RU2559256C1 - Способ заканчивания бокового ствола скважины - Google Patents
Способ заканчивания бокового ствола скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559256C1 RU2559256C1 RU2013157506/03A RU2013157506A RU2559256C1 RU 2559256 C1 RU2559256 C1 RU 2559256C1 RU 2013157506/03 A RU2013157506/03 A RU 2013157506/03A RU 2013157506 A RU2013157506 A RU 2013157506A RU 2559256 C1 RU2559256 C1 RU 2559256C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- branch
- main
- wellbore
- well
- main branch
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 abstract 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- 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
- E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
- E21B23/12—Tool diverters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH 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
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Prostheses (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Materials For Medical Uses (AREA)
Abstract
Способ заканчивания бокового ствола скважины, содержащий шаги: спуск соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в указанном основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6 000 фунтов на квадратный дюйм, причем указанный соединительный узел многоствольной скважины содержит трубчатую основную ветвь и трубчатую боковую ветвь; закрепление основной ветви в основном стволе скважины; установку боковой ветви в боковом стволе скважины; и ввод инструмента в основную ветвь или в боковую ветвь; стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины; и стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством другого стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины, причем указанный другой стабилизатор соединен с основной ветвью или боковой ветвью в точке, ниже которой основная ветвь и боковая ветвь расходятся. 7 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
Данная заявка испрашивает приоритет американской патентной заявки с серийным номером 13/152 892, поданной 3 июня 2011 года, содержание которой во всей полноте включено в настоящую заявку путем ссылки.
Указания на исследования, спонсируемые из федерального бюджета
Не применимо.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение, в целом, относится к соединительному узлу высокого давления многоствольной скважины и способам заканчивания бокового ствола скважины с применением указанного соединительного узла многоствольной скважины высокого давления.
Уровень техники
Обычно стволы скважин бурят с использованием бурильной колонны с закрепленным на ее свободном нижнем конце буровым долотом, после чего скважину заканчивают путем установки в стволе скважины обсадной колонны с последующим цементированием указанной обсадной колонны в заданном положении. Обсадная колонна способствует поддержанию целостности ствола скважины и обеспечивает проточный канал между поверхностью и целевым подземным пластом для нагнетания реагентов для обработки в окружающий пласт с целью интенсификации добычи полезных ископаемых. Кроме того, через указанный канал можно извлекать углеводороды из пласта и можно вводить текучие среды, используемые для разработки месторождения или в целях удаления отходов.
При заканчивании бокового ствола скважины, предназначенного для добычи нефти и газа после заканчивания указанного бокового ствола скважины, обычно используют соединительный узел многоствольной скважины. На заключительных стадиях заканчивания бокового ствола в ствол скважины на бурильной колонне спускают соединительный узел многоствольной скважины на глубину, на которой от основного ствола скважины отходит боковой ствол. Соединительный узел многоствольной скважины обычно содержит основную ветвь и боковую ветвь. Таким образом, соединительный узел многоствольной скважины может быть закреплен путем посадки основной ветви в отклонителе для заканчивания.
Боковая ветвь соединительного узла многоствольной скважины может быть затем установлена в боковом стволе скважины для выполнения операций по заканчиванию и добыче. Примерами соединительного узла многоствольной скважины являются такие продукты компании Halliburton, как FlexRite® и SealRite®. Однако большинство имеющихся в продаже продуктов, таких как FlexRite® и SealRite®, либо не позволяют осуществлять повторный ввод в основную ветвь и боковую ветвь для выполнения операций по заканчиванию и добыче, либо не выдерживают давления в стволе скважины, превышающие 5 400 фунтов на квадратный дюйм, в силу своей конфигурации и/или конструкции.
Краткое описание изобретения
В настоящем изобретении устранены один или более недостатков уровня техники и предложен соединительный узел многоствольной скважины высокого давления с возможностью повторного ввода в основную ветвь и боковую ветвь для заканчивания бокового ствола скважины в условиях высокого давления.
