RU2531511C1 - Узел оборудования для отклонения бура и снаряда для заканчивания скважины - Google Patents
Узел оборудования для отклонения бура и снаряда для заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531511C1 RU2531511C1 RU2013123874/03A RU2013123874A RU2531511C1 RU 2531511 C1 RU2531511 C1 RU 2531511C1 RU 2013123874/03 A RU2013123874/03 A RU 2013123874/03A RU 2013123874 A RU2013123874 A RU 2013123874A RU 2531511 C1 RU2531511 C1 RU 2531511C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellbore
- completing
- component
- sleeve
- overlap
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 41
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 20
- 239000012634 fragment Substances 0.000 claims description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 5
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 4
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims 1
- 239000000565 sealant Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Lift-Guide Devices, And Elevator Ropes And Cables (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Sewage (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области бурения, а именно к устройствам и способу формирования бокового ствола скважины. Узел оборудования выполнен с возможностью установки в стволе скважины и содержит поверхность наружной стенки, выполненную с возможностью отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины, а также отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины, причем по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод, подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель, и втулку, прикрепленную к подсистеме временного закупоривания и выполненную с возможностью смещаться перекрывателем, причем указанная втулка выполнена для предотвращения попадания, по меньшей мере, части мусора в уплотнитель, при этом указанная поверхность выполнена с возможностью стыковки с перекрывателем и отклонения бокового отвода по направлению к боковому стволу скважины. Обеспечивается заканчивание бокового ствола скважины без извлечения отклонителя для его зарезки. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к узлу оборудования для подземной добычи флюидов и, в частности (но не обязательно), к узлу оборудования, имеющему поверхность, которая может отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины и может отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины.
Уровень техники
Углеводороды могут добываться из ствола скважины, пересекающей подземный пласт. Ствол скважины может иметь довольно сложную конфигурацию. От основного ствола скважины могут отходить ответвления, например стволы с горизонтальным окончанием и/или боковые стволы. Многоствольные скважины имеют один или несколько стволов с горизонтальным окончанием, отходящих от основного (исходного) ствола. Боковой ствол скважины проходит в первом основном направлении и отворачивается во втором основном направлении. Боковой ствол может являться частью основного ствола скважины на участке, характеризующемся первым направлением, и являться частью дополнительного ствола, ответвляющегося от основного во втором направлении.
Основной ствол скважины может содержать окно для формирования боковых стволов. Окно может быть сформировано при позиционировании сочленения обсадной трубы и отклонителя для зарезки бокового ствола скважины в обсадной колонне в основном стволе скважины. Отклонитель для зарезки бокового ствола скважины может изменять направление перемещения одной или нескольких фрез (и других режущих инструментов) по горизонтали (а также в одном или нескольких других направлениях) относительно обсадной колонны. Отклоняемые фрезы проникают в часть сочленения в обсадной трубе, в результате чего в обсадной колонне вырезается окно, через которое посредством буровых долот может выполняться формирование ствола с горизонтальным окончанием.
Отклонитель для зарезки бокового ствола скважины может содержать извлекающий механизм, позволяющий выводить его из основного ствола скважины после формирования бокового ствола. После извлечения отклонителя для зарезки бокового ствола скважины в требуемое место относительно окна спускается отклонитель снаряда для заканчивания бокового ствола скважины, который может иметь отверстие под фрагмент сочленения, например перекрывателя части основного ствола скважины, и может иметь отклоняющую поверхность, предназначенную для отклонения остальной части сочленения по направлению к окну и боковому стволу скважины. Сочленение или другие компоненты могут использоваться для заканчивания бокового ствола скважины. При извлечении отклонителя для зарезки бокового ствола скважины и спуске отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины увеличивается количество спускоподъемных операций, что, следовательно, ухудшает эффективность добывающей скважины и увеличивает затраты на ее эксплуатацию.
С целью исключения необходимости в двух операциях по спуску отклонителя для зарезки бокового ствола скважины и отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины применяются различные узлы оборудования. Например, в узел оборудования могут входить отклонитель для зарезки бокового ствола скважины, соединенный с отклонителем снаряда для заканчивания бокового ствола скважины с возможностью их разъединения. Такой узел оборудования спускается в скважину и устанавливается в ней. Отклонитель для зарезки бокового ствола скважины может перенаправлять фрезу для вырезки окна, через которое может формироваться ствол с горизонтальным окончанием. После ствола с горизонтальным окончанием отклонитель для зарезки бокового ствола скважины извлекается путем его отсоединения от отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины. После извлечения отклонителя для зарезки бокового ствола скважины в ствол могут быть введены необходимые компоненты, направление перемещения которых обуславливается геометрическими параметрами отклонителя для снаряда заканчивания ствола с горизонтальным окончанием. Таким образом, перед заканчиванием ствола с горизонтальным окончанием требуется дополнительная операция по извлечению отклонителя для зарезки бокового ствола скважины, что может характеризоваться увеличением затрат на заканчивание скважины и ухудшением эффективности этой операции.
Соответственно, целью изобретения является создание такой конфигурации узла оборудования для отклонения режущего инструмента и компонента для заканчивания бокового ствола скважины, например имеющего вид сочленения, при которой перед отклонением снаряда для заканчивания бокового ствола скважины не требуется операция по извлечению отклонителя для зарезки бокового ствола скважины.
