RU2635410C1 - Method of constructing additional wellbore and device for its implementation - Google Patents
Method of constructing additional wellbore and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2635410C1 RU2635410C1 RU2016134487A RU2016134487A RU2635410C1 RU 2635410 C1 RU2635410 C1 RU 2635410C1 RU 2016134487 A RU2016134487 A RU 2016134487A RU 2016134487 A RU2016134487 A RU 2016134487A RU 2635410 C1 RU2635410 C1 RU 2635410C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- drilling
- window
- wellbore
- additional
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000003351 stiffener Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 10
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 claims description 10
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 17
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 15
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- SZUVGFMDDVSKSI-WIFOCOSTSA-N (1s,2s,3s,5r)-1-(carboxymethyl)-3,5-bis[(4-phenoxyphenyl)methyl-propylcarbamoyl]cyclopentane-1,2-dicarboxylic acid Chemical compound O=C([C@@H]1[C@@H]([C@](CC(O)=O)([C@H](C(=O)N(CCC)CC=2C=CC(OC=3C=CC=CC=3)=CC=2)C1)C(O)=O)C(O)=O)N(CCC)CC(C=C1)=CC=C1OC1=CC=CC=C1 SZUVGFMDDVSKSI-WIFOCOSTSA-N 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 229940126543 compound 14 Drugs 0.000 description 3
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 229910001234 light alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000005482 strain hardening Methods 0.000 description 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
-
- 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
- E21B41/0042—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches characterised by sealing the junction between a lateral and a main bore
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения дополнительных стволов из ранее пробуренных и обсаженных скважин, в частности к устройствам для создания соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов с сохранением проходного диаметра первичного ствола скважины.The invention relates to the field of drilling additional shafts from previously drilled and cased wells, in particular to devices for creating a connection of casing strings of the primary and additional shafts while maintaining the bore diameter of the primary well bore.
Известен способ проведения и крепления многозабойной скважины (пат. RU №2074944, МПК6 Е21В 7/04, опубл. 20.03.1997 г., Бюл. №7), по которому осуществляют бурение основного и дополнительных стволов. Бурение основного ствола осуществляют до последнего по глубине разветвления. Затем проводят крепление основного ствола трубами, устанавливают съемный или легко разбуриваемый клин, бурят дополнительный ствол и осуществляют его крепление, при этом часть верхних труб хвостовика, вошедших в основной ствол, выполнены из легкосплавных бурильных труб, которые разбуривают вместе с клином (если был установлен съемный клин, его извлекают).A known method of holding and fixing a multilateral well (US Pat. RU No. 2074944, IPC 6 ЕВВ 7/04, publ. 03/20/1997, Bull. No. 7), which carry out the drilling of the main and additional shafts. Drilling of the main trunk is carried out to the last branching depth. Then, the main barrel is fastened with pipes, a removable or easily drilled wedge is installed, an additional barrel is drilled and secured, and some of the upper shank pipes that enter the main shaft are made of alloy drill pipes that are drilled with the wedge (if a removable one was installed wedge, it is removed).
Верхняя часть хвостовика обрабатывается устройством, включающим режущий инструмент (долото), спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения.The upper part of the shank is processed by a device including a cutting tool (chisel), lowered on a pipe string and made with the possibility of rotation.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- невозможность создания надежного механического соединения между собой обсадных колонн стволов многозабойной скважины, так как диаметр обсадных труб (хвостовика) дополнительного ствола меньше проходного диаметра окна в стенке обсадной колонны основного ствола скважины (диаметр обсадной колонны основного ствола - 245 мм, бурение дополнительного ствола производили долотом диаметром 190,5 мм, для прохода долота в окно его диаметр должен быть не менее 200 мм, дополнительный ствол крепили хвостовиком диаметром 146 мм, у которого верхние трубы из легкосплавных бурильных труб диаметром 147 мм. Зазор между хвостовиком и стенками окна составляет 53 мм). В процессе цементирования хвостовика он под действием силы тяжести ложится на нижнюю стенку дополнительного ствола, и весь зазор суммируется в верхней части окна. Цемент не является герметизирующим веществом, поэтому под воздействием перепада давлений при освоении и эксплуатации скважины происходят: проникновение пластовых флюидов в зону соединения стволов, разрушение и обрушение цемента и породы в основной ствол скважины. Герметичность соединения нарушается и тонкий верхний участок отфрезерованного хвостовика из-за недостаточной прочности отгибается внутрь основного ствола скважины, перекрывая его и ограничивая доступ ниже этой точки (Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин / Хосе Фрайя [и др.] // Нефтегазовое обозрение. - 2003. - Весна. - С. 44-67 и Оценка напряженно-деформированного состояния конструкции соединения стволов многоствольных скважин / Ошибков А.В. [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №6. - С. 83-85);- the impossibility of creating a reliable mechanical connection between the casing strings of multilateral wells, since the diameter of the casing (liner) of the additional well is smaller than the bore diameter of the window in the casing wall of the main well (the diameter of the main casing is 245 mm, the additional well was drilled with a bit with a diameter of 190.5 mm, for the passage of the bit into the window, its diameter should be at least 200 mm, an additional barrel was attached with a shank with a diameter of 146 mm, in which the upper pipes are made of egkosplavnyh drill pipe diameter of 147 mm. The gap between the shank and the walls of the window is 53 mm). In the process of cementing the shank, it under the influence of gravity falls on the lower wall of the additional barrel, and the entire gap is summed up in the upper part of the window. Cement is not a sealing substance, therefore, under the influence of a differential pressure during well development and operation, formation fluids penetrate into the wellbore joint zone, and cement and rock break down and collapse into the main wellbore. The tightness of the connection is violated and the thin upper portion of the milled liner bends due to insufficient strength and bends into the main wellbore, blocking it and restricting access below this point (New approaches to the construction of multilateral horizontal wells / Jose Fraya [et al.] // Oil and Gas Review. - 2003. - Spring. - P. 44-67 and Assessment of the stress-strain state of the structure of the connection of the trunks of multilateral wells / Errors AV [et al.] // Oil industry. - 2015. - No. 6. - P. 83- 85);