В одном варианте осуществления настоящее изобретение содержит соединительный узел многоствольной скважины высокого давления, содержащий: i) основание с верхним концом и нижним концом; ii) трубчатую основную ветвь с отверстием на одном конце для ввода одного инструмента или другого инструмента, причем указанный один конец основной ветви соединен резьбой с указанным нижним концом основания и увеличивает максимально допустимое давление соединительного узла многоствольной скважины; и iii) трубчатую боковую ветвь с отверстием на одном конце для ввода одного инструмента или другого инструмента и другим отверстием на другом конце, причем указанный один конец боковой ветви соединен резьбой с указанным нижним концом основания и увеличивает максимально допустимое давление соединительного узла многоствольной скважины.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение содержит соединительный узел многоствольной скважины высокого давления, содержащий: i) основание с верхним концом и нижним концом; ii) трубчатую основную ветвь с отверстием на одном конце для ввода одного инструмента или другого инструмента, причем указанная основная ветвь имеет стенку с толщиной, основанной на наружном диаметре указанного основания, что увеличивает максимально допустимое давление соединительного узла многоствольной скважины; и iii) трубчатую боковую ветвь с отверстием на одном конце для ввода одного инструмента или другого инструмента и другим отверстием на другом конце, причем указанная боковая ветвь имеет стенку с толщиной, основанной на наружном диаметре указанного основания, что увеличивает максимально допустимое давление соединительного узла многоствольной скважины.
Еще один вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой способ заканчивания бокового ствола скважины, содержащий: i) спуск соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6000 фунтов на квадратный дюйм, причем указанный соединительный узел многоствольной скважины содержит трубчатую основную ветвь и трубчатую боковую ветвь; ii) закрепление основной ветви в основном стволе скважины; iii) установку боковой ветви в боковом стволе скважины; и iv) ввод инструмента в основную ветвь или в боковую ветвь.
Основной вариант изобретения относится к способу заканчивания бокового ствола скважины, содержащему шаги: спуск соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в указанном основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6000 фунтов на квадратный дюйм, причем указанный соединительный узел многоствольной скважины содержит трубчатую основную ветвь и трубчатую боковую ветвь; закрепление основной ветви в основном стволе скважины; установку боковой ветви в боковом стволе скважины; и ввод инструмента в основную ветвь или в боковую ветвь; стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины; и стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством другого стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины, причем указанный другой стабилизатор соединен с основной ветвью или боковой ветвью в точке, ниже которой основная ветвь и боковая ветвь расходятся.
Указанные и прочие объекты, признаки и преимущества настоящего изобретения станут понятны специалисту области техники после ознакомления с нижеприведенным описанием различных вариантов осуществления изобретения и соответствующими чертежами.
Краткое описание чертежей
Изобретение описано со ссылками на прилагаемые чертежи, в которых сходные элементы обозначены сходными номерами позиций.
На фиг. 1А показан разрез одного варианта осуществления соединительного узла многоствольной скважины высокого давления, в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 1В показан разрез по линии 1В-1В приведенного на фиг. 1А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления.
На фиг. 1С показан разрез по линии 1С-1С приведенного на фиг. 1А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления.
На фиг. 2А показан разрез другого варианта осуществления соединительного узла многоствольной скважины высокого давления в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2В показан разрез по линии 2В-2В приведенного на фиг. 2А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления.
На фиг. 2С показан разрез по линии 2С-2С приведенного на фиг. 2А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления.
На фиг. 3 показан вид сбоку другого варианта осуществления соединительного узла многоствольной скважины высокого давления с множеством стабилизаторов.
Подробное описание изобретения
Ниже приведено подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения со ссылками на сопутствующие чертежи, которые являются частью указанных вариантов и на которых проиллюстрированы конкретные предпочтительные варианты осуществления изобретения. Указанные варианты осуществления изобретения описаны достаточно подробно, чтобы специалист области техники мог реализовать настоящее изобретение на практике. Следует понимать, что могут быть использованы другие варианты осуществления изобретения, и в настоящее изобретение могут быть внесены логичные изменения без выхода за рамки сущности и объема настоящего изобретения. Таким образом, заявляемый объект изобретения также может быть осуществлен в других вариантах и может содержать конструкции, этапы и сочетания элементов, сходные с описанными в данной заявке, в сочетании с существующими или будущими технологиями. Следовательно, нижеприведенное подробное описание не имеет ограничительный характер, и объем настоящего изобретения определен только прилагаемой формулой изобретения.
