RU2714398C2 - Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции - Google Patents
Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции Download PDFInfo
- Publication number
- RU2714398C2 RU2714398C2 RU2018113752A RU2018113752A RU2714398C2 RU 2714398 C2 RU2714398 C2 RU 2714398C2 RU 2018113752 A RU2018113752 A RU 2018113752A RU 2018113752 A RU2018113752 A RU 2018113752A RU 2714398 C2 RU2714398 C2 RU 2714398C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tool
- component
- wellbore
- downhole
- branch
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 29
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 16
- 230000013011 mating Effects 0.000 claims description 13
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000007731 hot pressing Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007779 soft material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools 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
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
- E21B29/06—Cutting windows, e.g. directional window cutters for whipstock operations
-
- 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
-
- 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
- E21B43/08—Screens or liners
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
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)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к области бурения многоствольных скважин. Способ бурения многоствольной скважины включает соединение с возможностью разъединения компонента фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины, обсаженного по меньшей мере частично обсадной колонной, отклонение компонента бурового долота и компонента скважинного отклонителя для фрезерования окна в обсадной колонне, бурение бокового ствола скважины через окно с использованием бурового долота, причем боковой ствол скважины выходит из родительского ствола скважины, посадка компонента многоствольного узла сопряжения с боковой ветвью в боковой ствол скважины и основной ветвью в родительский ствол скважины, и приведение в действие по меньшей мере одного компонента фильтра. Каждый компонент из группы, состоящей из компонента фиксатора якоря, компонента бурового долота, компонента скважинного отклонителя, компонента многоствольного узла сопряжения и по меньшей мере одного компонента фильтра, образуют инструмент для многоствольной скважины и функционально связаны друг с другом так, что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента. Обеспечивается повышение эффективности бурения и заканчивания многоствольных скважин, улучшение производительности каждого бокового ствола скважины, выходящего из родительского ствола скважины. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное изобретение в целом относится к заканчиванию стволов скважин в нефтяной и газовой промышленности, а более конкретно, к инструменту многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, который используют для заканчивания одной или большего количества ветвей многоствольной скважины.
[0002] Как правило, стволы скважины пробуривают с использованием колонны бурильных труб с буровым долотом, закрепленным на ее нижнем свободном конце, и затем заканчивают посредством размещения обсадной колонны в стволе скважины и цементирования обсадной колонны в заданном положении. В последние годы была разработана технология, которая позволяет оператору пробурить то, что может поочередно называться первичным или родительским стволом скважины, а затем пробурить то, что может поочередно называться вторичным или боковым стволом скважины, который выходит из родительского ствола скважины в нужной ориентации и на выбранную глубину. Сначала пробуривают родительский ствол скважины, а затем его могут по меньшей мере частично обсадить с помощью колонны обсадных труб. Затем цементируют обсадную колонну в стволе скважины посредством циркуляции цементного раствора в кольцевых областях между обсадной колонной и окружающей стенкой пласта. Сочетание цемента и обсадной колонны укрепляет родительский ствол скважины и облегчает изолирование определенных областей пласта за обсадной колонной для подачи углеводородов к местоположению на поверхности земли, где расположено оборудование для добычи углеводородов. Во многих случаях родительский ствол скважины заканчивают на первой глубине и осуществляют добычу в течение определенного периода времени. Добыча может осуществляться из различных зон посредством перфорирования обсадной колонны.
[0003] После или во время бурения и заканчивания родительского ствола скважины часто требуется пробурить из родительского ствола скважины боковой ствол скважины. Для этого в обсадной колонне родительского ствола скважины должен быть образован выход обсадной колонны или «окно». Окно может быть образовано посредством размещения скважинного отклонителя в колонне обсадных труб в требуемом месте родительского ствола скважины. Скважинный отклонитель используется для отклонения одного или большего количества фрезеров в поперечном направлении (или в альтернативной ориентации) по отношению к колонне обсадных труб и, таким образом, для прохождения сквозь часть обсадной колонны для образования окна. Потом через окно может быть вставлено буровое долото для бурения бокового ствола скважины до требуемой длины, затем, при необходимости, может быть выполнено заканчивание бокового ствола скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0004] Приведенные ниже фигуры включены для иллюстрации некоторых аспектов данного изобретения и не должны рассматриваться в качестве исчерпывающих вариантов реализации изобретения. Раскрываемый объект изобретения допускает значительные модификации, изменения, комбинации и эквиваленты по форме и содержанию без отклонения от объема данного изобретения.
[0005] На Фиг. 1 проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом скважинной системы, в которой могут быть использованы принципы данного изобретения.
[0006] На Фиг. 2 проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом типового инструмента многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции до того, как была пробурена боковая скважина в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации данного изобретения.
[0007] На Фиг. 3А, 3В и 3С проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом типового многоствольного узла сопряжения в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации данного изобретения.
[0008] На Фиг. 4 проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом типового инструмента многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции после того, как был пробурен боковой ствол скважины в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации данного изобретения.
[0009] На Фиг. 5 проиллюстрирован инструмент извлечения в зацеплении с инструментом многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции в соответствии с одним или большим количеством вариантов реализации данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0010] Данное изобретение в целом относится к заканчиванию стволов скважин в нефтяной и газовой промышленности, а более конкретно, к инструменту многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, который используют для заканчивания одной или большего количества ветвей многоствольной скважины.
[0011] Варианты реализации изобретения, описанные в данной заявке, обеспечивают повышение эффективности бурения и заканчивания многоствольных скважин и тем самым обеспечивают улучшение или максимальное увеличение производительности каждого бокового ствола скважины, выходящего из родительского ствола скважины. Кроме того, варианты реализации изобретения, описанные в данной заявке, обеспечивают оптимизацию затрат, связанных с традиционным бурением и заканчиванием многоствольных скважин. В частности, вместе с инструментом многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, описанным в данной заявке, используют отдельный инструмент, который вводят в родительский ствол скважины только один раз для обеспечения бурения и заканчивания бокового ствола скважины.
[0012] Эффективность инструмента многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, а также связанных с ним систем и способов, описанных в данной заявке, определяется снижением требований к скважинным спускоподъемным операциям для установки и использования инструмента для бурения и заканчивания бокового ствола скважины. Такое сокращение количества спуско-подъемных операций сводится к исключению от одной до четырех или даже большего количества спуско-подъемных операций в скважине для выполнения одной и той же операции при значительном снижении затрат. В действительности, планируемая стоимость каждой скважинной спускоподъемной операции приблизительно оценивается в 500000 долларов США. Таким образом, применение инструмента многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции из данного изобретения приводит к значительным экономическим выгодам, а также к повышению эффективности, связанной с более коротким временем установки, сокращением времени бурения, преимуществами безопасности и т.д.