- возникновение заколонных перетоков вследствие нарушения герметичности заколонного пространства дополнительного ствола в районе окна может привести к сдвигам в пластах и даже к потере дополнительного ствола;- the occurrence of annular flows due to a violation of the tightness of the annular space of the additional trunk in the window region can lead to shifts in the layers and even to the loss of the additional trunk;
- невозможность создания герметичного соединения обсадных колонн многозабойной скважины в районе окна с помощью цемента, так как он является пористым веществом;- the inability to create a tight connection of the casing strings of a multilateral well in the window area using cement, since it is a porous substance;
- невозможность создания механического соединения обсадных колонн основного и дополнительного стволов из-за большой разности диаметров окна и хвостовика;- the impossibility of creating a mechanical connection of the casing strings of the main and additional shafts due to the large difference in the diameters of the window and the liner;
- необходимость разбуривания клина приводит к увеличению сроков и стоимости строительства многозабойной скважины.- the need to drill a wedge leads to an increase in the time and cost of constructing a multilateral well.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- невозможность сохранения равнопроходного сечения основного ствола скважины, так как разбуривание верхней части трубы хвостовика, выходящей в основной ствол скважины, как следует из описания, производят долотом, диаметр которого меньше внутреннего диаметра обсадной колонны основного ствола, а значит, часть хвостовика и цемента будет оставаться не разбуренной и выступать в основной ствол, при проведении спуско-подъемных операций верхняя тонкая часть будет загибаться и перекрывать проход в дополнительный ствол скважины;- the impossibility of maintaining an equal bore section of the main wellbore, since the drilling of the upper part of the liner extending into the main wellbore, as follows from the description, is carried out with a bit whose diameter is less than the inner diameter of the casing of the main wellbore, which means that part of the liner and cement will remain not drilled and protrude into the main well, during the round-trip operations, the upper thin part will be bent and block the passage to the additional well bore;
- невозможность сохранения проходного диаметра дополнительного ствола, так как при разбуривании долотом верхней части хвостовика, выполненной из легкосплавных бурильных труб (например, сплава Д16-Т), происходит затекание металла внутрь трубы хвостовика, что также будет создавать препятствия для прохождения инструментов в дополнительный ствол скважины;- the inability to maintain the bore diameter of the additional wellbore, since when drilling the upper part of the liner with a drill bit made of light-alloy drill pipes (for example, D16-T alloy), metal flows into the liner pipe, which will also create obstacles for the passage of tools into the additional wellbore ;
- невозможность создания механического и герметичного соединения обсадных колонн многозабойной скважины при обработке (разбуривании) верхней части хвостовика, выходящей в основной ствол скважины, так как долото не центрируется по оси основного ствола, значит, оно будет двигаться по пути наименьшего сопротивления, а в районе окна будет стремиться сместиться в сторону дополнительного ствола, оставляя не вырезанной часть хвостовика, так как со стороны окна отсутствует опорная плоскость, и вырезая часть хвостовика в окне, что приведет к разрушению механического соединения обсадных колонн и, как следствие, к разрушению цемента в районе окна.- the impossibility of creating a mechanical and tight connection of the casing strings of a multilateral well during processing (drilling) of the upper part of the liner extending into the main wellbore, since the bit is not centered along the axis of the main well, which means it will move along the path of least resistance, and in the window area will tend to shift toward the additional trunk, leaving a portion of the shank not cut, since there is no support plane from the side of the window, and cutting out a portion of the shank in the window, which will lead to the destruction of the mechanical connection of the casing strings and, as a result, the destruction of cement in the window region.
Известны метод внутрискважинной полимеризации и оборудование для герметизации соединения между боковым и основным стволами скважины (пат. US №6015012 А, МПК7 Е21В 7/06, опубл. 29.08.1997 г.). Метод включает следующие технологические операции: спуск и установку нижнего отклонителя в обсадной колонне основного ствола; спуск и установку направляющего устройства фрезера для вырезания окна в обсадной колонне основного ствола; вырезание окна; бурение бокового ствола; извлечение направляющего устройства фрезера из скважины; спуск и установку верхнего отклонителя в основном стволе над нижним отклонителем; спуск обсадной колонны (хвостовика) в боковой ствол так, чтобы верхний короткий участок выходил в основной ствол; фрезерование этого участка вровень (заподлицо) с внутренним диаметром обсадной колонны основного ствола; извлечение верхнего клина-отклонителя; спуск и установку полимеризуемой втулки в основном стволе; спуск и установку направляющего устройства фрезера для вырезания окна меньшего диаметра в стенке полимеризуемой втулки; вырезание окна; извлечение направляющего устройства фрезера меньшего диаметра из скважины; разбуривание нижнего отклонителя. Метод может включать этап очистки основного ствола после фрезерования участка хвостовика, выходящего в основной ствол. Уплотняющая втулка может использоваться самостоятельно для создания первичного уплотнения или в качестве дополнительного уплотнения в сочетании с цементом или другими герметизирующими материалами.The known method of downhole polymerization and equipment for sealing the connection between the lateral and the main wellbore (US Pat. US No. 6015012 A, IPC 7
Верхняя часть хвостовика обрабатывается устройством, включающим режущий инструмент (фрезер), спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения.The upper part of the shank is processed by a device including a cutting tool (milling cutter), lowered on a pipe string and made with the possibility of rotation.