Раскрытие изобретения
Один аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложен новый узел оборудования, который может устанавливаться в стволе скважины. Поверхность наружной стенки узла оборудования может отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины. Данная поверхность также может отклонять по меньшей часть компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины. Компонент для заканчивания ствола скважины может использоваться по своему прямому назначению.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения указанная поверхность наружной стенки является отклоняющей поверхностью отклонителя для зарезки бокового ствола скважины и поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения компонент для заканчивания бокового ствола скважины представляет собой сочленение, имеющее перекрыватель и боковой отвод. Перекрыватель может стыковаться с указанной поверхностью, которая может отклонять боковой отвод по направлению к боковому стволу скважины.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения узел оборудования содержит подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения подсистема временного закупоривания содержит по меньшей мере ломкую пробку, съемную пробку, ломкую заслонку, откидную заслонку, съемный фильтр или мембрану.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения узел оборудования содержит втулку, которую может смещать перекрыватель. Данная втулка может предотвращать попадание мусора в уплотнитель.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения втулка содержит механизм сцепления, который может фиксировать втулку в первом положении и под действием передаваемой перекрывателем силы может фиксировать втулку во втором положении.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения механизм сцепления может фиксировать втулку во втором положении с возможностью разъединения. Механизм сцепления может содержать по меньшей мере одну цангу, которая может стыковаться с профилем цанги, или пружинное запорное кольцо.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения узел оборудования содержит запорный элемент, сцепленный с основной частью узла оборудования. Запорный элемент может сцепляться с другим компонентом, расположенным в стволе скважины.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения указанная поверхность может отклонять режущий инструмент и может отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания бокового ствола скважины без необходимости извлечения фрагмента узла оборудования из ствола скважины перед отклонением компонента для заканчивания бокового ствола скважины.
Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложен способ формирования и заканчивания бокового ствола скважины. В основном стволе скважины устанавливают узел оборудования. Его наружная стенка имеет поверхность, с которой контактирует перемещающийся режущий инструмент и которая отклоняет режущий инструмент по направлению к боковой стенке обсадной колонны, в результате чего режущий инструмент формирует боковой ствол скважины. При извлечении режущего инструмента из бокового ствола скважины узел оборудования остается в скважине. Компонент для заканчивания бокового ствола скважины перемещают к поверхности наружной стенки узла оборудования, которая отклоняет часть компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины. Отклоненный компонент для заканчивания бокового ствола скважины используют по своему прямому назначению.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения компонент для заканчивания бокового ствола скважины представляет собой сочленение, имеющее перекрыватель и боковой отвод. Перемещение компонента для заканчивания бокового ствола скважины к поверхности наружной стенки узла оборудования сопровождается перемещением сочленения, в результате чего указанная поверхность отклоняет боковой отвод по направлению к боковому стволу скважины и перекрыватель стыкуется с узлом оборудования.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения перемещение сочленения, в результате чего указанная поверхность отклоняет боковой отвод по направлению к боковому стволу скважины и перекрыватель стыкуется с узлом оборудования, сопровождается разрушением подсистемы временного закупоривания под действием перемещающегося наконечника, соединенного с перекрывателем, и сопровождается стыковкой сочленения с каналом узла оборудования. Перекрыватель смещает по меньшей мере часть втулки, которая может предотвращать попадание мусора по меньшей мере в один из компонентов.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения заканчивание бокового ствола скважины происходит без извлечения поверхности наружной стенки узла оборудования для отклонения режущего инструмента из исходного ствола скважины.
Другой аспект настоящего изобретения состоит в том, что предложен узел оборудования, устанавливаемый в стволе скважины. Узел оборудования имеет основную часть и втулку. Поверхность основной части может отклонять режущий инструмент по направлению к боковой стенке обсадной колонны и может отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания бокового ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины. Боковой ствол скважины может формироваться режущим инструментом. Компонент для заканчивания бокового ствола скважины может использоваться по своему прямому назначению. Втулка может предотвращать попадание мусора в один или несколько компонентов и может смещаться по меньшей мере частью компонента для заканчивания бокового ствола скважины.
В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения первая часть указанной поверхности является отклоняющей поверхностью отклонителя для зарезки ствола скважины, а вторая часть указанной поверхности является поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания ствола скважины.
Упомянутые аспекты и описанные варианты осуществления изобретения не ограничивают настоящее изобретение и не устанавливают его границы, а приведены лишь в качестве примеров для облегчения понимания идей изобретения, изложенных в данной заявке. Другие аспекты, преимущества и признаки настоящего изобретения следуют из полного описания всей заявки.
Краткое описание чертежей
Фиг.1 показывает схематическое изображение поперечного разреза скважинной системы с узлом оборудования, при помощи которого может формироваться боковой ствол скважины и может производиться заканчивание бокового ствола скважины, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.2 показывает перспективный вид узла оборудования, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.3 показывает частичный поперечный разрез фрагмента узла оборудования, изображенного на фиг.2, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.4 показывает поперечный разрез фрагмента узла оборудования, изображенного на фиг.2, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.5 показывает боковой вид компонента для заканчивания бокового ствола скважины, являющегося сочленением, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.6А показывает поперечный разрез узла оборудования, в который вставляется перекрыватель сочленения, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Фиг.6В показывает поперечный разрез перекрывателя, проникающего в подсистему узла оборудования, изображенного на фиг.6А, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения,
Фиг.6С показывает поперечный разрез перекрывателя сочленения, который стыкуется с узлом оборудования, показанным на фиг.6А, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения.
Осуществление изобретения
Определенные аспекты и варианты осуществления настоящего изобретения относятся к узлам оборудования, которые могут спускаться в ствол подземной скважины, например в основной ствол, от которого может формироваться боковой ствол скважины с последующим возможным заканчиванием. Узел оборудования, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, может иметь наружную стенку, поверхность которой может отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины и может отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания бокового ствола скважины.
«Основной ствол» скважины представляет собой ствол, от которого ответвляется другой ствол. Основной ствол также называется «исходным стволом». Основной или исходный ствол скважины не обязательно проходит непосредственно от поверхности земли. Например, он может ответвляться от другого исходного ствола скважины.
«Боковой ствол» скважины является стволом, формируемым в наружную сторону от его пересечения с основным стволом скважины. К примерам боковых стволов скважины относятся ствол с горизонтальным окончанием и ответвление. Боковой ствол скважины может иметь собственный боковой ствол, отходящий в наружную сторону от него, при этом первый боковой ствол является основным стволом для второго бокового ствола скважины.