[0013] В соответствии с вариантами реализации изобретения, описанными в данной заявке инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции может опускаться в родительскую скважину, обсаженную по меньшей мере частично с помощью обсадной колонны и используемую для бурения и заканчивания бокового ствола скважины в течение одной скважинной спускоподъемной операции. Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции содержит множество компонентов, функционально связанных друг с другом. Применяемый в контексте данной заявки термин «функционально связанный» относится к прямому или непрямому сцеплению между по меньшей мере двумя компонентами так, что при перемещении первого компонента соответственно перемещается второй компонент. Соответственно, множество компонентов может быть функционально связано так, что при перемещении любого одного компонента соответственно перемещается множество компонентов. Множество компонентов, функционально связанных друг с другом для образования инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции из данного изобретения, содержит: скважинный отклонитель, содержащий фиксатор якоря, буровое долото, инструмент скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ), двигатель, по меньшей мере один скважинный фильтр и многоствольный узел сопряжения, имеющий основную ветвь и боковую ветвь.
[0014] При спуске инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции в родительский ствол скважины, фиксатор якоря функционально соединяется со скважинным отклонителем с помощью разъемного соединения и закрепляется внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением, которое содержит обсадная колонна в родительском стволе скважины. После фрезерования окна и бурения бокового ствола скважины с использованием инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, для облегчения добычи из бокового ствола скважины может приводиться в действие по меньшей мере один фильтр. В некоторых вариантах реализации изобретения множество компонентов инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции остаются в родительском и боковом стволе скважины во время добычи и никогда не извлекаются. В других вариантах реализации изобретения может быть желательным извлечение инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, например, для использования в последующей операции, во время которой требуется бурение и заканчивание бокового ствола скважины. В таких вариантах реализации изобретения инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции может быть отделен от фиксатора якоря, или фиксатор якоря может быть отделен от защелочного соединения, и инструмент для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции может быть извлечен (например, с помощью инструмента для извлечения), не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0015] Сначала со ссылкой на Фиг. 1, проиллюстрирован вид сбоку с поперечным разрезом скважинной системы 100, в которой могут быть использованы принципы данного изобретения. Как проиллюстрировано, скважинная система 100 может содержать родительский ствол скважины 102, который пробуривается через различные подземные пласты, в том числе пласт 104, который может содержать нефтегазосодержащий пласт. После буровых работ может быть выполнено заканчивание родительского ствола скважины 102 посредством обсаживания всего родительского ствола скважины 102 или его участка с помощью колонны-хвостовика или обсадной колонны 106, проиллюстрированной в виде первой трубы 106а обсадной колонны и второй трубы 106b обсадной колонны, которая выходит из первой трубы 106а обсадной колонны. Первая труба 106а обсадной колонны может проходить от местоположения на поверхности (т.е., там где расположена буровая установка и относящееся к ней буровое оборудование) или от промежуточной точки между местоположением на поверхности и пластом 104, при этом вторая труба 106b обсадной колонны может выходить из первой трубы 106а обсадной колонны или подвешиваться к ней иным способом на подвеске хвостовика 108. Применительно к данному изобретению первая и вторая трубы 106а,b обсадной колонны в контексте данной заявки будут упоминаться совместно как обсадная колонна 106. Вся обсадная колонна 106, или ее участок, может быть закреплена внутри родительского ствола скважины 102 посредством осаждения цемента 110 внутри кольцевого зазора 112, образованного между обсадной колонной 106 и стенкой родительского ствола скважины 102.
[0016] В некоторых вариантах реализации изобретения обсадная колонна 106 может иметь предварительно расфрезерованное окно 114, образованное в ней. Предварительно расфрезерованное окно 114 может быть покрыто разрушаемым фрезерованием или мягким материалом, который можно выфрезеровать или иным способом обеспечить проход через него инструмента для многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции, описанного в данной заявке, чтобы обеспечить выход обсадной колонны, используемый для образования бокового ствола скважины, выходящего из родительского ствола 102 скважины. Тем не менее, в других вариантах реализации изобретения предварительно расфрезерованное окно 114 может быть исключено из скважинной системы 100 и вместо этого может быть расфрезерована стенка обсадной колонны 106 в месте предварительно расфрезерованного окна 114, чтобы создать требуемый выход обсадной колонны, используемый для описанного в настоящей заявке инструмента многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции.
[0017] После цементирования обсадной колонны 106 нижняя колонна-хвостовик 116 может проходить в родительский ствол скважины 102 и крепиться к внутренней стенке обсадной колонны 106 в заданном местоположении внутри скважины по отношению к окну 114, которое может быть предварительно расфрезерованным или выполненным иным способом в месте образования выхода обсадной колонны. Хотя это не проиллюстрировано, нижняя колонна-хвостовик 116 может содержать на своем дальнем конце различные скважинные инструменты и устройства, используемые для извлечения углеводородов из пласта 104, такие как скважинные фильтры, регуляторы притока, скользящие муфты, клапаны и т.д. Кроме того, в некоторых вариантах реализации изобретения, нижняя колонна-хвостовик 116 может быть соединена с одним или большим количеством боковых стволов скважины (не показан), выполненных в скважине из окна 114 и выходящих из родительского ствола 102 скважины в различных угловых ориентациях.
[0018] Со ссылкой на Фиг. 2, после того, как было выполнено заканчивание родительского ствола скважины 102 инструмент 200 многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции опускается в родительский ствол скважины 102 на колонне бурильных труб 202, которая может содержать множество бурильных труб, соединенных друг с другом непрерывной цепью. Как проиллюстрировано, инструмент 200 многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции (далее «инструмент 200») содержит скважинный отклонитель 204. Скважинный отклонитель 204 содержит фиксатор 206 якоря. Фиксатор якоря 206 может содержать защелочный корпус 210, уплотнение 212 и защелочный профиль 214, выполненный с возможностью состыковываться с защелочным соединением 216, установленным в заданном местоположении обсадной колонны 106. По мере того как инструмент 200 опускается внутрь родительского ствола 102 скважины, защелочный профиль 214 размещается в защелочном соединении 216 и, как следствие, закрепляет узел 200 на месте внутри родительского ствола 102 скважины. Фиксатор якоря 206 выполнен с возможностью ориентации инструмента 200 в заранее определенной ориентации по отношению к окну 114. Уплотнение 212 может быть введено в зацепление или же активировано для предотвращения перемещения флюида через фиксатор якоря 206 на границе между корпусом 210 защелки и внутренней стенкой обсадной колонны 106.
[0019] Как проиллюстрировано, скважинный отклонитель 204 дополнительно может содержать нижний узел замка шарнирного отклонителя 218, который выходит из фиксатора якоря 206 и выполнен с возможностью размещения внутри отверстия уплотнения 220 нижней колонны-хвостовика 116. Как проиллюстрировано, нижний узел замка шарнирного отклонителя 218 может содержать одно или большее количество уплотнений 222, выполненных с возможностью герметичного сцепления с внутренней стенкой отверстия уплотнения 220, и, следовательно, обеспечения жидкостной и/или гидравлической изоляции с нижней колонной-хвостовиком 116.