Недостатками данного метода являются:The disadvantages of this method are:
- уменьшение проходного диаметра основного ствола скважины;- reducing the bore diameter of the main wellbore;
- разрушение и разгерметизация соединения стволов в процессе спуско-подъемных операций, при которых будет происходить задир верхнего и нижнего концов уплотняющей втулки, а также кромок ее окна;- destruction and depressurization of the connection of the trunks during tripping operations, during which there will be scoring of the upper and lower ends of the sealing sleeve, as well as the edges of its window;
- затрудненность извлечения верхнего клина-отклонителя после расфрезеровывания короткого участка обсадной колонны (хвостовика) бокового ствола, выходящего в основной ствол скважины, из-за того, что фрезер не может полностью вырезать этот участок хвостовика, упираясь в клин-отклонитель, который направляет его в боковой ствол;- the difficulty of extracting the upper deflecting wedge after milling a short section of the casing (liner) of the sidetrack extending into the main wellbore due to the fact that the milling cutter cannot completely cut this section of the liner, abutting against the deflector wedge, which directs it to side trunk;
- увеличение сроков и стоимости строительства многозабойных скважин из-за необходимости проведения дополнительных операций по установке съемного клина внутри уплотняющей втулки, вырезания окна в боковой стенке уплотняющей втулки вровень (заподлицо) с внутренним диаметром хвостовика, извлечения съемного клина и разбуривания нижнего клина;- increasing the time and cost of construction of multilateral wells due to the need for additional operations to install a removable wedge inside the sealing sleeve, cutting a window in the side wall of the sealing sleeve flush (flush) with the inner diameter of the shank, removing the removable wedge and drilling the lower wedge;
- невозможность создания механического соединения обсадных колонн основного и бокового стволов из-за большой разности диаметров окна и хвостовика и недостаточной прочности тонкого верхнего участка отфрезерованного хвостовика в районе окна, который отгибается под воздействием изменяющихся внешних и внутренних механических и гидравлических воздействий.- the impossibility of creating a mechanical connection of the casing strings of the main and side shafts due to the large difference in the diameters of the window and the liner and the insufficient strength of the thin upper portion of the milled liner in the window region, which is bent under the influence of changing external and internal mechanical and hydraulic influences.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- невозможность расфрезеровать верхний короткий участок хвостовика, выходящего в основной ствол, вровень (заподлицо) с внутренним диаметром обсадной колонны основного ствола, так как диаметр фрезера меньше внутреннего диаметра обсадной колонны основного ствола. При фрезеровании хвостовика для получения ровного среза фрезер должен проходить вдоль окна в основной ствол, центрируясь по оси основного ствола, что не позволяет выполнить клин-отклонитель;- the inability to milling the upper short section of the liner extending into the main trunk is flush (flush) with the inner diameter of the casing of the main trunk, since the diameter of the milling cutter is less than the inner diameter of the casing of the main trunk. When milling the shank to obtain an even cut, the milling cutter must pass along the window into the main trunk, centering along the axis of the main trunk, which does not allow the wedge-deflector to be made;
- устройство разрушает соединение обсадных колонн многозабойной скважины, так как при фрезеровании хвостовика в районе окна фрезер упирается в клин, который отклоняет его в боковой ствол. Фрезер продолжает вырезать хвостовик в районе окна, разрушая соединение обсадных колонн и фрезеруя клин, который после такой обработки трудно захватить и извлечь из скважины;- the device destroys the connection of the casing strings of a multilateral well, since when milling the liner in the window region, the milling cutter abuts against the wedge, which deflects it into the side trunk. The milling cutter continues to cut the shank near the window, destroying the connection of the casing strings and milling the wedge, which after such processing is difficult to grab and remove from the well;
- невозможность создания механического соединения обсадных колонн многозабойной скважины, так как устройство, включающее режущий инструмент (фрезер), не предназначено для производства операций по вальцовке концов труб.- the impossibility of creating a mechanical connection of the casing strings of a multilateral well, since the device, including the cutting tool (milling cutter), is not intended for the operation of rolling pipe ends.
Наиболее близким является способ строительства многозабойных скважин (пат. RU №2279522, МПК7 Е21В 7/08, опубл. 10.07.2006 г., Бюл. №19), включающий вырезание окна в обсадной колонне первичного ствола скважины и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием клина-отклонителя, оборудованного шлицами в нижней части и посадочной площадкой, который опирается на извлекаемый посадочный узел со шлицами, опирающийся на шлицы обсадной колонны первичного ствола скважины. После бурения дополнительного ствола клин-отклонитель извлекают из скважины и спускают хвостовик с обсадными трубами и узлом для герметизации устья при помощи вспомогательного клина. Хвостовик цементируют, а вспомогательный патрубок с манжетами в верхней части разбуривают долотом. По окончании освоения дополнительного ствола производят извлечение посадочного узла со вспомогательным клином.The closest is the method of construction of multilateral wells (US Pat. RU No. 2279522, IPC 7 ЕВВ 7/08, published on July 10, 2006, Bull. No. 19), including cutting a window in the casing of the primary wellbore and drilling a new additional wellbore up to the design depth using a deflector wedge equipped with slots in the lower part and a landing pad, which is supported by a removable landing unit with splines, supported by the slots of the casing of the primary wellbore. After drilling an additional trunk, the deflector wedge is removed from the well and the liner with casing and assembly for lowering the mouth with an auxiliary wedge is lowered. The shank is cemented, and the auxiliary pipe with cuffs in the upper part is drilled with a chisel. At the end of the development of the additional trunk, the landing unit is removed with an auxiliary wedge.
Верхняя часть хвостовика обрабатывается устройством, включающим режущий инструмент (долото), спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения.The upper part of the shank is processed by a device including a cutting tool (chisel), lowered on a pipe string and made with the possibility of rotation.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- невозможность применения данного способа в ранее построенных скважинах, так как в них отсутствует оборудование низа обсадной колонны первичного ствола шлицами для посадки на них извлекаемого посадочного узла с посадочной обсадной трубой, на верхнем конце муфты которой устанавливается вспомогательный клин;- the impossibility of applying this method in previously constructed wells, since they do not have the equipment for the bottom of the casing of the primary shaft with slots for landing on them an extractable landing unit with a landing casing, on the upper end of the sleeve of which an auxiliary wedge is installed;
- увеличение сроков и стоимости строительства многозабойных скважин из-за увеличения количества дополнительных операций по установке и снятию извлекаемого оборудования, закачке вязкопластичной жидкости, разбуриванию долотом вспомогательного патрубка с манжетами, промывке первичного ствола от вязкопластичной жидкости;- an increase in the time and cost of constructing multilateral wells due to an increase in the number of additional operations for installing and removing removable equipment, injecting visco-plastic fluid, drilling an auxiliary nozzle with cuffs with a bit, and flushing the primary well from visco-plastic fluid;
- значительное уменьшение проходного диаметра хвостовика в районе окна, так как размещенный на его поверхности клин для закрепления неустойчивых пород в районе окна увеличивает диаметр конструкции и ее жесткость, что приведет к аварийным ситуациям при прохождении хвостовика через окно;- a significant reduction in the passage diameter of the shank in the window region, since a wedge placed on its surface for fixing unstable rocks in the window region increases the diameter of the structure and its rigidity, which will lead to emergency situations when the shaft passes through the window;