Поверхность наружной стенки узла оборудования может являться поверхностью отклонителя для зарезки бокового ствола скважины и поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины. Узел оборудования может спускаться в скважину и располагаться в ней на основе известных способов позиционирования. В скважину может спускаться режущий инструмент, например фреза или бур, который может отклоняться указанной поверхностью по направлению к боковой стенке обсадной колонны. Режущий инструмент может вырезать окно, через которое он (совместно с другими инструментами, например фрезой и буром или иными инструментами) может формировать боковой ствол скважины. В некоторых вариантах осуществления изобретения высота окна составляет шесть метров. Режущий инструмент может быть извлечен из ствола скважины, в которую может быть спущен компонент для заканчивания бокового ствола скважины, по меньшей мере часть которого может отклоняться по направлению к боковому стволу скважины для его заканчивания. При применении данного узла оборудования отсутствует необходимость в дополнительных операциях по подъему (также называемому «извлечением») отклонителя для зарезки бокового ствола скважины или по установке отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины.
Указанная поверхность может характеризоваться соответствующей конусностью для вывода фрезерного или бурильного инструмента из окна в обсадную колонну, для бурения бокового отвода в боковой ствол скважины, для размещения бокового отвода компонента для заканчивания бокового ствола скважины, например сочленения, и для стыковки с перекрывателем компонента для заканчивания бокового ствола скважины и герметизации перекрывателя. Например, узел оборудования может содержать один или несколько механизмов для закупоривания и герметизации основного ствола скважины. Узел оборудования также может обеспечивать защиту от мусора, который образуется в скважине. В некоторых вариантах осуществления изобретения узел оборудования может обеспечивать непрерывный герметизированный проточный канал для выполнения операция по заканчиванию ниже по потоку и может обеспечивать доступ через основной ствол скважины для проведения различных работ в стволе скважины. Указанная поверхность также может быть восстановлена посредством внешних и/или внутренних механизмов. К примерам внешних механизмов относятся ловильный инструмент или ловильный колокол. К примерам внутренних механизмов относятся инструмент для спускоподъемных операций и ловильный крюк. В других вариантах осуществления изобретения указанная поверхность может отклонять один перекрыватель и стыковаться с другим перекрывателем.
Узел оборудования, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, может содержать нераздельные компоненты - отклонитель для зарезки бокового ствола скважины и отклонитель снаряда для заканчивания бокового ствола скважины. Данный узел оборудования не требует использования механизма разъединения, он может спускаться в исходный ствол скважины до требуемого места и ориентироваться при помощи якоря или другого подходящего механизма или при помощи другого способа.
Узлы оборудования, согласно некоторым вариантам осуществления настоящего изобретения, могут ограничивать количество спускоподъемных операций, требуемых для заканчивания бокового ствола скважины, что может позволить операторам буровых вышек обеспечить значительную экономию средств на эксплуатационные расходы. Узел оборудования, согласно некоторым вариантам осуществления изобретения, может исключить необходимость спускоподъемных операций по очистке ствола с горизонтальным окончанием перед его заканчиванием. Например, может быть уменьшено количество отдельных операций по извлечению как отклонителя для зарезки бокового ствола скважины, так и отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины, а также может быть уменьшено количество спускоподъемных операций по передислокации как отклонителя для зарезки бокового ствола скважины, так и отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины после очистки.
Узел оборудования также может содержать компоненты для защиты от мусора, предназначенные для предотвращения попадания по меньшей мере некоторого количества мусора, образующегося при зарезке и заканчивании бокового ствола скважины, в другие компоненты, расположенные ниже по стволу скважины. Компоненты для защиты от мусора могут включать втулку и подсистему временного закупоривания. Втулка может содержать механизм сцепления, например цангу, и, следовательно, может позволять втулке перемещаться вниз, от указанной поверхности, из первого положения во второе. В качестве механизма сцепления может использоваться, например, цанга, а компоненты для защиты от мусора также могут содержать первый профиль цанги, расположенный под вторым профилем цанги. Второй профиль цанги может удерживать втулку после ее сдвига вниз. В некоторых вариантах осуществления изобретения механизм сцепления может прикрепляться к втулке с возможностью разъединения и фиксировать ее во втором положении. Втулка может быть изготовлена из любого подходящего материала, например из стали. Подсистема временного закупоривания может представлять собой ломкую пробку, съемную пробку, ломкую заслонку, откидную заслонку, съемный фильтр, мембрану или сочетание этих или других устройств.
Подсистема временного закупоривания может предотвращать попадание стружки в цанги. Подсистема временного закупоривания может быть изготовлена из хрупкого материала, например из керамики, который легко ломается при контакте с перекрывателем компонента для заканчивания бокового ствола скважины или с другим подобным компонентом. Для спуска узла оборудования в скважину может использоваться спускной инструмент.
Компоненты для защиты от мусора могут обеспечивать условия для вымывания мусора до контакта перекрывателя компонента для заканчивания бокового ствола скважины с подсистемой временного закупоривания в верхней части компонентов для защиты от мусора. В некоторых вариантах осуществления изобретения контакт между перекрывателем и подсистемой временного закупоривания может приводить к перемещению втулки вниз - во второе положение - с целью обеспечения уплотнения компонентов, находящихся ниже сочленения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения для обеспечения требуемых технических показателей компонент для заканчивания бокового ствола скважины может соединяться с узлом оборудования. Например, инструмент для заканчивания бокового ствола скважины может содержать перекрыватель и боковой отвод. Перекрыватель может относиться к части основного ствола скважины и может стыковаться через поверхность узла оборудования. С перекрывателем может быть соединен наконечник, который может разрушать подсистему временного закупоривания. Наконечник может стыковаться с втулкой, имеющей механизм сцепления. При нажатии перекрывателя на втулку она перемещается во второе положение. В некоторых вариантах осуществления изобретения после посадки сочленения из ствола скважины вместе с наконечником извлекается спускной инструмент, например спускной держатель втулки, использованный для ввода узла оборудования в скважину. Наконечник может быть сцеплен со спускным инструментом при помощи трубы, чтобы при «втыкании» наконечника и перекрывателя в ствол скважины через спускной инструмент и наконечник обеспечивалась подача флюида под давлением от поверхности. Флюид может обеспечивать вымывание мусора из ствола скважины и смывание его с верхней части подсистемы временного закупоривания.