[0020] Скважинный отклонитель 204 может быть функционально связан с фиксатором якоря 206 посредством разъемного соединения 224, которое выполнено с возможностью последующего отделения от фиксатора якоря 206 инструмента 200 и извлечения на поверхность. Разъемное соединение 224 может содержать любой соединительный механизм или устройство, которое может быть неоднократно заблокировано и при необходимости высвобождено, в том числе удаленно, при этом сохраняя метки, как глубины, так и ориентации по отношению к защелочному соединению 216 в случае, когда они изначально установлены. В некоторых вариантах реализации изобретения разъемное соединение 224 может содержать зажимную втулку или устройство зажимной втулки. Однако в других вариантах реализации изобретения разъемное соединение 224 может содержать защелочный профиль, такой как приемная головка с выступом и конической направляющей. В других вариантах реализации изобретения разъемное соединение 224 может содержать резьбовое зацепление и инструмент 200 может быть отсоединен от фиксатора якоря 206 посредством вращения колонны бурильных труб 202 и скважинного отклонителя 204 в определенном направлении вращения, чтобы выкрутить сопряженное зацепление.
[0021] Скважинный отклонитель 204 может дополнительно содержать одно или большее количество уплотнений 242, внутри которых перед добычей углеводородов из подземного пласта 104 размещается описанный ниже многоствольный узел сопряжения 236 (Фиг. 2). Как описано ниже, в других вариантах реализации изобретения многоствольный узел сопряжения 236 и скважинный отклонитель 204 могут образовывать гидравлическое уплотнение в том месте, где многоствольный узел сопряжения 236 крепится к родительскому стволу 102 скважины или колонне обсадных труб.
[0022] Каждый из множества компонентов инструмента 200 имеет первый конец и второй конец. При рассмотрении поперечного сечения продольного вида инструмента 200 второй конец каждого компонента представляет собой левый конец, или конец, который находится ближе к поверхности в стволе скважины с точки зрения расстояния в скважине (независимо от того является ли отрезок горизонтальным, вертикальным или наклонным); и первый конец каждого компонента является правым концом или концом, который находится дальше всего от поверхности в стволе скважины с точки зрения расстояния в скважине (независимо от того является ли отрезок горизонтальным, вертикальным или наклонным).
[0023] Соответственно, скважинный отклонитель 204 имеет первый конец и второй конец. Первый конец скважинного отклонителя 204 функционально связан с буровым долотом 226, а буровое долото 226 также имеет первый конец и второй конец. Буровое долото 226 содержит один или большее количество режущих элементов и может быть выполнено в виде: бурового долота с запрессованными резцами (например, поликристаллическими вставками, природными алмазами или вставками из твердого сплава, изготовленными горячим прессованием из абразивного материала); бурового долота с конической шарошкой, долота вращательного бурения, трехшарошечного бурового долота, вертикального бурового долота и т.п. Буровое долото 226 функционально соединено со скважинным отклонителем 204 посредством срезного болта 228. Срезной болт 228 выполнен с возможностью срезания для отклонения бурового долота 226 вверх по наклонной поверхности скважинного отклонителя 204 для того, чтобы расфрезеровать окно 114 и пробурить боковой ствол скважины (см. Фиг. 4). Срезной болт 208 может находиться в резьбовом сцеплении со скважинным отклонителем 204 или быть закрепленным на нем иным образом. Срезной болт 228 дополнительно соединен с возможностью отсоединения с буровым долотом 226, причем, когда на срезной болт 208 воздействует предварительно заданная срезающая нагрузка, параллельная продольной оси инструмента 100, срезной болт 208 разрушается или иным образом повреждается, обеспечивая при этом возможность отделения бурового долота 226 от скважинного отклонителя 204. Срезное соединение между скважинным отклонителем 204 и буровым долотом 226 может быть любым разъемным соединением, соответствующим требованиям для работы в условиях подземного пласта, таким как болт, затягиваемый заданным усилием, срезной или изнашиваемый болт и тому подобное, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0024] Продолжая ссылаться на Фиг. 2, инструмент 230 ИПБ входит в состав инструмента 200 и имеет первый конец и второй конец. Второй конец инструмента 230 ИПБ функционально связан с первым концом бурового долота. Инструмент 230 ИПБ соответственно следует за буровым долотом 226 через окно, и в боковой ствол скважины (см. Фиг. 4) при срезании срезного болта 228. Перед срезанием срезного болта 228 инструмент 230 ИПБ может использоваться для ориентации инструмента 200 внутри родительского ствола 102 скважины и содействия обнаружению защелочного соединения 216. Инструмент 230 ИПБ может содержать один или большее количество датчиков, которые содействуют подтверждению угловой ориентации (т.е. типа состояния ствола скважины) узла 200, и таким образом способствуют тому, чтобы скважинный отклонитель 204 и буровое долото 226 были правильно ориентированными по отношению к окну 114 для образования выхода обсадной колонны. После срезания срезного болта 228 инструмент 230 ИПБ может использоваться для ориентации бурового долота 226 при бурении через окно 114 и боковой ствол скважины (см. Фиг. 4). Инструмент 230 ИПБ может дополнительно содержать по меньшей мере один датчик для обнаружения других скважинных условий. Скважинные условия включают, но не ограничиваются ими: угловую ориентацию инструмента 200 (или его компонентов), объем бурового раствора, скорость вращения двигателя 232, вибрацию инструмента 200, вибрацию скважинной среды, температуру в скважине, крутящий момент и осевую нагрузку на буровое долото и тому подобное, и любую их комбинацию. Инструмент 230 ИПБ может дополнительно содержать узел передачи электроэнергии для передачи данных, относящихся к скважинным условиям, которые могут приниматься в местоположении на поверхности.
[0025] Двигатель 232 входит в состав инструмента 200 в соответствии с вариантами реализации данного изобретения. Двигатель 232 имеет первый конец и второй конец, причем второй конец двигателя функционально связан с первым концом инструмента 230 ИПБ. Двигатель 232 приводит в действие буровое долото 226 для фрезерования окна 114 и бурения бокового ствола скважины (см. Фиг. 4). Двигатель 230 может быть электрическим, приводимым в действие давлением жидкости, подаваемой с поверхности земли (например, воды, соляного раствора, дизельной жидкости, азота, воздуха, других обрабатывающих жидкостей и т.п.), или иным способом приведения в действие бурового долота 226, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0026] Один или большее количество фильтров 234 входят в состав инструмента 200, причем фильтр 234 имеет первый конец и второй конец. Второй конец фильтра (фильтров) 234 функционально связан с первым концом инструмента 230 ИПБ. Фильтр (фильтры) 234 соответственно следует за буровым долотом 226 и инструментом 232 ИПБ через окно и в боковой ствол скважины (см. Фиг. 4) при срезании срезного болта 228. Фильтр (фильтры) 234 могут находиться в деактивированном состоянии, при котором предотвращается протекание потока флюида внутрь фильтра (фильтров) 234, и активированном состоянии, при котором обеспечивается протекание потока флюида внутрь фильтра (фильтров) 234 (т.е. при добыче из бокового ствола скважины). В некоторых вариантах реализации изобретения фильтр (фильтры) 234 является фильтром со скользящей муфтой, причем фильтр (фильтры) 234 находится в своем деактивированном состоянии, при котором поток флюида блокируется подвижной муфтой (например, внутренней муфтой). Для удержания подвижной муфты на месте и поддержания деактивируемой конфигурации фильтра (фильтров) 234 может использоваться срезной штифт (не показан). В требуемый момент времени и в требуемом месте с поверхности через колонну 202 бурильных труб и многоствольный узел 236 сопряжения (рассматриваемый ниже) сбрасывают шар, при этом он опускается на седло шара в фильтре (фильтрах) 234, причем он обеспечивает давление, посредством которого срезаются срезные штифты фильтра (фильтров) 234, тем самым сдвигая муфту для раскрытия и активации фильтра (фильтров) 234 для потока флюида. Шар имеет соответствующие размер и массу, необходимые для обеспечения давления для активации муфты (муфт) 234. В некоторых вариантах реализации изобретения множество фильтров 234 входят в состав инструмента 200 для размещения в боковом стволе скважины (см. Фиг. 4). В случае использования множества фильтров, каждый фильтр 234 предназначен для активации шарами разного размера, причем шар самого малого диаметра активирует фильтр 234 внутри ствола скважины, расположенный на наибольшем удалении с точки зрения расстояния вниз по стволу скважины, при этом для активации одного или большего количества дополнительных фильтров 234, расположенных ближе к поверхности, диаметр каждого шара постепенно увеличивается. Позже шары могут быть вымыты из скважины посредством раствора или просверлены внутренней колонной.