- повышение вероятности гидроразрыва пласта при прокачивании тампонажной смеси в кольцевое пространство между породой и стенкой хвостовика вследствие того, что зазор между хвостовиком и стенками окна из-за увеличения наружного диаметра хвостовика может уменьшиться до технологически недопустимого значения;- increasing the likelihood of hydraulic fracturing when pumping cement mixture into the annular space between the rock and the wall of the shank due to the fact that the gap between the shank and the walls of the window due to an increase in the outer diameter of the shank can be reduced to a technologically unacceptable value;
- невозможность создания механического соединения обсадных колонн первичного и дополнительного стволов из-за большой разности диаметров окна и хвостовика и конструкции хвостовика в районе окна, состоящей из нескольких трубных деталей, размещенных одна в другой (вспомогательный патрубок с манжетами и клин для разобщения неустойчивых пород);- the impossibility of creating a mechanical connection of the casing strings of the primary and additional shafts due to the large difference in the diameters of the window and the liner and the liner design in the window region, consisting of several pipe parts placed one into the other (auxiliary pipe with cuffs and wedge for separating unstable rocks);
- увеличение процента аварийности при проведении работ при спуске и креплении хвостовика и разбуривании его верхней части, так как малейшая неточность установки хвостовика относительно окна приведет к заходу клина, предназначенного для закрепления неустойчивых пород в районе окна, в первичный ствол скважины и соответственно к необходимости разбуривания дополнительного металла, поломкам долота и дополнительным спуско-подъемным операциям, увеличению времени и материальных затрат при строительстве многозабойных скважин;- an increase in the percentage of accidents during work during the descent and fastening of the liner and the drilling of its upper part, since the slightest inaccuracy in the installation of the liner relative to the window will lead to the entry of a wedge designed to fix unstable rocks in the window region into the primary wellbore and, accordingly, to drill additional metal, bit breakage and additional tripping operations, an increase in time and material costs in the construction of multilateral wells;
- снижение добычных возможностей скважины и ее рентабельности вследствие того, что крепление обсадной колонны дополнительного ствола осуществляется цементом, а это приведет к уменьшению диаметра дополнительного ствола в продуктивном пласте и загрязнению (кольматации) его цементом.- reduction of the production capabilities of the well and its profitability due to the fact that the casing of the additional well is secured by cement, and this will lead to a decrease in the diameter of the additional well in the reservoir and pollution (clogging) of its cement.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- неполное восстановление проходного сечения первичного ствола, так как разбуривание верхней части вспомогательного патрубка с манжетами производят долотом меньшего диаметра, чем внутренний диаметр обсадной колонны первичного ствола, а значит, часть хвостовика будет оставаться не разбуренной и выступать в первичной ствол, и при производстве любых работ верхняя тонкая часть будет загибаться и перекрывать проход в первичный и дополнительный стволы скважины;- incomplete restoration of the bore of the primary shaft, since the upper part of the auxiliary pipe with cuffs is drilled with a bit of a smaller diameter than the inner diameter of the primary shaft casing, which means that part of the liner will remain undrilled and protrude into the primary shaft, and during any work the upper thin part will bend and block the passage to the primary and secondary boreholes;
- разрушение соединения обсадных колонн многозабойной скважины, так как долото в процессе обработки верхней части хвостовика (разбуривании) не центрируется по оси первичного ствола и в районе окна из-за отсутствия опорной плоскости со стороны окна будет стремиться сместиться в сторону дополнительного ствола, продолжая вырезать часть хвостовика в окне, полностью разрушая соединение обсадных колонн и цемента в районе окна;- destruction of the casing string connection of a multilateral well, since the bit during the processing of the upper part of the liner (drilling) is not centered on the axis of the primary shaft and in the window region due to the lack of a reference plane from the window side will tend to shift towards the additional shaft, continuing to cut out part liner in the window, completely destroying the connection of casing strings and cement in the window area;
- невозможность получения ровного среза тела вспомогательного патрубка вдоль окна, так как он закреплен в первичном стволе только цементом, который в процессе разбуривания патрубка долотом от вибрации быстро разрушается, освобождая патрубок, поэтому не зафиксированные стенки патрубка деформируются (сминаются, загибаются, задираются и т.п. внутрь хвостовика), перекрывая проход в дополнительный ствол скважины;- the impossibility of obtaining an even cut of the body of the auxiliary pipe along the window, since it is fixed in the primary shaft only with cement, which quickly breaks up with the chisel from the vibration by the drill bit, freeing the pipe, therefore, the pipe walls that are not fixed are deformed (crumple, bend, bulge, etc. n. inside the liner), blocking the passage to the additional wellbore;
- увеличение сроков и материальных затрат при строительстве многозабойной скважины, так как долото в процессе обработки верхней части хвостовика (разбуривании) не центрируется по оси первичного ствола, значит, оно будет двигаться по пути наименьшего сопротивления и по винтообразной траектории, разбуривая и стенки хвостовика, и стенки обсадной колонны первичного ствола, оставляя не вырезанной часть хвостовика, что приведет к многократным обработкам (разбуриванию) хвостовика в районе окна для восстановления проходного диаметра первичного ствола и создания условий для извлечения посадочного узла.- an increase in terms and material costs during the construction of a multilateral well, since the bit during the processing of the upper part of the liner (drilling) is not centered along the axis of the primary shaft, which means that it will move along the path of least resistance and along a helical path, drilling the liner wall and the walls of the casing of the primary trunk, leaving a portion of the liner uncut, which will lead to repeated processing (drilling) of the liner in the window region to restore the bore diameter of the barrel and creating conditions for extracting the landing node.
Техническими задачами настоящего способа являются:The technical objectives of this method are:
- создание надежного механического соединения между собой обсадных колонн стволов многозабойной скважины;- the creation of a reliable mechanical connection between the casing strings of multilateral wells;
- сохранение проходного сечения первичного ствола скважины после создания соединения между собой обсадных колонн стволов многозабойной скважины;- maintaining the bore of the primary wellbore after creating a connection between the casing strings of the multilateral wells;
- увеличение проходного диаметра дополнительного ствола скважины;- increase in the bore diameter of the additional wellbore;
- повышение надежности герметичного соединения хвостовика со стенками дополнительного ствола путем оснащения хвостовика в районе окна продольно-гофрированной подвеской или изготовлением хвостовика из продольно-профильной трубы, с выполненными на наружной поверхности поперечными кольцевыми проточками и закрепленными продольными ребрами жесткости, промежутки между которыми заполнены пластичным герметизирующим составом, выправления гофрированных участков хвостовика избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием подвески хвостовика или колонны профильных труб в дополнительном стволе и предотвращения тем самым заколонных перетоков пластовой жидкости вдоль хвостовика;- improving the reliability of the tight connection of the shank with the walls of the additional barrel by equipping the shank in the window area with a longitudinally-corrugated suspension or by manufacturing a shank from a longitudinally-shaped pipe, with transverse annular grooves made on the outer surface and fixed longitudinal stiffeners, the gaps between which are filled with a plastic sealing compound , straightening the corrugated sections of the shank with overpressure with fixing by flaring the suspension stovik or columns of profile pipes in the additional shaft and thereby prevent annular crossflows of formation fluid along the shank;
- сохранение коллекторских свойств пласта за счет исключения цементных технологий и, как следствие, повышение дебита скважины и ее рентабельности.- preservation of reservoir properties of the reservoir due to the exclusion of cement technology and, as a result, increased well production and its profitability.