Эти основные варианты осуществления изобретения приведены для наглядности и облегчения понимания изложенной в данном документе сути изобретения, при этом они не подразумевают ограничения объема раскрываемых идей. Ниже описаны различные дополнительные варианты и примеры осуществления изобретения со ссылками на чертежи, в которых одинаковые элементы характеризуются одинаковыми позиционными обозначениями и указателями направления, при этом, как и основные варианты осуществления изобретения, они не предполагают ограничения объема настоящего изобретения.
На фиг.1 показана скважинная система 100 с узлом оборудования, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. Скважинная система 100 содержит исходный ствол 102 скважины, который проходит через различные геологические пласты. В исходном стволе 102 скважины имеется обсадная колонна 106, зацементированная на участке исходного ствола 102 скважины.
В нижней области, ограниченной обсадной колонной 106, может находиться узел 108 оборудования, который может располагаться в требуемом месте скважины для формирования и заканчивания бокового ствола 114 скважины, отходящего от ее исходного ствола 102. Требуемым местом может являться пересечение 116 исходного ствола 102 скважины и бокового ствола 114 скважины. Узел 108 оборудования может позиционироваться различными способами, например с применением гироскопического инклинометра и ориентирующих приспособлений.
Боковой ствол 114 скважины обозначен пунктирной линией, обозначающей, что он еще не сформирован. При формировании бокового ствола 114 скважины в обсадную колонну 106 спускаются один или несколько режущих инструментов, например фрез и буров, которые отклоняются поверхностью 110 узла оборудования 108 по направлению к боковой стенке обсадной колонны 116. При этом вырезается окно, через которое в подземном пласте, прилегающем к окну, режущими инструментами может быть сформирован боковой ствол 114 скважины.
Режущие инструменты могут быть извлечены из бокового ствола скважины, через обсадную колонну 106 может быть спущен компонент для заканчивания бокового ствола скважины, и по меньшей мере часть компонента для заканчивания бокового ствола скважины может быть отклонена поверхностью 110 узла 108 оборудования по направлению к боковому стволу 114 скважины для его заканчивания. Например, компонент для заканчивания бокового ствола скважины может представлять собой сочленение, содержащее перекрыватель (также называемый отводом для основной части ствола) и боковой отвод. Поверхность 110 узла 108 оборудования может отклонять боковой отвод по направлению к боковому стволу 114 скважины и стыковаться с перекрывателем через отверстие или иным способом.
Узлы оборудования, согласно различным вариантам осуществления настоящего изобретения, могут иметь требуемую конфигурацию, способствующую формированию и заканчиванию бокового ствола скважины.
На фиг.2 показан узел 202 оборудования, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения, который может отклонять один или несколько режущих инструментов и может отклонять компонент, используемый для заканчивания бокового ствола скважины. Такие компоненты для заканчивания бокового ствола скважины могут содержать, например, сочленение и фильтр.
Наружная стенка основной части 206 узла 202 оборудования имеет поверхность 204, которая может отклонять режущий инструмент и компонент для заканчивания бокового ствола скважины, например сочленение. Указанная поверхность может являться, например, поверхностью отклонителя для зарезки бокового ствола скважины и поверхностью отклонителя для заканчивания бокового ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления одна часть поверхности 204 может отклонять режущий инструмент, а другая часть поверхности 204 может отклонять компонент для заканчивания бокового ствола скважины. В других вариантах осуществления изобретения вся поверхность 204 может отклонять режущий инструмент и компонент для заканчивания бокового ствола скважины.
Основная часть 206 узла 202 оборудования сцеплена с корпусом 208 спускного инструмента, который соединен с запорным элементом 210 через переходник 212. Запорный элемент 210 может сцепляться с другими компонентами трубчатой колонны или обсадной колонны. Например, запорный механизм 210 может стыковаться с предварительно установленным и сориентированным якорем или с якорем, устанавливаемым вместе с узлом 202 оборудования.
Корпус 208 спускного инструмента может иметь приемник для спускного инструмента, позволяющий спускать узел 202 оборудования в скважину и обеспечивать его ориентирование и посадку. Корпус 208 спускного инструмента также может иметь уплотнительные механизмы.
На фиг.3 и 4 показаны поперечные разрезы фрагмента 214 узла оборудования, содержащего уплотнители 216 и срезные кольца 218. Уплотнители 216 могут создавать барьер давления между средой, находящейся ниже уплотнений, и средой, находящейся выше уплотнений, для направления продуктивного потока углеводородов со стороны, расположенной ниже уплотнений, через перекрыватель, а не через кольцевое пространство между перекрывателем и внутренней поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины по его внутреннему диаметру. Уплотнители 216 могут создавать барьер давления, обеспечивая герметичное уплотнение между наружной поверхностью перекрывателя по его наружному диаметру и внутренней поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины по его внутреннему диаметру. Компоненты для защиты от мусора предохраняют уплотнители 216 от попадания в них мусора или иных материалов.
Поверхность отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины по его внутреннему диаметру может ограничивать канал, с которым может стыковаться уплотнительный перекрыватель компонента для заканчивания бокового ствола скважины. Уплотнители 216 и срезные кольца 218, например срезные непроходные кольца или срезные непроходные кольцевые ограничители, могут предохраняться от попадания в них мусора при помощи втулки 220. В некоторых вариантах осуществления изобретения втулка 220 изготовлена из подходящего материала, например из стали. Втулка 220 содержит механизм сцепления, например цанги или пружинные запорные кольца, которые могут фиксировать втулку 220 (скажем, путем соединения с профилем цанги) после позиционирования компонента для заканчивания бокового ствола скважины. Спускной инструмент, например гидравлический или механический, может быть соединен с втулкой 220 для дальнейшей защиты уплотнителей 216 от мусора и с компонентом для заканчивания бокового ствола скважины, например, если спускной инструмент находится в отклонителе снаряда для заканчивания бокового ствола скважины (скажем, когда тот спущен в скважину). Спускной инструмент может являться отдельным элементом, который может использоваться для спуска в скважину отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины. После посадки и позиционирования отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины на требуемой глубине спускной инструмент может быть отсоединен и извлечен из скважины. Например, спускной инструмент может быть сцеплен с отклонителем снаряда для заканчивания бокового ствола скважины с возможностью разъединения посредством приемника для гидравлического спускного инструмента или иного аналогичного компонента.