[0027] Несмотря на то, что подвижная муфта, проиллюстрированная на Фиг. 2 описывается как активируемая механическим способом (т.е. с шаром и срезными штифтами), следует понимать, что могут использоваться другие средства активации подвижной муфты фильтра (фильтров) 234, не выходя за пределы объема данного изобретения. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения фильтр (фильтры) 234 могут быть активированы путем смещения муфты с использованием метки радиочастотной идентификации (RFID), линии электрического управления, посредством гидравлической активации, или посредством других способов перемещения подвижной муфты для активации фильтра (фильтров) 234, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0028] Во время процесса фрезерования окна 114 и бурения бокового ствола скважины (см. Фиг. 4), фильтр (фильтры) 234 находится в деактивированном состоянии. Фильтр (фильтры) 234 не будет активирован до тех пор, пока не будет осуществлена посадка многоствольного узла 236 сопряжения. Таким образом, поддерживается давление во время спуска инструмента 200 и при последующих операциях по добыче обеспечивается требуемый поток углеводородов.
[0029] Многоствольный узел 236 сопряжения содержит первый конец и второй конец, причем многоствольный узел 236 сопряжения содержит основную ветвь 240 и боковую ветвь 238. Боковая ветвь функционально связана с первым концом фильтра (фильтров) 234, а основная ветвь функционально связана с колонной 202 бурильных труб. Многоствольный узел 236 сопряжения используется для образования соединения в точке пересечения между родительским стволом 102 скважины и боковым стволом скважины (см. Фиг. 4). Многоствольный узел 236 сопряжения является Y-образным ответвлением, содержащим отверстие, проходящее как через основную ветвь 240, так и через боковую ветвь 238, через которые могут протекать флюиды, в зависимости от состояния внутреннего устройства для отклонения для определения потока флюидов, протекающего через многоствольный узел 236 сопряжения. Устройство для отклонения может быть приведено в действие удаленно для установки в нейтральное положение, в положение боковой ветви 238, или в положение основной ветви 240, при этом в зависимости от положения обеспечивается протекание потока флюида: через основную ветвь 240 и боковую ветвь 238 одновременно, только через основную ветвь 240, или только через боковую ветвь 238. Устройством для отклонения можно управлять дистанционно с использованием метки радиочастотной идентификации (RFID), линии электрического управления или посредством гидравлической активации. Также могут использоваться другие средства для дистанционного позиционирования устройства для отклонения, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0030] Обратимся теперь к Фиг. 3А-С, продолжая ссылаться на Фиг. 2, где проиллюстрировано поперечное сечение типового многоствольного узла 236 сопряжения, содержащего внутреннее устройство 308 для отклонения. Теперь обратимся к Фиг. 3А, на которой проиллюстрирован многоствольный узел 236 сопряжения, содержащий устройство 308 для отклонения, основную ветвь 240 и боковую ветвь 238, каждая из которых содержит отверстие для протекания флюида через него. Как проиллюстрировано, многоствольный узел 236 сопряжения дополнительно может содержать контроллер 310, радиомодуль 311 и антенну 312. В некоторых вариантах реализации изобретения многоствольный узел 236 сопряжения может дополнительно содержать вторую антенну 314, соединенную с боковой ветвью 238, и третью антенну 316, соединенную с основной ветвью 240.
[0031] На Фиг. 3А устройство для отклонения 308 проиллюстрировано в нейтральном положении, которое обеспечивает протекание флюида через боковую ветвь 238 и основную ветвь 240. На Фиг. 3В устройство для отклонения 308 проиллюстрировано в положении боковой ветви 238; а на Фиг. 3С устройство для отклонения 308 проиллюстрировано в положении основной ветви 240. Пунктирная стрелка на Фиг. 3В указывает на то, что поток флюида будет отклонен в отверстие боковой ветви 238, когда устройство для отклонения 308 находится в положении боковой ветви 238. Пунктирная стрелка на Фиг. 3С указывает на то, что поток флюида будет отклонен в отверстие основной ветви скважины 240, когда устройство для отклонения 308 находится в положении основной ветви 240. Во время процесса бурения окна 114 (Фиг. 2) и бокового ствола скважины (см. Фиг. 4) устройство для отклонения 308 находится в положении боковой ветви 238, так что поток направляется через боковую ветвь 238, которая может использоваться для приведения в действие двигателя 232 (Фиг. 2) и бурового долота 226 (Фиг. 2). При посадке многоствольного узла 236 сопряжения и приведения в действие по меньшей мере одного фильтра устройство для отклонения 308 устанавливается в нейтральное положение, так что потоки из бокового ствола скважины (см. Фиг. 4) и родительского ствола 102 скважины (Фиг. 2) могут смешиваться. Используемый в данной заявке термин «посадка» применительно к многоствольному узлу сопряжения означает образование гидравлического соединения между основной ветвью 240 многоствольного узла 236 сопряжения и скважинным отклонителем 204.
[0032] Обращаясь снова к Фиг. 2, следует понимать, что, в то время как на Фиг. 2 проиллюстрирован конкретный вариант компоновки множества компонентов, образующих инструмент 200, могут быть возможны другие варианты компоновки, не выходя за пределы объема данного изобретения. Например, в некоторых вариантах компоновки инструмент 230 ИПБ может находиться между многоствольным узлом сопряжения 236 и фильтром (фильтрами) 234, или двигатель 232 может находиться между многоствольным узлом 236 сопряжения и фильтром (фильтрами) 234 и т.п.