На фиг. 1 показан разрез одного варианта осуществления соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления в соответствии с настоящим изобретением. Соединительный узел 100 многоствольной скважины содержит основание 102, основную ветвь 112 и боковую ветвь 128. Основание 102 имеет верхний конец 104, нижний конец 106 и наружный диаметр 146, показанный на фиг. 1В. Нижний конец 106 основания 102 содержит гнездо 108 для приема основной ветви с внутренней резьбой 109 и гнездо 110 для приема боковой ветви с внутренней резьбой 111. Описанные в данной заявке резьбовые соединения различных компонентов соединительного узла многоствольной скважины высокого давления в соответствии с вариантами осуществления изобретения могут содержать внутреннюю резьбу или наружную резьбу (но не ограничены таковыми), при этом указанные компоненты могут иметь внутреннюю резьбу вместо наружной резьбы или наружную резьбу вместо внутренней резьбы в зависимости от предпочтительной конструкции компонентов каждого варианта осуществления изобретения.
На одном конце основной ветви 112 выполнено отверстие 114 для ввода инструмента, а другой конец 116 основной ветви 112 закрыт.Основная ветвь 112 также имеет внутренний диаметр, наружный диаметр и стенку, толщина которой основана на наружном диаметре 146 основания 102. Наружная резьба 118 на указанном одном конце основной ветви 112 образует резьбовое соединение с внутренней резьбой 109 в гнезде 108 для приема основной ветви основания 102, что может увеличить максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления. Основная ветвь 112 может содержать множество компонентов, как показано на фиг. 1А, содержащих резьбовые соединения между наружной резьбой 120, 126 и внутренней резьбой 122, 124 соответственно. Таким образом, резьбовые соединения различных компонентов, образующих основную ветвь 112, также могут увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления. Кроме того, трубчатая конструкция и стенка основной ветви 112 могут дополнительно увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины.
На одном конце боковой ветви 128 выполнено отверстие 130 для ввода инструмента, и на другом конце боковой ветви 128 выполнено отверстие 132. Боковая ветвь 128 также имеет внутренний диаметр, наружный диаметр и стенку с толщиной, основанной на наружном диаметре 146 основания 102. Наружная резьба 134 на указанном одном конце боковой ветви 128 образует резьбовое соединение с внутренней резьбой 111 в гнезде 110 для приема боковой ветви основания 102, что может увеличить максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления. Боковая ветвь 128 может содержать множество компонентов, как показано на фиг. 1А, содержащих резьбовые соединения между наружной резьбой 136, 142 и внутренней резьбой 138, 140 соответственно. Таким образом, резьбовые соединения различных компонентов, образующих боковую ветвь 128, также могут увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления. Кроме того, трубчатая конструкция и стенка боковой ветви 128 могут дополнительно увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 100 многоствольной скважины. Хотя на фиг. 1А показано, что внутренний диаметр боковой ветви 128 больше внутреннего диаметра основной ветви 112, тем не менее, внутренний диаметр боковой ветви 128 может быть меньше внутреннего диаметра основной ветви 112 или равен ему.
Основание 102 соединительного узла 100 многоствольной скважины также может содержать отклонитель 144, установленный внутри основания 102 и предназначенный для выборочного направления инструмента в основную ветвь 112 или в боковую ветвь 128 в зависимости от диаметра указанного инструмента. Если диаметр инструмента меньше внутреннего диаметра основной ветви 112, значит такой же инструмент может быть введен в отверстие 114 основной ветви 112 и в отверстие 130 боковой ветви 128. В этом случае инструмент может быть направлен для ввода в отверстие 114 основной ветви 112 путем ориентирования соединительного узла 100 многоствольной скважины и/или инструмента так, что сила тяжести направляет указанный инструмент в нижнее отверстие 114 основной ветви 112. Если же диаметр инструмента больше внутреннего диаметра основной ветви 112, тогда предпочтителен ввод другого инструмента только в отверстие 130 боковой ветви 128. В этом случае инструмент проходит по отклонителю 144 в отверстие 130 боковой ветви 128.
Как показано на фиг. 1В, на которой приведен разрез по линии 1В-1В проиллюстрированного на фиг. 1А соединительного узла 100 многоствольной скважины высокого давления, сумма наружного диаметра основной ветви 112 и наружного диаметра боковой ветви 128 не превышает наружный диаметр 146 основания 102. Таким образом, соединительный узел 100 многоствольной скважины не содержит каких-либо сварных соединений, которые могли бы создавать помехи его свободному прохождению по обсаженному стволу скважины.
Как показано на фиг. 1С, на которой приведен разрез по линии 1С-1С проиллюстрированного на фиг. 1А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления, к основной ветви 112 с использованием винтов 152 может быть присоединен стабилизатор 148, в котором выполнено отверстие 150 для приема боковой ветви 128. Альтернативно, указанный стабилизатор может быть соединен с боковой ветвью 128 и может иметь отверстие для приема основной ветви 112.