Фрагмент 214 узла оборудования содержит подсистему временного закупоривания, например ломкую пробку 230, которая может предотвращать попадание мусора на внутреннюю поверхность отклонителя снаряда для заканчивания бокового ствола скважины по его внутреннему диаметру до стыковки компонента для заканчивания бокового ствола скважины и может разрушаться компонентом для заканчивания бокового ствола скважины. Ломкая пробка 230 может быть изготовлена из любого подходящего материала, например из керамики.
На фиг.5 показан пример компонента для заканчивания бокового ствола скважины, согласно одному варианту осуществления изобретения, который представляет собой сочленение 302. Сочленение 302 содержит боковой отвод 304 и перекрыватель 308. Перекрыватель 308 может быть герметизирующим. Боковой отвод 304 может отклоняться поверхностью узла оборудования по направлению к боковому стволу скважины. Перекрыватель 308 может стыковаться с узлом оборудования. Наконечник, например наконечник для разрушения ломкой пробки, входящий в состав сочленения 302, может проникать в ломкую пробку 230 для стыковки перекрывателя 308 с узлом оборудования. В некоторых вариантах осуществления изобретения конфигурация сочленения 302 может отличаться от других конфигураций сочленения тем, что перекрыватель 308 и боковой отвод 304 могут быть удлинены, например, на 4,5 м.
На фиг.6А-6С показан перекрыватель 308 сочленения 302, проникающий в узел оборудования 202, согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения. На фиг.6А показан наконечник 310 рядом с ломкой пробкой 230 узла 202 оборудования. Наконечник 310, который может извлекаться из ствола скважины вместе со спускным инструментом, может быть прикреплен к спускному инструменту, причем последний может представлять собой спускной инструмент для держателя втулки, при помощи которого держатель втулки устанавливается над сочленением. Как показано на фиг.6В, наконечник 310 может разрушать ломкую пробку 230 и стыковаться с втулкой 220, которая защищает отклонитель снаряда для заканчивания бокового ствола скважины от повреждения, которое может произойти в случае попадания мусора и т.п. На фиг.6С показано, что перекрыватель 308 может сохранять свое положение при отклонении бокового отвода 304 (не показан на фиг.6А-6С) по направлению к стволу с горизонтальным окончанием. Перекрыватель 308 может продвигать втулку вниз.
Вышеприведенное описание вариантов осуществления изобретения, в том числе проиллюстрированных, предназначено только для пояснения, при этом данное описание не является исчерпывающим и не ограничивает изобретение конкретными приведенными примерами осуществления. Специалистам понятно, как настоящее изобретение может быть модифицировано, адаптировано и использовано без отклонения от его сути.
Claims (14)
1. Узел оборудования, выполненный с возможностью установки в стволе скважины и содержащий:
поверхность наружной стенки, выполненную с возможностью отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины, а также отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины, причем по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод;
подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель; и
втулку, прикрепленную к подсистеме временного закупоривания и выполненную с возможностью смещаться перекрывателем, причем указанная втулка выполнена для предотвращения попадания по меньшей мере части мусора в уплотнитель,
при этом указанная поверхность выполнена с возможностью стыковки с перекрывателем и отклонения бокового отвода по направлению к боковому стволу скважины.
поверхность наружной стенки, выполненную с возможностью отклонять режущий инструмент для формирования бокового ствола скважины, а также отклонять по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины, причем по меньшей мере часть компонента для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод;
подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель; и
втулку, прикрепленную к подсистеме временного закупоривания и выполненную с возможностью смещаться перекрывателем, причем указанная втулка выполнена для предотвращения попадания по меньшей мере части мусора в уплотнитель,
при этом указанная поверхность выполнена с возможностью стыковки с перекрывателем и отклонения бокового отвода по направлению к боковому стволу скважины.
2. Узел по п.1, отличающийся тем, что указанная поверхность наружной стенки является отклоняющей поверхностью отклонителя для зарезки ствола скважины и поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания ствола скважины.
3. Узел по п.1, отличающийся тем, что подсистема временного закупоривания содержит по меньшей мере один из следующих компонентов: ломкая пробка; съемная пробка; ломкая заслонка; откидная заслонка; съемный фильтр; или мембрана.
4. Узел по п.1, отличающийся тем, что втулка содержит механизм сцепления, выполненный для фиксации втулки в первом положении и под действием передаваемой перекрывателем силы для фиксации втулки во втором положении.
5. Узел по п.4, отличающийся тем, что механизм сцепления выполнен для фиксации втулки во втором положении с возможностью разъединения, причем механизм сцепления содержит по меньшей мере один из следующих компонентов: одна или более цанг, выполненных для стыковки с профилем цанги; или пружинное запорное кольцо.
6. Узел по п.1, отличающийся тем, что содержит запорный элемент, сцепленный с основной частью узла оборудования, причем запорный элемент выполнен с возможностью сцепления с другим компонентом, расположенным в стволе скважины.
7. Узел по п.1, отличающийся тем, что указанная поверхность выполнена с возможностью отклонения режущего инструмента и отклонения по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины без необходимости извлечения фрагмента узла оборудования из ствола скважины перед отклонением по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины.