Техническими задачами настоящего устройства для реализации способа являются:The technical objectives of the present device for implementing the method are:
- получение простой и надежной конструкции устройства, позволяющей производить разбуривание верхней части хвостовика, выходящей в первичный ствол вровень (заподлицо) с внутренним диаметром обсадной колонны без задиров, смятия, загибов и затекания металла внутрь хвостовика;- obtaining a simple and reliable design of the device, allowing to drill the upper part of the shank, leaving the primary shaft flush (flush) with the inner diameter of the casing without scoring, crushing, bending and flowing of metal into the shank;
- разбуривание верхней части хвостовика, выходящей в первичный ствол в один этап;- drilling of the upper part of the shank that goes into the primary shaft in one step;
- повышение надежности соединения стволов путем оснащения хвостовика в районе окна продольно-гофрированной подвеской и создания надежного механического соединения обсадных колонн многозабойной скважины методом развальцовывания трубных изделий для увеличения жесткости конструкции по краю реза;- improving the reliability of the connection of the trunks by equipping the shank in the window region with a longitudinally corrugated suspension and creating a reliable mechanical connection of the casing strings of a multilateral well by flaring pipe products to increase the rigidity of the structure along the edge of the cut;
- сокращение сроков и стоимости строительства многозабойных скважин.- reducing the time and cost of construction of multilateral wells.
Технические задачи решаются способом строительства дополнительного ствола скважины, включающим вскрытие окна в обсадной колонне первичного ствола скважины и бурение нового дополнительного ствола до проектной глубины с использованием извлекаемого клина-отклонителя, спуск хвостовика с обсадными трубами на устье дополнительного ствола скважины с последующей герметизацией дополнительного ствола скважины, разбуривание верхней части хвостовика.Technical problems are solved by the method of constructing an additional wellbore, including opening a window in the casing of the primary wellbore and drilling a new additional wellbore to the design depth using an extractable deflector wedge, lowering the liner with casing at the mouth of the additional wellbore, followed by sealing the additional wellbore, drilling the upper part of the shank.
Новым является то, что клин-отклонитель с якорем извлекают до спуска хвостовика, который оснащают в районе окна продольно-гофрированной подвеской или изготавливают в виде продольно-профильной трубы, причем на поверхности продольно-профильной трубы перед профилированием выполняют поперечные кольцевые проточки, а на поверхности закрепляют продольные ребра жесткости, хвостовик размещают в дополнительном стволе при помощи прикрепленного снизу направляющего башмака, выправление гофрированных участков хвостовика осуществляют избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием в дополнительном стволе, разбуривание верхней части хвостовика осуществляют в три этапа, на первом из которых производят вырезание направляющего окна в хвостовике для создания сообщения с первичным стволом, на втором - развальцовку верхней части хвостовика до прижатия его к стенкам первичного ствола выше окна, на третьем - удаление верхней части хвостовика, находящейся в первичном стволе.What is new is that the deflector wedge with the anchor is removed before the liner is lowered, which is equipped with a longitudinally-corrugated suspension in the window area or is made in the form of a longitudinally-shaped pipe, with transverse annular grooves being made on the surface of the longitudinally-shaped pipe before profiling, and on the surface the longitudinal stiffeners are fixed, the shank is placed in an additional barrel with the help of a shoe attached below, the corrugated sections of the shank are redundant m pressure with fixing by flaring in an additional barrel, drilling the upper part of the shank is carried out in three stages, the first of which cuts the guide window in the shank to create a message with the primary shaft, the second - flaring the upper part of the shank before pressing it to the walls of the primary shaft above window, on the third - the removal of the upper part of the shank, located in the primary trunk.
Новым является также то, что между поперечными проточками и продольными ребрами жесткости продольно-профильной трубы наносят пластичный герметизирующий состав.Also new is the fact that a plastic sealing compound is applied between the transverse grooves and the longitudinal stiffeners of the longitudinally profiled pipe.
Технические задачи для реализации способа решаются также устройством для разбуривания верхней части хвостовика, включающим инструмент с режущими элементами, спускаемый на колонне труб и выполненный с возможностью вращения при разбуривании.Technical tasks for the implementation of the method are also solved by a device for drilling the upper part of the shank, including a tool with cutting elements, lowered on a pipe string and made to rotate when drilling.
Новым является то, что снизу размещен сверлящий инструмент, а между сверлящим и режущим инструментами установлен вальцующий инструмент с вращающимися выдвижными роликами, которые смещены по диаметру относительно режущих элементов, причем расстояние между сверлящим и вальцующим инструментами не менее длины окна в продольном направлении первичного ствола, а режущие элементы режущего инструмента выполнены раздвижными.What is new is that a drilling tool is placed below, and between the drilling and cutting tools there is a rolling tool with rotating sliding rollers that are offset in diameter relative to the cutting elements, and the distance between the drilling and rolling tools is not less than the window length in the longitudinal direction of the primary shaft, and the cutting elements of the cutting tool are made sliding.
На фиг. 1 показан разрез скважины в процессе вырезания окна в стенке обсадной колонны первичного ствола и зарезки дополнительного ствола с клина-отклонителя.In FIG. Figure 1 shows a section of a well during window cutting in the casing wall of the primary wellbore and cutting an additional wellbore with a deflector wedge.
На фиг. 2 показан разрез скважины в процессе развальцовывания хвостовика, изготовленного из колонны профильных труб, в дополнительном стволе.In FIG. Figure 2 shows a section of a well during the expansion of a liner made of a column of shaped pipes in an additional wellbore.
На фиг. 3 показан разрез скважины с устройством для разбуривания верхней части хвостовика за один этап.In FIG. 3 shows a section through a well with a device for drilling the upper part of the liner in one step.
На фиг. 4 показан разрез многозабойной скважины с соединением обсадных колонн первичного и дополнительного стволов между собой.In FIG. 4 shows a section of a multilateral well with a connection of the casing strings of the primary and secondary shafts to each other.
На фиг. 5 показан разрез А-А на фиг. 2.In FIG. 5 shows a section AA in FIG. 2.
На фиг. 6 показан разрез Б-Б на фиг. 3.In FIG. 6 shows a section BB in FIG. 3.
На фиг. 7 показан разрез В-В на фиг. 4.In FIG. 7 shows a section BB in FIG. four.
На фиг. 8 показан вид Г на фиг. 4 - верхней части хвостовика в районе окна с поперечными проточками и закрепленными на его поверхности продольными ребрами жесткости и пластичным герметизирующим составом между ними после развальцовывания хвостовика развальцевателем.In FIG. 8 shows a view D in FIG. 4 - the upper part of the shank in the region of the window with transverse grooves and longitudinal stiffeners fixed on its surface and a plastic sealing compound between them after flaring the shank with a flare.