На фиг. 2А показан разрез другого варианта осуществления соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления в соответствии с настоящим изобретением. Соединительный узел 200 многоствольной скважины содержит основание 202, основную ветвь 212 и боковую ветвь 228. Основание 202 имеет верхний конец 204, нижний конец 206 и наружный диаметр 246, показанный на фиг. 2В. Нижний конец 206 основания 202 содержит гнездо 208 для приема основной ветви с внутренней резьбой 209 и гнездо 210 для приема боковой ветви с внутренней резьбой 211.
На одном конце основной ветви 212 выполнено отверстие 214 для ввода инструмента, а другой конец 216 основной ветви 212 закрыт. Основная ветвь 212 также имеет внутренний диаметр, наружный диаметр и стенку с толщиной, основанной на наружном диаметре 246 основания 202. Наружная резьба 218 на указанном одном конце основной ветви 212 образует резьбовое соединение с внутренней резьбой 209 в гнезде 208 для приема основной ветви основания 202, что может увеличить максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления. Основная ветвь 212 может иметь множество компонентов, как показано на фиг. 2А, содержащих резьбовые соединения между наружной резьбой 220, 225 и внутренней резьбой 222, 224 соответственно. По сравнению с конфигурацией, приведенной на фиг. 2А, основная ветвь 212 содержит дополнительные компоненты с резьбовыми соединениями между наружной резьбой 226 и внутренней резьбой 227. Таким образом, резьбовые соединения различных компонентов, образующих основную ветвь 212, также могут увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления. Кроме того, трубчатая конструкция и стенка основной ветви 212 могут дополнительно увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины.
На одном конце боковой ветви 228 выполнено отверстие 230 для ввода инструмента, и на другом конце боковой ветви 228 выполнено отверстие 232. Боковая ветвь 228 также имеет внутренний диаметр, наружный диаметр и стенку с толщиной, основанной на наружном диаметре 246 основания 202. Наружная резьба 234 на указанном одном конце боковой ветви 228 образует резьбовое соединение с внутренней резьбой 211 в гнезде 210 для приема боковой ветви основания 202, что может увеличить максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления. Боковая ветвь 228 может содержать множество компонентов, как показано на фиг. 2А, содержащих резьбовые соединения между наружной резьбой 236, 242 и внутренней резьбой 238, 240 соответственно. Таким образом, резьбовые соединения различных компонентов, образующих боковую ветвь 228, также могут увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления. Кроме того, трубчатая конструкция и стенка боковой ветви 228 могут дополнительно увеличивать максимально допустимое давление соединительного узла 200 многоствольной скважины. Хотя на фиг. 2А показано, что внутренний диаметр боковой ветви 228 больше внутреннего диаметра основной ветви 212, тем не менее, внутренний диаметр боковой ветви 228 может быть меньше внутреннего диаметра основной ветви 212 или равен ему.
Основание 202 соединительного узла 200 многоствольной скважины также может содержать отклонитель 244, установленный внутри основания 202 и предназначенный для выборочного направления инструмента в основную ветвь 212 или в боковую ветвь 228 в зависимости от диаметра указанного инструмента. Если диаметр инструмента меньше внутреннего диаметра основной ветви 212, значит, такой же инструмент может быть введен в отверстие 214 основной ветви 212 и в отверстие 230 боковой ветви 228. В этом случае инструмент может быть направлен в отверстие 214 основной ветви 212 путем ориентирования соединительного узла 200 многоствольной скважины и/или инструмента так, что сила тяжести направляет указанный инструмент в нижнее отверстие 214 основной ветви 212. Если же диаметр инструмента больше внутреннего диаметра основной ветви 212, тогда предпочтителен ввод другого инструмента только в отверстие 230 боковой ветви 228. В этом случае инструмент проходит по отклонителю 244 в отверстие 230 боковой ветви 228.
Как показано на фиг. 2В, на которой приведен разрез по линии 1В-1В проиллюстрированного на фиг. 2А соединительного узла 200 многоствольной скважины высокого давления, сумма наружного диаметра основной ветви 212 и наружного диаметра боковой ветви 228 не превышает наружный диаметр 246 основания 202. Таким образом, соединительный узел 200 многоствольной скважины не содержит каких-либо сварных соединений, которые могли бы создавать помехи его свободному прохождению по обсаженному стволу скважины.