[0033] Теперь обратимся к Фиг. 4, продолжая ссылаться на Фиг. 2, где проиллюстрировано боковое заканчивание бокового ствола 404 скважины с использованием инструмента 200. Скважинный отклонитель 204 закреплен в родительском стволе 102 скважины посредством фиксатора 206 защелки, который содержит защелочный профиль 214, соединенный с возможностью отсоединения с защелочным соединением 216, установленным в обсадной колонне 106. Кроме того, как проиллюстрировано, скважинный отклонитель 204 дополнительно содержит нижний узел замка шарнирного отклонителя 218, который выходит из фиксатора якоря 206 и выполнен с возможностью размещения внутри отверстия уплотнения 220 нижней колонны-хвостовика 116. Буровое долото 226 срезано со срезного болта 228 и отклонено для бурения через окно 114 (Фиг. 1), и образования бокового ствола 404 скважины. По мере того как буровое долото 226 пробуривает боковой ствол 404 скважины, как описано выше, инструмент 230 ИПБ, двигатель 232, фильтр (фильтры) 234 и боковая ветвь 238 многоствольного узла сопряжения 236 опускаются в боковой ствол 404 скважины.
[0034] После того, как буровое долото 226 достигает требуемой глубины или длины для образования бокового ствола 404 скважины, основная ветвь 240 многоствольного узла 236 сопряжения гидравлически соединяется со скважинным отклонителем 204, так что поток флюида из родительского ствола 102 скважины может протекать через основную ветвь 240 (см. Фиг. 4 и устройство для отклонения 308). Основная ветвь может быть прикреплена к скважинному отклонителю 204 одним или большим количеством уплотнений 242 в скважинном отклонителе 204 (Фиг. 2). В других вариантах реализации изобретения основная ветвь может быть дополнительно закреплена в родительском стволе 102 скважины путем развертывания клиньев вплотную к обсадной колонне 106, путем расширения части многоствольного узла 236 сопряжения для вхождения в зацепление с обсадной колонной 106 или подвеской хвостовика, или с помощью другого механизма, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0035] Соответственно, при спуске многоствольного узла 236 сопряжения фильтр (фильтры) 234 приводится в действие, и устройство 308 для отклонения (Фиг. 3) устанавливается в нейтральное положение. Таким образом, образуется поперечное сечение потока через приводимый в действие фильтр (фильтры) 204 и боковую ветвь 238 многоствольного узла 236 сопряжения в боковой ствол 404 скважины, а также через скважинный отклонитель 204 и основную ветвь 240 многоствольного узла 236 сопряжения в родительский ствол 102 скважины, где полученные флюиды смешиваются и подаются к местоположению на поверхности. Это открытое поперечное сечение потока называется «конфигурацией открытого внутреннего отверстия» инструмента 200. Следует понимать, что, хотя открытая внутренняя конфигурация отверстия выполнена с возможностью получения добытых флюидов как из бокового ствола 404 скважины, так и из родительского ствола 102 скважины, можно добывать флюиды в любой момент времени только с помощью одного из бокового ствола 404 скважины или родительского ствола 102 скважины, или из обоих, не выходя за пределы объема данного изобретения.
[0036] Теперь обратимся к Фиг. 5, продолжая ссылаться на Фиг. 2 и 4, как обсуждалось ранее, инструмент 200 может быть извлечен с использованием инструмента извлечения после завершения добычи углеводородов или в другой требуемый момент времени. Инструмент 500 извлечения может продвигаться через основную ветвь 240 инструмента 236 для многоствольной скважины (проиллюстрирован штриховой линией) и в отверстие 505 скважинного отклонителя 204. Инструмент 500 извлечения может быть опущен в родительский ствол 102 скважины на буровом снаряде 501. Инструмент 500 извлечения может быть функционально связан со скважинным отклонителем 204 внутри отверстия 502 скважинного отклонителя посредством сцепления 502. Сцепление 502 может содержать различные соединительные механизмы или способы, обеспечивающие возможность прикрепления инструмента 500 извлечения к скважинному отклонителю 204. В одном варианте реализации изобретения, например, сцепление 502 может содержать один или большее количество кулачков 504, расположенных вокруг инструмента 500 извлечения и выполненных с возможностью определять местонахождение и входить в зацепление с профилем 506 скважинного отклонителя, образованным на внутренней поверхности отверстия 505 скважинного отклонителя. По меньшей мере в одном варианте реализации изобретения кулачки 504 могут быть приводимыми в действие (например, механически, электромеханически, гидравлически, пневматически и т.п.), но в качестве варианта могут быть подпружиненными. В других вариантах реализации изобретения сцепление 502 может содержать зажимную втулку или тому подобное.
[0037] Сразу после того, как инструмент 500 извлечения соответствующим образом прикрепляется к скважинному отклонителю 204, буровой снаряд 501 может быть втянут в направлении вверх по скважине (т.е., к поверхности скважины), чтобы отделить скважинный отклонитель 204 от фиксатора якоря 206, который остается прочно закрепленным внутри родительского ствола скважины 102. Более конкретно, вытягивание бурового снаряда 501 в направлении вверх по скважине будет распространять осевую нагрузку на разъемное соединение 224, которая в конечном итоге преодолевает усилие сцепления, обеспечиваемое или иным образом создаваемое посредством разъемного соединения 224. После преодоления усилия сцепления, скважинный отклонитель 204 может быть отделен от фиксатора якоря 206 и инструмент 200 может быть извлечен на поверхность, поскольку он присоединен к буровому снаряду 501. Удаление скважинного отклонителя 204 из фиксатора якоря 206 открывает участок разъемного соединения 224, которое теперь способно принять или иным образом присоединиться к другим скважинным инструментам или устройствам.
[0038] Описанные в данной заявке варианты реализации изобретения включают:
[0039] Вариант А реализации изобретения: Способ, включающий следующие этапы: соединение с возможностью разъединения компонента фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины, обсаженного по меньшей мере частично обсадной колонной; отклонение компонента бурового долота и компонента скважинного отклонителя для фрезерования окна в обсадной колонне; бурение бокового ствола скважины через окно с использованием бурового долота, причем боковой ствол скважины выходит из родительского ствола скважины; посадка компонента многоствольного узла сопряжения с боковой ветвью в боковой ствол скважины и основной ветвью в родительский ствол скважины; и приведение в действие по меньшей мере одного компонента фильтра, причем каждый компонент из группы, состоящей из компонента фиксатора якоря, компонента бурового долота, компонента скважинного отклонителя, компонента многоствольного узла сопряжения и по меньшей мере одного компонента фильтра, образуют инструмент для многоствольной скважины, и функционально связаны друг с другом, так что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента.
[0040] Вариант А реализации изобретения может иметь один или большее количество из следующих дополнительных элементов в любой комбинации:
[0041] Элемент А1: отличающийся тем, что буровое долото функционально связано со скважинным отклонителем посредством срезного болта.
[0042] Элемент А2: отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви; и дополнительно включающий:
выбор положения боковой ветви до тех пор, пока не будет приведен в действие по меньшей мере один фильтр.
[0043] Элемент A3: отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви; и дополнительно включающий: выбор нейтрального положения после приведения в действие по меньшей мере одного фильтра.