На фиг. 9 и 10 показан поперечный разрез продольно-гофрированной подвески или продольно-профильной трубы с поперечными проточками и закрепленными на ее поверхности продольными ребрами жесткости различной конструкции и пластичным герметизирующим составом между ними в транспортном положении.In FIG. 9 and 10 show a cross section of a longitudinally-corrugated suspension or a longitudinally-shaped pipe with transverse grooves and longitudinal stiffening ribs of various designs fixed on its surface and with a plastic sealing compound between them in the transport position.
Способ строительства дополнительного ствола 1 (фиг. 1) скважины 2 включает вскрытие окна 3 компоновкой фрез 4 в обсадной колонне 5 первичного ствола 6 скважины 2 и бурение нового дополнительного ствола 1 до проектной глубины с использованием извлекаемого клина-отклонителя 7 (см. патент РФ №2414580 и т.п. - на фиг. 1 показан условно), спуск хвостовика 8 (фиг. 2) с обсадными продольно-профильными трубами 9 на устье дополнительного ствола 1 скважины 2 с последующей герметизацией дополнительного ствола 1 скважины 2, разбуривание верхней части хвостовика 8, т.е. подвески 10 для получения доступа в нижнюю часть первичного ствола 6 (фиг. 3). Перед началом работ по спуску хвостовика 8 (фиг. 2) клин-отклонитель 7 (фиг. 1) с якорем 11 извлекают из скважины 2, например, с помощью устройства (см. патент РФ №2415250 и т.п. - на фиг. 1 не показано) для извлечения клина-отклонителя 7. Хвостовик 8 (фиг. 2) оснащают в районе окна 3 продольно-гофрированной подвеской 10 или изготавливают в виде продольно-профильных труб 9 (см. патент РФ №2463433 и т.п. - на фиг. 2 показано условно), причем на поверхности продольно-профильной трубы 9, располагаемой в районе окна 3, перед профилированием выполняют кольцевые проточки 12 (фиг. 8), а после профилирования на поверхности закрепляют продольные ребра жесткости 13 (фиг. 9 и 10) различной конструкции равномерно по периметру. Ребра жесткости 13 могут закрепляться на поверхности продольно-профильных труб 9 при помощи сварки, пайки, клея и т.п. Затем между поперечными проточками 12 (фиг. 8) и продольными ребрами жесткости 13 продольно-профильной трубы 9 наносят пластичный герметизирующий состав 14, (например, резина, полиуретан и т.п.). С целью сокращения аварийных ситуаций при спуске хвостовика 8 (фиг. 2) в дополнительный ствол 1 продольно-профильные трубы 9 изготавливают с габаритным диаметром в транспортном положении с учетом необходимых технологических зазоров, соответствующих диаметру дополнительного ствола 1. Хвостовик 8 направляют и размещают в дополнительном стволе 1 при помощи прикрепленного снизу направляющего башмака 15 (см. патент РФ №2483187 и т.п. - на фиг. 2-4 показан условно), при этом хвостовик 8 свободно проходит в окно 3 до забоя дополнительного ствола 1. Выправление гофрированных участков хвостовика 8 осуществляют избыточным давлением с фиксацией развальцовыванием (например, роликовым развальцевателем 16, дорном и т.п. - на фиг. 2 не показано) в дополнительном стволе 1 скважины, что позволяет полностью выбрать зазор между стенками участков хвостовика 8 и стенками дополнительного ствола 1 и предотвратить тем самым перетоки пластовой жидкости вдоль участков хвостовика 8. В процессе развальцовывания внутренняя поверхность продольно-профильных труб 9 в составе хвостовика 8 становится идеально круглой, стенки профильных труб 9 хвостовика 8 подвергаются наклепу и упрочняются. Обработка продольно-гофрированной подвески 10 хвостовика 8 (фиг. 2) в районе окна 3 обсадной колонны 5 методом вальцевания позволяет плотно прикатать ее к стенкам окна 3, придавая жесткость и прочность срезанному концу хвостовика 8 (фиг. 4 и 7), изготовленного из продольно-профильной трубы с наружным диаметром в выправленном положении, равным внутреннему диаметру окна 3, и создать прочное надежное механическое соединение обсадных колонн 5 и 8 многозабойной скважины 2 в районе окна 3, которое противостоит деформации хвостовика 8 при изменении внешних и внутренних механических и гидравлических воздействий.A method of constructing an additional wellbore 1 (Fig. 1) of
С целью исключения цементных технологий при креплении хвостовика 8 и сохранения коллекторских свойств пласта, повышения добычных возможностей скважины в сложных геологических условиях, когда по длине дополнительного ствола 1 (на фиг. 2-4 не показано) расположены пласты с аномально высоким и низким давлением или пласты, подверженные осыпанию, в состав хвостовика 8, расположенного в этих зонах, включают продольно-профильные трубы, аналогичные тем, что включают в состав хвостовика 8 в районе окна 3 с поперечными проточками 12 (фиг. 8) и продольными ребрами жесткости 13, с нанесенным между ними пластичным герметизирующим составом 14, которые в процессе выправления избыточным давлением и развальцовывания хвостовика 8 развальцевателем 16 (фиг. 2), дорном и т.п. становятся идеально круглыми. При этом ребра жесткости 13 (фиг. 7 и 8) вдавливаются в породу, а проточки 12 и сжатый пластичный герметизирующий состав 14 между стенками дополнительного ствола 1 и стенками хвостовика 8 создают лабиринтное соединение, дополнительно герметизирующее заколонное пространство хвостовика 8 без применения цементных технологий, препятствуя заколонному перетоку жидкости вдоль хвостовика 8, одновременно увеличивая прочность и жесткость профильной трубы 9 хвостовика 8 на смятие.In order to exclude cement technologies when attaching the
Разбуривание верхней части хвостовика 8 (фиг. 3), т.е. подвески 10, осуществляют в три этапа, на первом из которых производят вырезание направляющего окна 17 в хвостовике 8 для создания сообщения с первичным стволом 6 сверлящим инструментом 18, спускаемым на колонне труб (на фиг. 3 не показаны) и выполненным с возможностью вращения, например, компоновкой фрез для вырезания окна в стенке обсадной колонны, фрезой для разбуривания сломанных труб в скважине и т.п. На втором этапе производят развальцовку верхней части хвостовика 8, т.е. подвески 10, до прижатия ее к стенкам обсадной колонны 5 первичного ствола 6 выше окна 3 вальцующим инструментом 19 с вращающимися выдвижными роликами 20, например, раздвижным развальцевателем (см. патент РФ №2392415 и т.п.), плотно прижимая подвеску 10 хвостовика 8 к обсадной колонне 5.Drilling the upper part of the shank 8 (Fig. 3), i.e.