Как показано на фиг. 2С, на которой приведен разрез по линии 1С-1С проиллюстрированного на фиг. 2А соединительного узла многоствольной скважины высокого давления, к основной ветви 212 с использованием винтов 252 может быть присоединен стабилизатор 248, в котором выполнено отверстие 250 для приема боковой ветви 228. Хотя указанный вариант осуществления изобретения является предпочтительным, указанная боковая ветвь 228 может содержать стабилизатор с отверстием для приема основной ветви 212.
Описанный в данной заявке соединительный узел многоствольной скважины высокого давления можно использовать для заканчивания бокового ствола скважины соответствующим образом, описанным со ссылкой на фиг. 3. Соединительный узел 300 многоствольной скважины высокого давления спускают в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6 000 фунтов на квадратный дюйм. Соединительный узел 300 многоствольной скважины содержит по существу трубчатую основную ветвь 312 и по существу трубчатую боковую ветвь 328. Основную ветвь 312 закрепляют в основном стволе скважины с использованием отклонителя для заканчивания, который может быть установлен в основном стволе скважины ниже бокового ствола скважины для закрепления основной ветви 312. Боковую ветвь 328 устанавливают в боковом стволе скважины, причем в основную ветвь 312 и/или в боковую ветвь 328 можно ввести инструмент для выполнения операций по заканчиванию и добыче. В боковую ветвь 328 может быть избирательно введен или введен повторно инструмент с использованием отклонителя 344, отклоняющего инструмент в боковую ветвь 328 в зависимости от диаметра инструмента.
При спуске соединительного узла 300 многоствольной скважины в основной ствол скважины основная ветвь 312 может быть стабилизирована относительно боковой ветви 328 посредством стабилизатора. На фиг. 3 показаны три отдельных стабилизатора 348, 358 и 368. Стабилизатор 348 может быть установлен рядом с верхним концом 304 соединительного узла 300 многоствольной скважины. Каждый из стабилизаторов 348, 358 и 368 стабилизирует основную ветвь 312 относительно боковой ветви 328 при спуске соединительного узла 300 многоствольной скважины в основной ствол скважины. Каждый из стабилизаторов 348, 358 и 368 соединен с основной ветвью 312 и имеет отверстие для приема боковой ветви 328. Альтернативно, каждый из стабилизаторов может быть соединен с боковой ветвью 328 и иметь отверстие для приема основной ветви 312, или основная ветвь 312 может содержать все стабилизаторы 348, 358, 368 подобно тому, как описано со ссылкой на фиг. 2С. За счет наличия дополнительных стабилизаторов можно удерживать основную ветвь 312 и боковую ветвь 328 выровненными, без прогиба, при вращении соединительного узла 300 многоствольной скважины и спуске его в основной ствол скважины. Кроме того, каждый из стабилизаторов 348, 358, 368 способствует удержанию боковой ветви 328 на верхней стороне, а основной ветви 312 на нижней стороне, что является предпочтительным.
В данной заявке проиллюстрированы и описаны конкретные варианты осуществления изобретения, однако специалисту области техники понятно, что любая компоновка конкретного варианта осуществления изобретения может быть заменена на любую другую компоновку, рассчитанную на достижение той же цели. Данная заявка охватывает все возможные изменения или модификации настоящего изобретения. Из этого явным образом следует, что настоящее изобретение ограничено только нижеприведенной формулой изобретения и эквивалентами пунктов формулы.
Claims (8)
1. Способ заканчивания бокового ствола скважины, содержащий шаги:
спуск соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в указанном основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6000 фунтов на квадратный дюйм, причем указанный соединительный узел многоствольной скважины содержит трубчатую основную ветвь и трубчатую боковую ветвь;
закрепление основной ветви в основном стволе скважины;
установку боковой ветви в боковом стволе скважины; и
ввод инструмента в основную ветвь или в боковую ветвь;
стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины; и
стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством другого стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины,
причем указанный другой стабилизатор соединен с основной ветвью или боковой ветвью в точке, ниже которой основная ветвь и боковая ветвь расходятся.
спуск соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины на глубину, на которой давление в указанном основном стволе скважины составляет приблизительно или более 6000 фунтов на квадратный дюйм, причем указанный соединительный узел многоствольной скважины содержит трубчатую основную ветвь и трубчатую боковую ветвь;
закрепление основной ветви в основном стволе скважины;
установку боковой ветви в боковом стволе скважины; и
ввод инструмента в основную ветвь или в боковую ветвь;
стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины; и
стабилизацию основной ветви относительно боковой ветви посредством другого стабилизатора при спуске указанного соединительного узла многоствольной скважины в основной ствол скважины,
причем указанный другой стабилизатор соединен с основной ветвью или боковой ветвью в точке, ниже которой основная ветвь и боковая ветвь расходятся.