[0044] Элемент А4: отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия и дополнительно включает подачу скважинного флюида через открытую внутреннюю конфигурацию отверстия из родительского ствола скважины и/или бокового ствола скважины к местоположению на поверхности.
[0045] Элемент А5: отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины дополнительно содержит компонент инструмента скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ), и дополнительно включает обнаружение скважинных условий с помощью компонента инструмента ИПБ.
[0046] Элемент А6: дополнительно включающий спуск инструмента для многоствольной скважины в родительскую скважину с использованием бурильной колонны, функционально связанной с инструментом для многоствольной скважины.
[0047] Элемент А7: дополнительно включающий: разъединение разъемного соединения; и извлечение инструмента для многоствольной скважины к местоположению на поверхности.
[0048] В качестве примера, не предполагающего ограничения, типовые комбинации, применимые к А включают: А1-А7; А1, A3 и А6; А6 и А7; А2 и А6; А4, А5, и А7; А1 и А5; и тому подобное.
[0049] Вариант В реализации изобретения: Система, содержащая: родительский ствол скважины, обсаженный по меньшей мере частично обсадной колонной, содержащей: защелочное соединение; боковой ствол скважины, выходящий из родительского ствола скважины; инструмент для многоствольной скважины, выполненный с возможностью спуска в родительский ствол скважины и боковой ствол скважины; причем инструмент для многоствольной скважины содержит множество компонентов, функционально связанных друг с другом, так что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента, и при этом содержащий: скважинный отклонитель, содержащий фиксатор якоря; буровое долото; инструмент скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ); двигатель; по меньшей мере один скважинный фильтр; и многоствольный узел сопряжения, имеющий основную ветвь и боковую ветвь.
[0050] Вариант В реализации изобретения может иметь один или несколько из следующих дополнительных элементов в любой комбинации:
[0051] Элемент В1: отличающийся тем, что фиксатор якоря соединен с возможностью отсоединения внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением.
[0052] Элемент В2: отличающийся тем, что боковую ветвь многоствольного узла сопряжения опускают в боковой ствол скважины, а основную ветвь многоствольного узла сопряжения опускают в родительскую скважину.
[0053] Элемент В3: дополнительно содержащий бурильную колонну, функционально связанную с инструментом для многоствольной скважины.
[0054] Элемент В4: отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви, причем внутреннее устройство для отклонения находится в одном из следующего: нейтральное положение, положение боковой ветви или положение основной ветви.
[0055] Элемент В5: дополнительно содержащий инструмент извлечения, функционально связанный со скважинным отклонителем.
[0056] Элемент В6: отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия, через которое могут протекать скважинные флюиды, и дополнительно содержит добываемые флюиды в открытой внутренней конфигурации отверстия инструмента для многоствольной скважины.
[0057] В качестве примера, не предполагающего ограничения, типовые комбинации, применимые к В, включают: В1-В6; В2 и В5, В1, В3, и В4; В5 и В6; В2 и В4; В3, В4, и В6; В1 и В2; и тому подобное.
[0058] Вариант С реализации изобретения: Инструмент для многоствольной скважины, содержащий множество компонентов, функционально связанных друг с другом, так что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента, и содержащий: скважинный отклонитель, содержащий фиксатор якоря; буровое долото; инструмент скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ); двигатель; по меньшей мере один скважинный фильтр; и многоствольный узел сопряжения, имеющий основную ветвь и боковую ветвь.
[0059] Вариант С реализации изобретения может иметь один или большее количество из следующих дополнительных элементов в любой комбинации:
[0060] Элемент С1: отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины содержит множество фильтров между первым концом двигателя и боковой ветвью многоствольного узла сопряжения.
[0061] Элемент С2: отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви.
[0062] Элемент С3: отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия, через которое могут протекать скважинные флюиды.
[0063] Элемент С4: отличающийся тем, что скважинный отклонитель содержит отверстие скважинного отклонителя, содержащее сцепление для крепления инструмента извлечения.
[0064] В качестве примера, не предполагающего ограничения, типовые комбинации, применимые к С, включают: С1-С4, С1 и С2; С1 и С3; С1 и С4; С2 и С3; С2 и С4; С3 и С4; C1, С2, и С3; C1, С2, и С4; С2, С3, и С4; и тому подобное.
[0065] Таким образом, описанные системы и способы хорошо подходят для достижения указанных выше, а также присущих им целей и преимуществ. Конкретные варианты реализации изобретения, описанные выше, представляют собой лишь иллюстрацию, поскольку идеи данного изобретения могут быть модифицированы и реализованы с применением других, но эквивалентных, способов, очевидных для специалистов в данной области техники, использующих преимущества идей, изложенных в данном документе. Кроме того, для деталей конструкции или схемы, проиллюстрированных в данном документе, не предусмотрены никакие ограничения, кроме описанных в приведенных ниже пунктах формулы изобретения. Таким образом очевидно, что конкретные иллюстративные варианты реализации изобретения, описанные выше, могут быть изменены, скомбинированы или модифицированы, при этом считается, что все подобные изменения входят в объем данного изобретения. Системы и способы, описанные в данной заявке для иллюстрации, могут быть соответствующим образом реализованы при отсутствии любого элемента, явным образом не описанного в данной заявке, и/или любого дополнительного элемента, описанного в данной заявке. Хотя структуры и способы описаны в терминах «содержащие» или «включающие» различные компоненты или этапы, эти структуры и способы также могут «по существу состоять из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, описанные выше, могут изменяться на некоторую величину. Всякий раз, когда указывается числовой диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон, попадающий в пределы диапазона, указывается конкретно. В частности, каждый диапазон значений (в виде «от около а до около b», или, равносильно, «от примерно а до примерно b», или, равносильно, «от примерно а-b»), описанный в данном документе, следует понимать как определяющий каждое число и диапазон, входящие в более широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свое простое, обычное значение, если иное явно и четко не определено патентообладателем. Кроме того, применяемая в формуле изобретения форма единственного числа предполагает наличие одного или большего количества выражаемых в ней элементов. При наличии противоречий в применении слова или термина в данном описании и в одном или большем количестве патентов или других документов, которые могут быть включены в данную заявку посредством ссылки, следует принимать определения, соответствующие данному описанию.
[0066] В контексте данного изобретения, выражение «по меньшей мере один из», предшествующее ряду наименований, со словами «и» или «или» для отделения любого из этих наименований, изменяет перечисление в целом, а не каждый элемент перечисления (то есть, каждое наименование). Выражение «по меньшей мере один из» допускает значение, включающее по меньшей мере одно из любого одного из наименований, и/или по меньшей мере одно из любой комбинации наименований, и/или по меньшей мере одно из каждого из наименований. Для примера: каждое из выражений «по меньшей мере один из А, В и С» или «по меньшей мере один из А, В или С» относится только к А, только к В или только к С; к любой комбинации А, В и С; и/или по меньшей мере к одному из А, В и С.