В процессе третьего этапа производят удаление верхней части хвостовика 8 (фиг. 3), находящейся в первичном стволе 6, устройством для разбуривания верхней части хвостовика 8, включающим режущий инструмент 21 с режущими элементами 22, спускаемый на колонне труб (на фиг. 3 не показаны) и выполненный с возможностью вращения при разбуривании. При этом режущие элементы 22 режущего инструмента 21 выполнены раздвижными, как, например, у расширителя (см. патент РФ №2117747, универсального вырезающего устройства (УВУ) и т.п. на фиг. 3 не показано). Режущий инструмент 21, имеющий рабочий диаметр, равный внутреннему диаметру обсадной колонны 5 первичного ствола 6, позволяет производить удаление верхней части хвостовика 8 (фиг. 4) вровень (заподлицо) с внутренним диаметром обсадной колонны 5 первичного ствола 6, полностью восстанавливая проходной диаметр первичного ствола 6 без дополнительных проработок.In the process of the third stage, the upper part of the shank 8 (Fig. 3), located in the
Для сокращения количества спуско-подъемных операций с трех до одной и центрирования сверлящего 18 и режущего 21 инструментов (фиг. 3) при удалении верхней части хвостовика 8, находящейся в первичном стволе 6, разработано устройство, объединяющее эти три операции. Устройство включает режущий инструмент 21, размещенный снизу сверлящий инструмент 18, а между сверлящим 18 и режущим 21 инструментами установлен вальцующий инструмент 19 с вращающимися выдвижными роликами 20, которые смещены по диаметру относительно режущих элементов 22, причем расстояние между сверлящим 18 и вальцующим 19 инструментами не менее длины окна 3 в продольном направлении первичного ствола 6. Инструменты 18 и 19 соединены между собой жестким переводником 23 диаметром, близким диаметру сверлящего инструмента 18, и длиной не менее длины окна 3 в продольном направлении первичного ствола 6.To reduce the number of tripping operations from three to one and center the
Соединение трех инструментов 18, 19 и 21 в один посредством жесткого переводника 23 диаметром, близким диаметру режущего инструмента 18, и длиной не менее длины окна 3 в продольном направлении первичного ствола 6 приведет к тому, что в процессе работы они будут взаимно друг друга центрировать и способствовать выполнению ими своих функций при работе в районе окна 3. В тот момент, когда вальцующие ролики 20 раздвижного развальцевателя 19 и режущие элементы 22 режущего инструмента 21 выдвинутся в рабочее положение под действием давления промывочной жидкости все устройство для разбуривания верхней части хвостовика 8 будет жестко центрироваться по оси первичного ствола 6. Сверлящий инструмент 18 под действием жесткого переводника 23 начнет вырезать направляющее окно 17 в стенке подвески 10 хвостовика 8 практически без отклонения от оси первичного ствола 6. После прорезания направляющего окна 17 в подвеске 10 хвостовика 8 переводник 23 сверлящего инструмента 18 начнет работать как нижняя центрирующая опора раздвижного развальцевателя 19 и режущего инструмента 21, которые одновременно развальцовывают и разбуривают подвеску 10 хвостовика 8 в районе окна 3.The connection of the three
Для предотвращения деформации стенки подвески 10 (задиров, смятия, загибов, затекания металла) в процессе обработки ее режущими элементами 22 режущего инструмента 21 ее необходимо удерживать в зафиксированном (прижатом) положении к стенке обсадной колонны 5 первичого ствола 6. В момент, когда режущие элементы 22 врезаются в стенку подвески 10 хвостовика 8 и срезают часть металла, тело подвески 10 испытывает большое радиальное сдвигающее усилие. Этому усилию противостоит только сила трения, которая зависит от усилия прижатия подвески 10 к стенке обсадной колонны 5 основного ствола 6. С целью увеличения силы трения и фиксации стенки подвески 10 в момент срезания стенки подвески 10 режущим элементом 22 режущего инструмента 21 вальцующие ролики 20 вальцующего инструмента 19 смещены по диаметру относительно режущих элементов 22 на определенный угол α (фиг. 6). Двигаясь впереди режущих элементов 22 по высоте (фиг. 3), а также со смещением на угол а по окружности (фиг. 6), они развальцовывают стенку подвески 10 и удерживают ее в прижатом положении к стенке обсадной колонны 5 первичного ствола 6 спереди и сзади режущих элементов 22 режущего инструмента 21 по ходу вращения. Для скважин с обсадными колоннами диаметрами 168 и 146 мм и подвески 10, изготовленной из стали 10, экспериментальным путем установлена величина угла смещения α вальцующих роликов 20 вальцующего инструмента 19 относительно режущих элементов 22 режущего инструмента 21, равная 60°±10°. Для скважин с обсадными колоннами 5 другого диаметра и с учетом прочности материала трубы подвески 10 определяют величину угла смещения а вальцующих роликов 20 вальцующего инструмента 19 относительно режущих элементов 22 режущего инструмента 21 эмпирическим путем. Предлагаемое устройство позволяет производить разбуривание верхней части хвостовика 8 (фиг. 3), выходящей в первичный ствол 6, за один этап, вровень (заподлицо) с внутренним диаметром обсадной колонны 5 первичного ствола 6 без задиров, смятия, загибов и затекания металла внутрь хвостовика 8, придания жесткости и прочности срезанному концу хвостовика 8 (фиг. 4), находящемуся в районе окна 3, методом развальцовывания, для увеличения жесткости конструкции по краю реза.To prevent deformation of the wall of the pendant 10 (scoring, crushing, bending, metal leakage) during processing by the cutting
Вход в дополнительный ствол 1 при производстве технологических работ в процессе эксплуатации скважины 2 производится инструментом, оснащенным собственным направляющим устройством.The entrance to the
Предлагаемые способ строительства дополнительного ствола скважины и устройство для его осуществления позволяют создать надежное механическое соединение между собой обсадных колонн стволов многозабойной скважины, сохранить проходное сечение первичного ствола скважины, снизить временные, трудовые и материальные затраты на строительство дополнительного ствола из ранее пробуренных и обсаженных скважин за счет сокращения спуско-подъемных операций по установке и снятию извлекаемого оборудования и объединения операций по обработке верхней части хвостовика, исключения многократных обработок верхней части хвостовика в районе окна, сокращения процента аварийности и тем самым сокращения сроков и стоимости строительства многозабойных скважин. Кроме этого, увеличение диаметра дополнительного ствола скважины, исключение цементных технологий при креплении хвостовика, повышение надежности герметичного соединения хвостовика со стенками дополнительного ствола позволяют сохранить коллекторские свойства пласта и повысить дебит и рентабельность скважины.The proposed method for constructing an additional wellbore and a device for its implementation allow you to create a reliable mechanical connection between the casing strings of multilateral wells, save the bore of the primary wellbore, reduce the time, labor and material costs of constructing an additional wellbore from previously drilled and cased wells reduction of hoisting operations for installation and removal of recoverable equipment and integration of processing operations hney shank portion, exceptions multiple treatments the top of the shank in the region of the window, the reduction percentage of accidents, thereby reducing the time and cost of construction of multilateral wells. In addition, increasing the diameter of the additional wellbore, eliminating cement technology when attaching the liner, increasing the reliability of the tight connection of the liner with the walls of the additional wellbore, allows to save reservoir properties of the formation and increase the flow rate and profitability of the well.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016134487A RU2635410C1 (en) | 2016-08-23 | 2016-08-23 | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016134487A RU2635410C1 (en) | 2016-08-23 | 2016-08-23 | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2635410C1 true RU2635410C1 (en) | 2017-11-13 |