2. Способ по п. 1, в котором в боковую ветвь выборочно вводят инструмент с использованием отклонителя для отклонения инструмента в указанную боковую ветвь в зависимости от диаметра указанного инструмента.
3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий установку отклонителя для заканчивания в основном стволе скважины ниже бокового ствола скважины для закрепления основной ветви.
4. Способ по п. 1, в котором указанный стабилизатор соединен с основной ветвью или боковой ветвью и имеет отверстие для приема указанной основной ветви или указанной боковой ветви.
5. Способ по п. 1, в котором основная ветвь содержит стабилизатор, причем указанный стабилизатор имеет отверстие для приема боковой ветви.
6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий установку стабилизатора рядом с верхним концом соединительного узла многоствольной скважины.
7. Способ по п. 1, в котором указанный другой стабилизатор имеет отверстие для приема указанной основной ветви или указанной боковой ветви.
8. Способ по п. 1, в котором основная ветвь содержит указанный другой стабилизатор, причем указанный другой стабилизатор имеет отверстие для приема боковой ветви.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/152,892 | 2011-06-03 | ||
| US13/152,892 US8701775B2 (en) | 2011-06-03 | 2011-06-03 | Completion of lateral bore with high pressure multibore junction assembly |
| PCT/US2012/037493 WO2012166324A2 (en) | 2011-06-03 | 2012-05-11 | High pressure multibore junction assembly |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015126295A Division RU2613685C1 (ru) | 2011-06-03 | 2012-05-11 | Соединительный узел многоствольной скважины высокого давления (варианты) |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013157506A RU2013157506A (ru) | 2015-07-20 |
| RU2559256C1 true RU2559256C1 (ru) | 2015-08-10 |
Family
ID=47260165
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015126295A RU2613685C1 (ru) | 2011-06-03 | 2012-05-11 | Соединительный узел многоствольной скважины высокого давления (варианты) |
| RU2013157506/03A RU2559256C1 (ru) | 2011-06-03 | 2012-05-11 | Способ заканчивания бокового ствола скважины |
Family Applications Before (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015126295A RU2613685C1 (ru) | 2011-06-03 | 2012-05-11 | Соединительный узел многоствольной скважины высокого давления (варианты) |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8701775B2 (ru) |
| EP (2) | EP3492690B1 (ru) |
| CN (3) | CN103597166B (ru) |
| AU (1) | AU2012262875B2 (ru) |
| BR (2) | BR112013030657B1 (ru) |
| CA (1) | CA2837951C (ru) |
| RU (2) | RU2613685C1 (ru) |
| WO (1) | WO2012166324A2 (ru) |
Families Citing this family (23)
| 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 |
| US8967277B2 (en) | 2011-06-03 | 2015-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variably configurable wellbore junction assembly |
| US9222896B2 (en) | 2012-09-14 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems and methods for inspecting and monitoring a pipeline |
| US9140082B2 (en) | 2013-07-25 | 2015-09-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable bullnose assembly for use with a wellbore deflector assembly |
| US9243465B2 (en) | 2013-07-25 | 2016-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deflector assembly for a lateral wellbore |
| CA2914637C (en) | 2013-07-25 | 2018-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable and variable-length bullnose assembly for use with a wellbore deflector assembly |
| SG11201509814XA (en) | 2013-08-31 | 2015-12-30 | Halliburton Energy Services Inc | Deflector assembly for a lateral wellbore |
| US9303490B2 (en) * | 2013-09-09 | 2016-04-05 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral junction system and method thereof |
| BR112016028863B1 (pt) * | 2014-07-10 | 2021-11-23 | Halliburton Energy Services, Inc | Encaixe de junção, sistema de poço, e, método para completar um poço. |
| GB2540719B (en) * | 2014-07-16 | 2020-10-07 | Halliburton Energy Services Inc | Multilateral junction with mechanical stiffeners |
| CN106460471B (zh) * | 2014-07-16 | 2019-12-03 | 哈利伯顿能源服务公司 | 具有机械加强件的多分支接合件 |
| RU2645044C1 (ru) * | 2014-07-28 | 2018-02-15 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Оснастка и операции перемещаемого узла сопряжения |
