lateral borehole of a multi-lateral well |
| US11408229B1 (en) | 2020-03-27 | 2022-08-09 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Extendible whipstock, and method for increasing the bend radius of a hydraulic jetting hose downhole |
| US11261695B2 (en) * | 2020-06-15 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods to remove and re-apply sealant on the annular side of casing |
| US11591871B1 (en) | 2020-08-28 | 2023-02-28 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Electrically-actuated resettable downhole anchor and/or packer, and method of setting, releasing, and resetting |
| US11624250B1 (en) | 2021-06-04 | 2023-04-11 | Coiled Tubing Specialties, Llc | Apparatus and method for running and retrieving tubing using an electro-mechanical linear actuator driven downhole tractor |
| US20240093623A1 (en) * | 2021-06-16 | 2024-03-21 | Radjet Services Us, Inc. | Method and system for reducing friction in radial drilling and jet drilling operations |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3011568A (en) * | 1960-03-24 | 1961-12-05 | Irve C Grimm | Apparatus for drilling holes deviating laterally from a straight bore |
| US4050512A (en) * | 1976-07-06 | 1977-09-27 | Bj-Hughes Inc. | Stroke actuated well testing tool |
| US4880067A (en) * | 1988-02-17 | 1989-11-14 | Baroid Technology, Inc. | Apparatus for drilling a curved borehole |
| GB2278138B (en) * | 1992-10-19 | 1997-01-22 | Baker Hughes Inc | Retrievable whipstock system |
| US5467819A (en) * | 1992-12-23 | 1995-11-21 | Tiw Corporation | Orientable retrievable whipstock and method of use |
| US5346017A (en) * | 1993-09-27 | 1994-09-13 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for setting a whipstock |
| US6125949A (en) * | 1993-10-01 | 2000-10-03 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
| US5413184A (en) * | 1993-10-01 | 1995-05-09 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
| US5853056A (en) * | 1993-10-01 | 1998-12-29 | Landers; Carl W. | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
| US6056056A (en) * | 1995-03-31 | 2000-05-02 | Durst; Douglas G. | Whipstock mill |
| US5667025A (en) * | 1995-09-29 | 1997-09-16 | Schlumberger Technology Corporation | Articulated bit-selector coring tool |
| US6142225A (en) * | 1996-05-01 | 2000-11-07 | Baker Hughes Incorporated | Selective mono bore diverter system |
| US6283208B1 (en) * | 1997-09-05 | 2001-09-04 | Schlumberger Technology Corp. | Orienting tool and method |
| US6012516A (en) * | 1997-09-05 | 2000-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Deviated borehole drilling assembly |
| US6276453B1 (en) * | 1999-01-12 | 2001-08-21 | Lesley O. Bond | Method and apparatus for forcing an object through the sidewall of a borehole |
| US6283230B1 (en) * | 1999-03-01 | 2001-09-04 | Jasper N. Peters | Method and apparatus for lateral well drilling utilizing a rotating nozzle |
| US6305474B1 (en) * | 1999-04-30 | 2001-10-23 | Smith International, Inc. | Scoop for use with an anchor system for supporting a whipstock |
| US6564871B1 (en) * | 1999-04-30 | 2003-05-20 | Smith International, Inc. | High pressure permanent packer |
| CA2308944C (en) * | 1999-05-19 | 2008-04-01 | Smith International, Inc. | Well reference apparatus and method |
| US6315054B1 (en) * | 1999-09-28 | 2001-11-13 | Weatherford Lamb, Inc | Assembly and method for locating lateral wellbores drilled from a main wellbore casing and for guiding and positioning re-entry and completion device in relation to these lateral wellbores |
| CA2400093C (en) * | 2000-02-16 | 2012-03-13 | Performance Research & Drilling, Llc | Horizontal directional drilling in wells |
| US20020070018A1 (en) * | 2000-12-07 | 2002-06-13 | Buyaert Jean P. | Whipstock orientation system and method |