8. Способ формирования и заканчивания бокового ствола скважины, включающий следующие этапы:
расположение узла оборудования, имеющего поверхность наружной стенки, в основном стволе скважины;
перемещение режущего инструмента к поверхности наружной стенки узла оборудования, причем указанная поверхность отклоняет режущий инструмент по направлению к боковой стенке обсадной колонны, так что режущий инструмент формирует боковой ствол скважины после его отклонения по направлению к боковой стенке обсадной колонны;
извлечение режущего инструмента из бокового ствола скважины без извлечения узла оборудования; и
перемещение компонента для заканчивания ствола скважины к поверхности наружной стенки узла оборудования, при этом компонент для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод, причем указанное перемещение включает:
перемещение сочленения так, что указанная поверхность отклоняет боковой отвод по направлению к боковому стволу скважины, а перекрыватель стыкуется с узлом оборудования,
перемещение сочленения так, что наконечник, соединенный с перекрывателем, разрушает подсистему временного закупоривания узла оборудования, а также стыкуется с внутренней поверхностью втулки по ее внутреннему диаметру, которая прикреплена к подсистеме временного закупоривания,
причем перекрыватель стыкуется с внутренней поверхностью узла оборудования по его внутреннему диаметру и смещает по меньшей мере часть втулки, выполненной для предотвращения попадания мусора по меньшей мере в один из компонентов.
расположение узла оборудования, имеющего поверхность наружной стенки, в основном стволе скважины;
перемещение режущего инструмента к поверхности наружной стенки узла оборудования, причем указанная поверхность отклоняет режущий инструмент по направлению к боковой стенке обсадной колонны, так что режущий инструмент формирует боковой ствол скважины после его отклонения по направлению к боковой стенке обсадной колонны;
извлечение режущего инструмента из бокового ствола скважины без извлечения узла оборудования; и
перемещение компонента для заканчивания ствола скважины к поверхности наружной стенки узла оборудования, при этом компонент для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод, причем указанное перемещение включает:
перемещение сочленения так, что указанная поверхность отклоняет боковой отвод по направлению к боковому стволу скважины, а перекрыватель стыкуется с узлом оборудования,
перемещение сочленения так, что наконечник, соединенный с перекрывателем, разрушает подсистему временного закупоривания узла оборудования, а также стыкуется с внутренней поверхностью втулки по ее внутреннему диаметру, которая прикреплена к подсистеме временного закупоривания,
причем перекрыватель стыкуется с внутренней поверхностью узла оборудования по его внутреннему диаметру и смещает по меньшей мере часть втулки, выполненной для предотвращения попадания мусора по меньшей мере в один из компонентов.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что заканчивание бокового ствола скважины выполняют без извлечения поверхности наружной стенки узла оборудования для отклонения режущего инструмента из основного ствола скважины.
10. Узел оборудования, выполненный с возможностью установки в стволе скважины, содержащий:
основную часть, поверхность которой выполнена с возможностью отклонения режущего инструмента по направлению к боковой стенке обсадной колонны, а также отклонения по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины, причем режущий инструмент выполнен с возможностью формирования бокового ствола скважины, а компонент для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод, при этом указанная поверхность выполнена с возможностью стыковки с перекрывателем и отклонения бокового отвода по направлению к боковому стволу скважины; и
втулку, прикрепленную к подсистеме временного закупоривания, а также выполненную с возможностью предотвращения попадания мусора в по меньшей мере один компонент и с возможностью смещаться по меньшей мере частью компонента для заканчивания ствола скважины; и
подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель, причем подсистема временного закупоривания может быть разрушена наконечником, соединенным с перекрывателем,
при этом втулка способна предотвращать попадание по меньшей мере части мусора в уплотнитель.
основную часть, поверхность которой выполнена с возможностью отклонения режущего инструмента по направлению к боковой стенке обсадной колонны, а также отклонения по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины по направлению к боковому стволу скважины, причем режущий инструмент выполнен с возможностью формирования бокового ствола скважины, а компонент для заканчивания ствола скважины представляет собой сочленение, используемое для заканчивания бокового ствола скважины и содержащее перекрыватель и боковой отвод, при этом указанная поверхность выполнена с возможностью стыковки с перекрывателем и отклонения бокового отвода по направлению к боковому стволу скважины; и
втулку, прикрепленную к подсистеме временного закупоривания, а также выполненную с возможностью предотвращения попадания мусора в по меньшей мере один компонент и с возможностью смещаться по меньшей мере частью компонента для заканчивания ствола скважины; и
подсистему временного закупоривания пространства между указанной поверхностью и каналом, в который может вставляться перекрыватель, причем подсистема временного закупоривания может быть разрушена наконечником, соединенным с перекрывателем,
при этом втулка способна предотвращать попадание по меньшей мере части мусора в уплотнитель.
11. Узел по п.10, отличающийся тем, что указанная поверхность является отклоняющей поверхностью отклонителя для зарезки ствола скважины и поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания ствола скважины.
12. Узел по п.10, отличающийся тем, что первая часть указанной поверхности является отклоняющей поверхностью отклонителя для зарезки ствола скважины, а вторая часть указанной поверхности является поверхностью отклонителя снаряда для заканчивания ствола скважины.
13. Узел по п.10, отличающийся тем, что втулка содержит механизм сцепления, выполненный для фиксации втулки в первом положении и под действием передаваемой перекрывателем силы для фиксации втулки во втором положении.