| AU2015414738B2 (en) * | 2015-11-17 | 2021-01-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | One-trip multilateral tool |
| US11506024B2 (en) | 2017-06-01 | 2022-11-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| RU2761941C2 (ru) | 2017-06-01 | 2021-12-14 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины |
| WO2019027454A1 (en) | 2017-08-02 | 2019-02-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | SIDE PRODUCTION COLUMN SUPPORT OF A MULTILATERAL JUNCTION ASSEMBLY |
| CA3070953C (en) | 2017-09-19 | 2022-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for a junction assembly to communicate with a lateral completion assembly |
| AU2017444213B2 (en) | 2017-12-19 | 2023-08-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Energy transfer mechanism for wellbore junction assembly |
| RU2752579C1 (ru) | 2017-12-19 | 2021-07-29 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Механизм передачи энергии для соединительного узла ствола скважины |
| NO20211585A1 (en) * | 2019-08-30 | 2021-12-22 | Halliburton Energy Services Inc | A multilateral junction |
| AU2020402043A1 (en) * | 2019-12-10 | 2022-06-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole tool with a releasable shroud at a downhole tip thereof |
| US20230228170A1 (en) * | 2022-01-18 | 2023-07-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Whipstock with detachable whipface and sealing capabilities for multilateral systems |
| US20240076959A1 (en) * | 2022-09-07 | 2024-03-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction including a toothed coupling |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103472C1 (ru) * | 1992-06-12 | 1998-01-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Способ бурения и заканчивания боковых скважин, система для его осуществления и соединительное устройство |
| US5960873A (en) * | 1997-09-16 | 1999-10-05 | Mobil Oil Corporation | Producing fluids from subterranean formations through lateral wells |
| RU2189429C2 (ru) * | 1996-03-11 | 2002-09-20 | Анадрилл Интернэшнл С.А. | Способ создания разветвленных скважин из исходной скважины (варианты), разветвляющая втулка (варианты), способ ее установки в ствол скважины, способ и устройство для расширения и формирования элементов выводных отверстий разветвляющей втулки, способ крепления скважины обсадными трубами и устройство для его осуществления |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5454430A (en) * | 1992-08-07 | 1995-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Scoophead/diverter assembly for completing lateral wellbores |
| US5685373A (en) * | 1995-07-26 | 1997-11-11 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| CA2226928C (en) * | 1997-01-14 | 2006-11-28 | Gillman A. Hill | Multiple zone well completion method and apparatus |
| US6019173A (en) * | 1997-04-04 | 2000-02-01 | Dresser Industries, Inc. | Multilateral whipstock and tools for installing and retrieving |
| US6253852B1 (en) | 1997-09-09 | 2001-07-03 | Philippe Nobileau | Lateral branch junction for well casing |
| WO1999013195A1 (en) | 1997-09-09 | 1999-03-18 | Philippe Nobileau | Apparatus and method for installing a branch junction from a main well |
| US5979560A (en) | 1997-09-09 | 1999-11-09 | Nobileau; Philippe | Lateral branch junction for well casing |
| US6035937A (en) | 1998-01-27 | 2000-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sealed lateral wellbore junction assembled downhole |
| BR9907280A (pt) * | 1998-01-30 | 2001-09-04 | Dresser Ind | Aparelho para uso dentro de um poço, e, processo de inserir em um poço uma montagem de vedação |
| US6073697A (en) | 1998-03-24 | 2000-06-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral wellbore junction having displaceable casing blocking member |
| US6615920B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-09-09 | Marathon Oil Company | Template and system of templates for drilling and completing offset well bores |
| US6752211B2 (en) | 2000-11-10 | 2004-06-22 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for multilateral junction |
| US6729410B2 (en) | 2002-02-26 | 2004-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple tube structure |
| US7299878B2 (en) * | 2003-09-24 | 2007-11-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure multiple branch wellbore junction |
| US7275598B2 (en) | 2004-04-30 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uncollapsed expandable wellbore junction |