Family
ID=60328429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016134487A RU2635410C1 (en) | 2016-08-23 | 2016-08-23 | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2635410C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2674355C1 (en) * | 2018-02-16 | 2018-12-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of construction of multi-bottom well and mounting device therefor |
| RU2728178C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of constructing a side well shaft |
| CN111577218A (en) * | 2020-04-28 | 2020-08-25 | 大庆长垣能源科技有限公司 | Short-radius and ultrashort-radius horizontal well completion process |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039219C1 (en) * | 1993-02-02 | 1995-07-09 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Термнефть" | Apparatus to fix multihole borehole |
| RU2057885C1 (en) * | 1993-02-04 | 1996-04-10 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | Casing string to fix branched-out shaft of borehole |
| RU2079633C1 (en) * | 1994-09-22 | 1997-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛОКС" | Method of drilling of additional wellbore from production string |
| US6015012A (en) * | 1996-08-30 | 2000-01-18 | Camco International Inc. | In-situ polymerization method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore |
| RU2209290C2 (en) * | 1997-12-31 | 2003-07-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Sealing device of intersection poiunt of parent and branch wells |
| US20040159466A1 (en) * | 2000-05-05 | 2004-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for forming a lateral wellbore |
| RU2239041C2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for providing for connection between shaft or shafts of side branch with bare main shaft of well and device for realization of said method, system for completing well having side branch, method for connecting equipment of main shaft of well to equipment of side shaft and device for realization of said method |
| RU2279522C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Multibranch well construction method |
| US7213654B2 (en) * | 2002-11-07 | 2007-05-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
-
2016
- 2016-08-23 RU RU2016134487A patent/RU2635410C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2039219C1 (en) * | 1993-02-02 | 1995-07-09 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Термнефть" | Apparatus to fix multihole borehole |
| RU2057885C1 (en) * | 1993-02-04 | 1996-04-10 | Акционерное общество закрытого типа "Новые нефтяные технологии - КУРС" | Casing string to fix branched-out shaft of borehole |
| RU2079633C1 (en) * | 1994-09-22 | 1997-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью "ЛОКС" | Method of drilling of additional wellbore from production string |
| US6015012A (en) * | 1996-08-30 | 2000-01-18 | Camco International Inc. | In-situ polymerization method and apparatus to seal a junction between a lateral and a main wellbore |
| RU2209290C2 (en) * | 1997-12-31 | 2003-07-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Sealing device of intersection poiunt of parent and branch wells |
| RU2239041C2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-10-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method for providing for connection between shaft or shafts of side branch with bare main shaft of well and device for realization of said method, system for completing well having side branch, method for connecting equipment of main shaft of well to equipment of side shaft and device for realization of said method |
| US20040159466A1 (en) * | 2000-05-05 | 2004-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for forming a lateral wellbore |
| US7213654B2 (en) * | 2002-11-07 | 2007-05-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
| RU2279522C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Multibranch well construction method |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2674355C1 (en) * | 2018-02-16 | 2018-12-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of construction of multi-bottom well and mounting device therefor |
| RU2728178C1 (en) * | 2020-04-14 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of constructing a side well shaft |
| CN111577218A (en) * | 2020-04-28 | 2020-08-25 | 大庆长垣能源科技有限公司 | Short-radius and ultrashort-radius horizontal well completion process |
| CN111577218B (en) * | 2020-04-28 | 2020-12-01 | 大庆长垣能源科技有限公司 | Short-radius and ultrashort-radius horizontal well completion process |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5109924A (en) | One trip window cutting tool method and apparatus | |
| US7353867B2 (en) | Whipstock assembly and method of manufacture | |
| US6953096B2 (en) | Expandable bit with secondary release device | |
| US10161227B2 (en) | Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
| US10689926B2 (en) | Lost circulation zone isolating liner | |
| CN104736793B (en) | Expansion assembly, top anchor and method for expanding a tubular in a wellbore | |
| US20050011650A1 (en) | Method and apparatus for expanding and separating tubulars in a wellbore | |
| RU2386779C1 (en) | Repair method of string with defect section and internal tapering of string | |
| RU2635410C1 (en) | Method of constructing additional wellbore and device for its implementation | |
| US7213643B2 (en) | Expanded liner system and method | |
| US20170130536A1 (en) | Shoe for a tubular element in a wellbore | |
| US20160024894A1 (en) | Completion System | |
| US20130220639A1 (en) | System and method for raially expanding a tubular element comprising an emergency blow-out preventer | |
| US9464481B2 (en) | Method and system for radially expanding a tubular element and directional drilling | |
| RU2636608C1 (en) | Method for construction of additional well bore of multi-lateral well and device for its implementation | |
| RU2630332C1 (en) | Method of constructing branched well and device for its implementation | |
| MXPA02006384A (en) | Method and apparatus for a combined exit guide and sectional mill for sidetracking. | |
| US20050257930A1 (en) | Method of developing a re-entry into a parent wellbore from a lateral wellbore, and bottom hole assembly for milling | |
| US6953141B2 (en) | Joining of tubulars through the use of explosives | |
| RU2705671C1 (en) | Method for installation of shaped shutter in well and device for its implementation | |
| RU2386780C1 (en) | Method of selective flow opening and fixation of complicated sections of borehole | |
| EP2447465A2 (en) | System and method for opening a window in a casing string for multilateral wellbore construction | |
| CA2688186C (en) | Mill-through tailpipe liner exit and method of use thereof | |
| RU2674355C1 (en) | Method of construction of multi-bottom well and mounting device therefor | |
| RU2695911C1 (en) | Method for construction of multi-barrel well and guide device for installation of casing string in its additional shaft |