| US6786282B2 (en) * | 2001-06-25 | 2004-09-07 | Schlumberger Technology Corporation | Milling apparatus and method for a well |
| US7311157B1 (en) * | 2005-05-31 | 2007-12-25 | Rpm Tools, Inc. | Tool for controlling rotation of a bottom hole assembly with respect to a drillstring |
-
2006
- 2006-10-23 US US11/585,701 patent/US7669672B2/en active Active
- 2006-12-05 RU RU2008122366/03A patent/RU2416018C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-12-05 WO PCT/US2006/046414 patent/WO2007067544A2/en active Application Filing
- 2006-12-05 CA CA002628609A patent/CA2628609A1/en not_active Abandoned
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA017136B1 (ru) * | 2011-12-29 | 2012-10-30 | Хармен Йоханнес Антониус Елсма Хенрикус | Устройство и способ струйного формирования множества боковых каналов от ствола скважины, имеющего угол наклона от вертикального до горизонтального, и система и способ добычи сырья из подземного пласта, пересекаемого стволом скважины с множеством боковых каналов |
| RU2608750C2 (ru) * | 2013-02-06 | 2017-01-24 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Системы и способы для азимутального ориентирования узла извлекаемого отклоняющего клина |
| RU2543005C1 (ru) * | 2014-02-12 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ восстановления обводненной скважины |
| RU2632836C1 (ru) * | 2016-07-20 | 2017-10-10 | Павел Иванович Попов | Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
| EA034567B1 (ru) * | 2016-07-20 | 2020-02-20 | Павел Иванович ПОПОВ | Способ интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20070125577A1 (en) | 2007-06-07 |
| WO2007067544A2 (en) | 2007-06-14 |
| RU2008122366A (ru) | 2010-01-20 |
| WO2007067544A3 (en) | 2007-11-22 |
| US7669672B2 (en) | 2010-03-02 |
| CA2628609A1 (en) | 2007-06-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2416018C2 (ru) | Система установления буровых скважин из основного ствола скважины | |
| US8770316B2 (en) | Method and apparatus for high pressure radial pulsed jetting of lateral passages from vertical to horizontal wellbores | |
| US10415314B2 (en) | Downhole mechanical percussive hammer drill assembly | |
| EP2364396B1 (en) | Apparatus and method for servicing a wellbore | |
| US7441595B2 (en) | Method and apparatus for single-run formation of multiple lateral passages from a wellbore | |
| CN101660391B (zh) | 一种径向水平钻井装置 | |
| CA2238782C (en) | Method and apparatus for radially drilling through well casing and formation | |
| US8590618B2 (en) | Method and apparatus for single run cutting of well casing and forming subsurface lateral passages from a well | |
| US8011453B2 (en) | Drilling system and methods of drilling lateral boreholes | |
| EP2715061B1 (en) | A formation penetrating tool | |
| US9441420B2 (en) | System and method for forming a lateral wellbore | |
| CN101429848A (zh) | 水力喷射侧钻径向分支井眼的方法及装置 | |
| CA2445085A1 (en) | Method of drilling an ultra-short radius borehole | |
| RU2677517C1 (ru) | Извлекаемый клин-отклонитель для повторного входа в дополнительный ствол многоствольной скважины | |
| US10662744B2 (en) | Lateral drilling system | |
| RU2321728C1 (ru) | Система для сверлящей перфорации стенок обсаженных скважин | |
| RU2657583C1 (ru) | Направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол | |
| RU2719875C1 (ru) | Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины | |
| US20210324695A1 (en) | Multi-function mandrel system | |
| CA2336326C (en) | Milling system for forming a window in the wall of a tubular | |
| RU119801U1 (ru) | Система струйного формирования множества боковых каналов от ствола скважины, имеющего угол наклона от вертикального до горизонтального | |
| WO2003080994A1 (en) | A method for deforming a tubular member |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20120120 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20141206 |