14. Узел по п.10, отличающийся тем, что указанная поверхность выполнена с возможностью отклонения режущего инструмента, а также отклонения по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины без необходимости извлечения части узла оборудования из ствола скважины перед отклонением по меньшей мере части компонента для заканчивания ствола скважины.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/939,223 | 2010-11-04 | ||
| US12/939,223 US8376066B2 (en) | 2010-11-04 | 2010-11-04 | Combination whipstock and completion deflector |
| PCT/US2011/058905 WO2012061465A2 (en) | 2010-11-04 | 2011-11-02 | Combination whipstock and completion deflector |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531511C1 true RU2531511C1 (ru) | 2014-10-20 |
Family
ID=46018547
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013123874/03A RU2531511C1 (ru) | 2010-11-04 | 2011-11-02 | Узел оборудования для отклонения бура и снаряда для заканчивания скважины |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8376066B2 (ru) |
| EP (1) | EP2622165B1 (ru) |
| CN (1) | CN103210168B (ru) |
| AU (1) | AU2011323443B2 (ru) |
| BR (1) | BR112013011021A2 (ru) |
| CA (1) | CA2815860C (ru) |
| MX (1) | MX2013005004A (ru) |
| MY (1) | MY156459A (ru) |
| PL (1) | PL2622165T3 (ru) |
| RU (1) | RU2531511C1 (ru) |
| SG (1) | SG190103A1 (ru) |
| WO (1) | WO2012061465A2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755763C1 (ru) * | 2018-08-07 | 2021-09-21 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы и системы бурения многоствольных скважин |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9200482B2 (en) * | 2011-06-03 | 2015-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore junction completion with fluid loss control |
| US9581013B2 (en) * | 2012-12-10 | 2017-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for determining orientation of a device and mill position in a wellbore utilizing identification tags |
| AU2013395636B2 (en) | 2013-07-31 | 2017-04-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mainbore clean out tool |
| US10352140B2 (en) | 2014-05-29 | 2019-07-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming multilateral wells |
| WO2016099439A1 (en) * | 2014-12-15 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore sealing system with degradable whipstock |
| EP3056658A1 (en) * | 2015-02-16 | 2016-08-17 | Tercel IP Ltd. | Connecting assembly and receptacle adapted to receive said connecting assembly for connecting two tubing sections, and method for installing and connecting two tubing sections in a wellbore |
| WO2017086936A1 (en) | 2015-11-17 | 2017-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip multilateral tool |
| US10662710B2 (en) | 2015-12-15 | 2020-05-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore interactive-deflection mechanism |
| CN107956441A (zh) * | 2016-10-14 | 2018-04-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 尾管管串 |
| RU2661925C1 (ru) * | 2017-07-27 | 2018-07-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт машиноведения им. А.А. Благонравова Российской академии наук (ИМАШ РАН) | Устройство для установки обсадных фильтров в глубоких перфорационных каналах-волноводах |
| NO20211585A1 (en) | 2019-08-30 | 2021-12-22 | Halliburton Energy Services Inc | A multilateral junction |
| US11702914B1 (en) * | 2022-03-29 | 2023-07-18 | Saudi Arabian Oil Company | Sand flushing above blanking plug |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU180540A1 (ru) * | А. А. Д. Джафаров , В. И. Документов | Устройство для зарезания второго ствола обсаженной буровой скважины | ||
| RU2164282C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Устройство для забуривания дополнительного ствола из скважины |
| US6786283B2 (en) * | 2000-03-28 | 2004-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for drilling and completing a wellbore junction |
| UA17882U (en) * | 2006-04-20 | 2006-10-16 | Valerii Mytrofanovych Frolov | Method for treating patients with increased fatigue syndrome in setting of chronic tonsillitis |
| RU2365728C1 (ru) * | 2008-04-10 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины |
| RU2365729C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНКОС" | Вставной кольцевой уступ обсадной колонны скважины и устройство для его доставки и установки в обсадной колонне |
| RU2386775C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины |
Family Cites Families (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4440218A (en) * | 1981-05-11 | 1984-04-03 | Completion Services, Inc. | Slurry up particulate placement tool |
| US5115872A (en) * | 1990-10-19 | 1992-05-26 | Anglo Suisse, Inc. | Directional drilling system and method for drilling precise offset wellbores from a main wellbore |
| FR2692315B1 (fr) * | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
| US5322127C1 (en) * | 1992-08-07 | 2001-02-06 | Baker Hughes Inc | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells |
| US5325924A (en) * | 1992-08-07 | 1994-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5474131A (en) * | 1992-08-07 | 1995-12-12 | Baker Hughes Incorporated | Method for completing multi-lateral wells and maintaining selective re-entry into laterals |
| US5318121A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores |
| US5318122A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5353876A (en) * | 1992-08-07 | 1994-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means |
| US5301760C1 (en) * | 1992-09-10 | 2002-06-11 | Natural Reserve Group Inc | Completing horizontal drain holes from a vertical well |
| CA2125772A1 (en) * | 1992-10-19 | 1994-04-28 | Kendall Craig Whitler | Retrievable whipstock system |
| US5467819A (en) * | 1992-12-23 | 1995-11-21 | Tiw Corporation | Orientable retrievable whipstock and method of use |
| US5787978A (en) * | 1995-03-31 | 1998-08-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Multi-face whipstock with sacrificial face element |
| US5388648A (en) * | 1993-10-08 | 1995-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5425419A (en) * | 1994-02-25 | 1995-06-20 | Sieber; Bobby G. | Whipstock apparatus and methods of use |
| AU719919B2 (en) * | 1996-07-15 | 2000-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
| NO313763B1 (no) * | 1996-07-15 | 2002-11-25 | Halliburton Energy Serv Inc | Fremgangsmåte ved reetablering av adgang til en brönnboring og styredel til bruk ved tildannelse av en åpning i en brönnfôring |
| US5743331A (en) * | 1996-09-18 | 1998-04-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling system |
| US5845710A (en) * | 1997-02-13 | 1998-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well |
| US6019173A (en) * | 1997-04-04 | 2000-02-01 | Dresser Industries, Inc. | Multilateral whipstock and tools for installing and retrieving |
| US6092602A (en) * | 1998-01-27 | 2000-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| US6615920B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-09-09 | Marathon Oil Company | Template and system of templates for drilling and completing offset well bores |
| US6412578B1 (en) | 2000-08-21 | 2002-07-02 | Dhdt, Inc. | Boring apparatus |