| US7497264B2 (en) | 2005-01-26 | 2009-03-03 | Baker Hughes Incorporated | Multilateral production apparatus and method |
| US7600450B2 (en) * | 2008-03-13 | 2009-10-13 | National Oilwell Varco Lp | Curvature conformable gripping dies |
-
2011
- 2011-06-03 US US13/152,892 patent/US8701775B2/en active Active
-
2012
- 2012-05-11 BR BR112013030657-2A patent/BR112013030657B1/pt active IP Right Grant
- 2012-05-11 CN CN201280027354.4A patent/CN103597166B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-05-11 CA CA2837951A patent/CA2837951C/en active Active
- 2012-05-11 RU RU2015126295A patent/RU2613685C1/ru active
- 2012-05-11 CN CN201410264233.2A patent/CN104033130B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2012-05-11 WO PCT/US2012/037493 patent/WO2012166324A2/en active Application Filing
- 2012-05-11 EP EP18209827.7A patent/EP3492690B1/en active Active
- 2012-05-11 BR BR122020002242-6A patent/BR122020002242B1/pt active IP Right Grant
- 2012-05-11 EP EP12793833.0A patent/EP2715041B1/en active Active
- 2012-05-11 RU RU2013157506/03A patent/RU2559256C1/ru active
- 2012-05-11 AU AU2012262875A patent/AU2012262875B2/en active Active
- 2012-05-11 CN CN201510382770.1A patent/CN105089565A/zh active Pending
-
2013
- 2013-09-05 US US14/019,184 patent/US10167684B2/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2103472C1 (ru) * | 1992-06-12 | 1998-01-27 | Энститю Франсэ Дю Петроль | Способ бурения и заканчивания боковых скважин, система для его осуществления и соединительное устройство |
| RU2189429C2 (ru) * | 1996-03-11 | 2002-09-20 | Анадрилл Интернэшнл С.А. | Способ создания разветвленных скважин из исходной скважины (варианты), разветвляющая втулка (варианты), способ ее установки в ствол скважины, способ и устройство для расширения и формирования элементов выводных отверстий разветвляющей втулки, способ крепления скважины обсадными трубами и устройство для его осуществления |
| US5960873A (en) * | 1997-09-16 | 1999-10-05 | Mobil Oil Corporation | Producing fluids from subterranean formations through lateral wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US8701775B2 (en) | 2014-04-22 |
| BR112013030657A2 (pt) | 2016-11-29 |
| EP2715041B1 (en) | 2019-01-23 |
| CA2837951A1 (en) | 2012-12-06 |
| CA2837951C (en) | 2017-01-03 |
| RU2013157506A (ru) | 2015-07-20 |
| AU2012262875B2 (en) | 2014-01-23 |
| RU2613685C1 (ru) | 2017-03-21 |
| EP2715041A2 (en) | 2014-04-09 |
| US20120305268A1 (en) | 2012-12-06 |
| EP3492690A1 (en) | 2019-06-05 |
| CN104033130A (zh) | 2014-09-10 |
| WO2012166324A3 (en) | 2013-03-28 |
| CN103597166B (zh) | 2015-08-05 |
| CN103597166A (zh) | 2014-02-19 |
| WO2012166324A2 (en) | 2012-12-06 |
| CN104033130B (zh) | 2017-03-01 |
| BR112013030657B1 (pt) | 2021-02-09 |
| EP2715041A4 (en) | 2015-10-07 |
| US20140000914A1 (en) | 2014-01-02 |
| US10167684B2 (en) | 2019-01-01 |
| CN105089565A (zh) | 2015-11-25 |
| EP3492690B1 (en) | 2020-08-26 |
| AU2012262875A1 (en) | 2013-10-31 |
| BR122020002242B1 (pt) | 2021-02-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2559256C1 (ru) | Способ заканчивания бокового ствола скважины | |
| RU2719842C2 (ru) | Узел соединения ствола скважины изменяемой конфигурации | |
| US9371694B2 (en) | Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
| US11286722B2 (en) | Deflector assembly and method for forming a multilateral well | |
| AU2012294721B2 (en) | Multilateral location and orientation assembly | |
| US8602097B2 (en) | Well assembly with a composite fiber sleeve for an opening | |
| CA2355798C (en) | Method of casing multilateral wells and associated apparatus | |
| NO312778B1 (no) | Sideveis tilbakevending gjennom rör | |
| RU2513956C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины и отклоняющее устройство для его осуществления | |
| US10267120B1 (en) | Formation interface assembly (FIA) | |
| RU2774882C1 (ru) | Узел дефлектора многоствольной скважины, способ образования многоствольной скважины и многоствольная скважина | |
| AU2016200060B2 (en) | High pressure multibore junction assembly | |
| AU2014201241B2 (en) | High pressure multibore junction assembly | |
| RU2807724C1 (ru) | Способ доступа к сважинной системе через многоствольное соединение | |
| US20190010787A1 (en) | Positionable and Removable Isolation Device in a Wellbore | |
| CN116696236A (zh) | 一种分支井重入装置 |