[0067] Термины направления, например, над, под, верхний, нижний, по направлению вверх, по направлению вниз, влево, вправо, вверх по стволу скважины, вниз по стволу скважины и т.п., применены в отношении иллюстративных вариантов реализации изобретения в соответствии с их изображением на фигурах, причем направление вверх является направлением к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз является направлением к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх по стволу скважины представляет собой направление к поверхности скважины, а направление вниз по стволу скважины представляет собой направление к забою скважины. Кроме того, при этом подразумевается, что чертежи вариантов реализации изобретения, описанных в данной заявке, не предназначены для представления относительных размеров любого из компонентов, а лишь для иллюстрации функции нескольких компонентов. Соответственно, длины, диаметры и толщины компонентов могут отличаться от проиллюстрированных, не выходя за пределы объема данного изобретения.
Claims (45)
1. Способ бурения многоствольной скважины, включающий:
соединение с возможностью разъединения компонента фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины, обсаженного по меньшей мере частично обсадной колонной;
отклонение компонента бурового долота и компонента скважинного отклонителя для фрезерования окна в обсадной колонне;
бурение бокового ствола скважины через окно с использованием бурового долота, причем боковой ствол скважины выходит из родительского ствола скважины;
посадка компонента многоствольного узла сопряжения с боковой ветвью в боковой ствол скважины и основной ветвью в родительский ствол скважины; и
приведение в действие по меньшей мере одного компонента фильтра,
причем каждый компонент из группы, состоящей из компонента фиксатора якоря, компонента бурового долота, компонента скважинного отклонителя, компонента многоствольного узла сопряжения и по меньшей мере одного компонента фильтра, образуют инструмент для многоствольной скважины и функционально связаны друг с другом так, что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что буровое долото функционально связано со скважинным отклонителем посредством срезного болта.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви, и дополнительно включающий:
выбор положения боковой ветви до тех пор, пока не будет приведен в действие по меньшей мере один фильтр.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви, и дополнительно включающий:
выбор нейтрального положения после приведения в действие по меньшей мере одного фильтра.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия и дополнительно включает подачу скважинного флюида через открытую внутреннюю конфигурацию отверстия из родительского ствола скважины и/или бокового ствола скважины к местоположению на поверхности.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины дополнительно содержит компонент инструмента скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ) и дополнительно включает обнаружение скважинных условий с помощью компонента инструмента ИПБ.
7. Способ по п. 1, дополнительно включающий спуск инструмента для многоствольной скважины в родительскую скважину с использованием бурильной колонны, функционально связанной с инструментом для многоствольной скважины.
8. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
разъединение разъемного соединения; и
извлечение инструмента для многоствольной скважины в местоположение на поверхности.
9. Система для бурения многоствольной скважины, содержащая:
родительский ствол скважины, обсаженный по меньшей мере частично обсадной колонной, содержащей защелочное соединение;
боковой ствол скважины, выходящий из родительского ствола скважины;
инструмент для многоствольной скважины, выполненный с возможностью спуска в родительский ствол скважины и боковой ствол скважины, причем инструмент для многоствольной скважины содержит множество компонентов, функционально связанных друг с другом, так что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента, и содержащий:
скважинный отклонитель, содержащий фиксатор якоря;
буровое долото;
инструмент скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ);
двигатель;
по меньшей мере один скважинный фильтр; и
многоствольный узел сопряжения, имеющий основную ветвь и боковую ветвь.
10. Система по п. 9, отличающаяся тем, что фиксатор якоря соединен с возможностью отсоединения внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением.
11. Система по п. 9, отличающаяся тем, что боковую ветвь многоствольного узла сопряжения опускают в боковой ствол скважины, а основную ветвь многоствольного узла сопряжения опускают в родительскую скважину.
12. Система по п. 9, дополнительно содержащая бурильную колонну, функционально связанную с инструментом для многоствольной скважины.
13. Система по п. 9, отличающаяся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви, причем внутреннее устройство для отклонения находится в одном из следующего: нейтральное положение, положение боковой ветви или положение основной ветви.
14. Система по п. 9, дополнительно содержащая инструмент извлечения, функционально связанный со скважинным отклонителем.
15. Система по п. 9, отличающаяся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия, через которое могут протекать скважинные флюиды, и дополнительно содержит добываемые флюиды в открытой внутренней конфигурации отверстия инструмента для многоствольной скважины.
16. Инструмент для многоствольной скважины, содержащий множество компонентов, функционально связанных друг с другом, так что перемещение компонента вызывает соответствующее перемещение соседнего компонента, и содержащий:
скважинный отклонитель, содержащий фиксатор якоря;
буровое долото;
инструмент скважинных измерений в процессе бурения (ИПБ);
двигатель;
по меньшей мере один скважинный фильтр; и
многоствольный узел сопряжения, имеющий основную ветвь и боковую ветвь.
17. Инструмент для многоствольной скважины по п. 16, отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины содержит множество фильтров между первым концом двигателя и боковой ветвью многоствольного узла сопряжения.
18. Инструмент для многоствольной скважины по п. 16, отличающийся тем, что многоствольный узел сопряжения содержит внутреннее устройство для отклонения, выполненное с возможностью выбора нейтрального положения, положения боковой ветви и положения основной ветви.
19. Инструмент для многоствольной скважины по п. 16, отличающийся тем, что инструмент для многоствольной скважины имеет открытую внутреннюю конфигурацию отверстия, через которое могут протекать скважинные флюиды.