| US6457525B1 (en) * | 2000-12-15 | 2002-10-01 | Exxonmobil Oil Corporation | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore |
| US6568480B2 (en) * | 2001-05-03 | 2003-05-27 | Smith International, Inc. | Orientation and locator system and method of use |
| US6729410B2 (en) * | 2002-02-26 | 2004-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple tube structure |
| US7000695B2 (en) | 2002-05-02 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanding wellbore junction |
| US6951252B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
| NO336220B1 (no) * | 2002-11-07 | 2015-06-22 | Weatherford Lamb | Anordning og fremgangsmåte for å komplettere brønnboringsforbindelser. |
| US6907930B2 (en) * | 2003-01-31 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well construction and sand control completion |
| WO2004081333A2 (en) * | 2003-03-10 | 2004-09-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | A method and apparatus for a downhole excavation in a wellbore |
| US7316274B2 (en) * | 2004-03-05 | 2008-01-08 | Baker Hughes Incorporated | One trip perforating, cementing, and sand management apparatus and method |
| US7207390B1 (en) * | 2004-02-05 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for lining multilateral wells |
| US7299864B2 (en) * | 2004-12-22 | 2007-11-27 | Cdx Gas, Llc | Adjustable window liner |
| US20070089875A1 (en) * | 2005-10-21 | 2007-04-26 | Steele David J | High pressure D-tube with enhanced through tube access |
| AU2006321380B2 (en) * | 2005-12-03 | 2010-11-04 | Frank's International, Inc. | Method and apparatus for installing deflecting conductor pipe |
| GB2440815B (en) * | 2006-08-07 | 2011-07-13 | Weatherford Lamb | Downhole tool retrieval and setting system |
| CN200982157Y (zh) * | 2006-12-14 | 2007-11-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种小井眼深井落物无法处理的快捷复产工艺装置 |
| US7900705B2 (en) * | 2007-03-13 | 2011-03-08 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control assembly having a fixed flow control device and an adjustable flow control device |
| US20080296029A1 (en) | 2007-06-04 | 2008-12-04 | Baker Hughes Incorporated | Debris control arrangement for a whipstock and method |
| US7866414B2 (en) * | 2007-12-12 | 2011-01-11 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated well completion method and system |
| US8307915B2 (en) | 2008-04-10 | 2012-11-13 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for drilling multilateral wells using magnetic ranging while drilling |
| US7905279B2 (en) * | 2008-04-15 | 2011-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Combination whipstock and seal bore diverter system |
| US8082999B2 (en) | 2009-02-20 | 2011-12-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Drilling and completion deflector |
-
2010
- 2010-11-04 US US12/939,223 patent/US8376066B2/en active Active
-
2011
- 2011-11-02 PL PL11838725.7T patent/PL2622165T3/pl unknown
- 2011-11-02 SG SG2013033667A patent/SG190103A1/en unknown
- 2011-11-02 CA CA2815860A patent/CA2815860C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-02 MX MX2013005004A patent/MX2013005004A/es active IP Right Grant
- 2011-11-02 CN CN201180053134.4A patent/CN103210168B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-11-02 MY MYPI2013001598A patent/MY156459A/en unknown
- 2011-11-02 AU AU2011323443A patent/AU2011323443B2/en not_active Ceased
- 2011-11-02 BR BR112013011021A patent/BR112013011021A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-11-02 EP EP11838725.7A patent/EP2622165B1/en not_active Not-in-force
- 2011-11-02 RU RU2013123874/03A patent/RU2531511C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-11-02 WO PCT/US2011/058905 patent/WO2012061465A2/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU180540A1 (ru) * | А. А. Д. Джафаров , В. И. Документов | Устройство для зарезания второго ствола обсаженной буровой скважины | ||
| RU2164282C1 (ru) * | 1999-08-09 | 2001-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Устройство для забуривания дополнительного ствола из скважины |
| US6786283B2 (en) * | 2000-03-28 | 2004-09-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and associated apparatus for drilling and completing a wellbore junction |
| UA17882U (en) * | 2006-04-20 | 2006-10-16 | Valerii Mytrofanovych Frolov | Method for treating patients with increased fatigue syndrome in setting of chronic tonsillitis |
| RU2365729C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНКОС" | Вставной кольцевой уступ обсадной колонны скважины и устройство для его доставки и установки в обсадной колонне |
| RU2365728C1 (ru) * | 2008-04-10 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины |
| RU2386775C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения, крепления и освоения многозабойной скважины |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2755763C1 (ru) * | 2018-08-07 | 2021-09-21 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Способы и системы бурения многоствольных скважин |
| US11352849B2 (en) | 2018-08-07 | 2022-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for drilling a multilateral well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| SG190103A1 (en) | 2013-06-28 |
| PL2622165T3 (pl) | 2016-11-30 |
| AU2011323443B2 (en) | 2013-08-01 |
| MY156459A (en) | 2016-02-26 |
| EP2622165A2 (en) | 2013-08-07 |
| MX2013005004A (es) | 2013-08-08 |
| CA2815860A1 (en) | 2012-05-10 |
| CN103210168B (zh) | 2015-05-20 |
| WO2012061465A3 (en) | 2012-08-09 |
| EP2622165B1 (en) | 2016-05-04 |
| CA2815860C (en) | 2015-02-10 |
| BR112013011021A2 (pt) | 2023-12-26 |
| US8376066B2 (en) | 2013-02-19 |
| AU2011323443A1 (en) | 2013-05-23 |
| WO2012061465A2 (en) | 2012-05-10 |
| EP2622165A4 (en) | 2014-04-16 |
| CN103210168A (zh) | 2013-07-17 |
| US20120111636A1 (en) | 2012-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531511C1 (ru) | Узел оборудования для отклонения бура и снаряда для заканчивания скважины | |
| US5564503A (en) | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion | |
| EP0701042B1 (en) | Decentring method and apparatus, especially for multilateral wells | |
| US10590734B2 (en) | Casing landing and cementing tool and methods of use | |
| NO342005B1 (en) | Downhole tool and method for removing a casing from a wellbore | |
| RU2672080C1 (ru) | Клин-отклонитель для повторного входа в боковой ствол многоствольной скважины | |
| EP2815056B1 (en) | Swelling debris barrier and methods | |
| RU2677517C1 (ru) | Извлекаемый клин-отклонитель для повторного входа в дополнительный ствол многоствольной скважины | |
| RU2677520C1 (ru) | Устройство для повторного входа в боковой ствол скважины | |
| DK202170143A1 (en) | Well Tool Having a Removable Collar for Allowing Production Fluid Flow | |
| EA034915B1 (ru) | Клапанный узел и способ управления для добывающих скважин в аварийных условиях | |
| EA003010B1 (ru) | Система бурения и заканчивания многоответвленных скважин | |
| RU2588501C2 (ru) | Устройство и способ для защиты от обломочного материала | |
| EA037374B1 (ru) | Компоновка окна обсадной колонны |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201103 |