20. Инструмент для многоствольной скважины по п. 16, отличающийся тем, что скважинный отклонитель содержит отверстие скважинного отклонителя, содержащее сцепление для крепления инструмента извлечения.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2015/061102 WO2017086936A1 (en) | 2015-11-17 | 2015-11-17 | One-trip multilateral tool |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018113752A3 RU2018113752A3 (ru) | 2019-12-18 |
| RU2018113752A RU2018113752A (ru) | 2019-12-18 |
| RU2714398C2 true RU2714398C2 (ru) | 2020-02-14 |
Family
ID=58718066
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018113752A RU2714398C2 (ru) | 2015-11-17 | 2015-11-17 | Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10934810B2 (ru) |
| AR (1) | AR106573A1 (ru) |
| AU (1) | AU2015414738B2 (ru) |
| IT (1) | IT201600101449A1 (ru) |
| NO (1) | NO347938B1 (ru) |
| RU (1) | RU2714398C2 (ru) |
| WO (1) | WO2017086936A1 (ru) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2887402C (en) | 2012-10-16 | 2021-03-30 | Petrowell Limited | Flow control assembly |
| CA3021666A1 (en) * | 2016-05-09 | 2017-11-16 | Scientific Drilling International, Inc. | Method for wellbore ranging and proximity detection |
| GB201810604D0 (en) | 2018-06-28 | 2018-08-15 | Oiltoolsteq Ltd | Whipstock assembly |
| US11680463B2 (en) * | 2018-11-30 | 2023-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with integral flow control |
| US11746611B2 (en) * | 2021-07-28 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Whipstock retrieving bit |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5427177A (en) * | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
| US5435392A (en) * | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
| US6079493A (en) * | 1997-02-13 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
| US6241021B1 (en) * | 1999-07-09 | 2001-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing an uncemented wellbore junction |
| US20040003925A1 (en) * | 2002-05-16 | 2004-01-08 | Praful Desai | Method and apparatus for providing protected multilateral junctions |
| US20040159435A1 (en) * | 2002-11-07 | 2004-08-19 | Clayton Plucheck | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
| WO2012166324A2 (en) * | 2011-06-03 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure multibore junction assembly |
| RU2514048C1 (ru) * | 2012-12-28 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства многозабойной скважины и отклоняющее устройство для его осуществления |
| US20150068756A1 (en) * | 2013-09-09 | 2015-03-12 | Baker Hughes Incoprorated | Multilateral junction system and method thereof |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5335737A (en) * | 1992-11-19 | 1994-08-09 | Smith International, Inc. | Retrievable whipstock |
| US5826651A (en) * | 1993-09-10 | 1998-10-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore single trip milling |
| US5579829A (en) * | 1995-06-29 | 1996-12-03 | Baroid Technology, Inc. | Keyless latch for orienting and anchoring downhole tools |
| AU710673B2 (en) | 1995-07-07 | 1999-09-23 | Smith International, Inc. | Single trip whipstock assembly |
| US6347282B2 (en) * | 1997-12-04 | 2002-02-12 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling assembly using gyroscopic devices and methods of bias removal |
| US6209644B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-04-03 | Weatherford Lamb, Inc. | Assembly and method for forming a seal in a junction of a multilateral well bore |
| US6454007B1 (en) * | 2000-06-30 | 2002-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for casing exit system using coiled tubing |
| US6752211B2 (en) | 2000-11-10 | 2004-06-22 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for multilateral junction |
| US6910538B2 (en) * | 2002-05-20 | 2005-06-28 | Team Oil Tools | Whipstock collet latch |
| US6907930B2 (en) * | 2003-01-31 | 2005-06-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral well construction and sand control completion |
| US7178609B2 (en) | 2003-08-19 | 2007-02-20 | Baker Hughes Incorporated | Window mill and drill bit |
| EP1511170B1 (en) | 2003-08-28 | 2010-10-13 | STMicroelectronics Srl | AC low noise differential amplifier with reduced low corner frequency |
| US7275598B2 (en) * | 2004-04-30 | 2007-10-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Uncollapsed expandable wellbore junction |
| US8347968B2 (en) | 2009-01-14 | 2013-01-08 | Schlumberger Technology Corporation | Single trip well completion system |
| US8596359B2 (en) * | 2010-10-19 | 2013-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely controllable fluid flow control assembly |
| US8376066B2 (en) * | 2010-11-04 | 2013-02-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Combination whipstock and completion deflector |
| EP2675981B1 (en) | 2011-03-01 | 2017-07-12 | Smith International, Inc. | High performance wellbore departure and drilling system |
| RU2484231C1 (ru) * | 2011-11-23 | 2013-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Клиновой отклонитель для забуривания боковых стволов из скважины |
| US9243479B2 (en) | 2012-05-31 | 2016-01-26 | Baker Hughes Incorporated | Gravel packing method for multilateral well prior to locating a junction |
| US10036234B2 (en) * | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| MX359347B (es) * | 2012-08-01 | 2018-09-26 | Halliburton Energy Services Inc | Deflector activado a distancia. |
| BR112015008001B1 (pt) | 2012-10-09 | 2020-12-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | sistema e método para alinhar circunferencialmente um subsistema de trava de fundo de poço |
| US9493988B2 (en) | 2013-03-01 | 2016-11-15 | Baker Hughes Incorporated | String supported whipstock for multiple laterals in a single trip and related method |
| CN106170601B (zh) | 2014-06-04 | 2019-01-18 | 哈利伯顿能源服务公司 | 用于多边井筒的造斜器和偏转器组件 |
-
2015
- 2015-11-17 WO PCT/US2015/061102 patent/WO2017086936A1/en active Application Filing
- 2015-11-17 RU RU2018113752A patent/RU2714398C2/ru active
- 2015-11-17 AU AU2015414738A patent/AU2015414738B2/en active Active
- 2015-11-17 US US15/760,601 patent/US10934810B2/en active Active
-
2016
- 2016-09-28 AR ARP160102960A patent/AR106573A1/es active IP Right Grant
- 2016-10-10 IT IT102016000101449A patent/IT201600101449A1/it unknown
-
2018
- 2018-04-04 NO NO20180450A patent/NO347938B1/en unknown
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5427177A (en) * | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
| US5435392A (en) * | 1994-01-26 | 1995-07-25 | Baker Hughes Incorporated | Liner tie-back sleeve |
| US6079493A (en) * | 1997-02-13 | 2000-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
| US6241021B1 (en) * | 1999-07-09 | 2001-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing an uncemented wellbore junction |
| US20040003925A1 (en) * | 2002-05-16 | 2004-01-08 | Praful Desai | Method and apparatus for providing protected multilateral junctions |
| US20040159435A1 (en) * | 2002-11-07 | 2004-08-19 | Clayton Plucheck | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
| WO2012166324A2 (en) * | 2011-06-03 | 2012-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | High pressure multibore junction assembly |
| RU2514048C1 (ru) * | 2012-12-28 | 2014-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ строительства многозабойной скважины и отклоняющее устройство для его осуществления |
| US20150068756A1 (en) * | 2013-09-09 | 2015-03-12 | Baker Hughes Incoprorated | Multilateral junction system and method thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AR106573A1 (es) | 2018-01-31 |
| NO347938B1 (en) | 2024-05-21 |
| US20190085661A1 (en) | 2019-03-21 |
| NO20180450A1 (en) | 2018-04-04 |
| RU2018113752A3 (ru) | 2019-12-18 |
| AU2015414738A1 (en) | 2018-04-19 |
| AU2015414738B2 (en) | 2021-01-14 |
| IT201600101449A1 (it) | 2018-04-10 |
| RU2018113752A (ru) | 2019-12-18 |
| US10934810B2 (en) | 2021-03-02 |
| WO2017086936A1 (en) | 2017-05-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2649683C2 (ru) | Узел клина-отклонителя и отклоняющего клина для многоствольных скважин | |
| US20190106957A1 (en) | Single-trip casing cutting and bridge plug setting | |
| US10731417B2 (en) | Reduced trip well system for multilateral wells | |
| RU2714398C2 (ru) | Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции | |
| US20190003258A1 (en) | Tool Assembly and Process for Drilling Branched or Multilateral Wells with Whip-Stock | |
| US20190040719A1 (en) | Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation | |
| AU2016423182B2 (en) | Expandable reentry completion device | |
| US9683416B2 (en) | System and methods for recovering hydrocarbons | |
| US11933174B2 (en) | Modified whipstock design integrating cleanout and setting mechanisms | |
| EP2715057B1 (en) | Window joint for lateral wellbore construction and method for opening same | |
| EP2447465B1 (en) | System and method for opening a window in a casing string for multilateral wellbore construction | |
| EP2834446B1 (en) | Casing window assembly |