RU2725466C1 - Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах - Google Patents
Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2725466C1 RU2725466C1 RU2019103899A RU2019103899A RU2725466C1 RU 2725466 C1 RU2725466 C1 RU 2725466C1 RU 2019103899 A RU2019103899 A RU 2019103899A RU 2019103899 A RU2019103899 A RU 2019103899A RU 2725466 C1 RU2725466 C1 RU 2725466C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubular body
- tool
- wellbore
- upper tubular
- lower tubular
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 title abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 21
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 12
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 10
- 229910000861 Mg alloy Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 208000031872 Body Remains Diseases 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004433 Thermoplastic polyurethane Substances 0.000 description 2
- 229920003232 aliphatic polyester Polymers 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 239000002019 doping agent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229920001610 polycaprolactone Polymers 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229920002803 thermoplastic polyurethane Polymers 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000954 Polyglycolide Polymers 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000005242 forging Methods 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 1
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000000465 moulding Methods 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920000747 poly(lactic acid) Polymers 0.000 description 1
- 239000004632 polycaprolactone Substances 0.000 description 1
- 239000004633 polyglycolic acid Substances 0.000 description 1
- 239000004626 polylactic acid Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000006104 solid solution Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011135 tin Substances 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/03—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for setting the tools into, or removing the tools from, laterally offset landing nipples or pockets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
- E21B23/12—Tool diverters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices 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
- 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
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in 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
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/08—Down-hole devices using materials which decompose under well-bore conditions
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
Безкрюковое подвесное устройство для многоствольной скважины может содержать узел с верхним трубчатым корпусом и нижним трубчатым корпусом. Верхний трубчатый корпус может быть расположен в основном стволе скважины. Нижний трубчатый корпус может соединяться с возможностью поворота с верхним трубчатым корпусом на оси шарнира. Нижний трубчатый корпус может поворачиваться относительно верхнего трубчатого корпуса и может располагаться в боковом стволе скважины. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
[0001] Данное изобретение в целом относится к доступу к боковым стволам в скважине, а более конкретно (хотя и не обязательно), к безкрюковому подвесному устройству для многоствольной скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Скважинная система, такая как нефтяная или газовая скважина для добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, может содержать многоствольную скважину. Узел хвостовика может быть расположен в стволе скважины, чтобы проходить из основного ствола в боковой ствол с помощью скважинного отклонителя. Скважинный отклонитель может быть удален из ствола скважины, при этом для крепления узла хвостовика в стволе скважины может использоваться цементный раствор. Часть узла в основном стволе может быть пробурена или удалена посредством промывки. Для того чтобы направлять инструменты через внутреннюю область части оставшегося узла хвостовика, зацементированного в определенном месте в боковом стволе скважины, в стволе скважины может быть расположен скважинный отклонитель или отклоняющий клин.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0003] На Фиг. 1 проиллюстрирован вид в разрезе многоствольной скважины с безкрюковым подвесным устройством в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0004] На Фиг. 2 проиллюстрирован вид в разрезе безкрюкового подвесного устройства в основном стволе многоствольной скважины в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0005] На Фиг. 3 проиллюстрирован вид в разрезе безкрюкового подвесного устройства, проиллюстрированного на Фиг. 2, расположенного посредством спускного инструмента, чтобы обеспечить возможность прохождения из основного ствола в боковой ствол в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0006] На Фиг. 4 проиллюстрирован вид в разрезе безкрюкового подвесного устройства, проиллюстрированного на Фиг. 2 со снятым спускным инструментом, чтобы обеспечить возможность вставки дополнительных инструментов в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0007] На Фиг. 5 проиллюстрирован вид в разрезе безкрюкового подвесного устройства, проиллюстрированного на Фиг. 2 с инструментом для изолирования соединения в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0008] На Фиг. 6 проиллюстрирован вид в разрезе безкрюкового подвесного устройства, проиллюстрированного на Фиг. 2 с верхней частью хвостовика, удаленной в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0009] На Фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема примера процесса расположения безкрюкового подвесного устройства в многоствольной скважине в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
[0010] На Фиг. 8 проиллюстрирована блок-схема процесса использования безкрюкового подвесного устройства в многоствольной скважине в соответствии с одним аспектом данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0011] Определенные аспекты и признаки изобретения относятся к узлу хвостовика, который может удерживаться в месте соединения в многоствольной скважине с помощью шарнирного соединения между верхним трубчатым корпусом и нижним трубчатым корпусом узла хвостовика. Верхний трубчатый корпус может быть расположен в основном стволе многоствольной скважины. Нижний трубчатый корпус может быть шарнирно соединен с верхним трубчатым корпусом и образовывать шарнир, так что нижний трубчатый корпус может поворачиваться относительно верхнего трубчатого корпуса и располагаться в боковом стволе многоствольной скважины. Верхний трубчатый корпус не может поворачиваться в боковое отверстие и может удерживать узел хвостовика в ответвлении. Для направления инструментов в нижний трубчатый корпус и боковой ствол скважины к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса может быть присоединен отклоняющий клин.
[0012] Узел хвостовика может быть установлен в стволе скважины с помощью спускного инструмента. Шарнир и верхний трубчатый корпус могут оставаться в основном стволе скважины и образовывать стопорный механизм для узла хвостовика. Нижний трубчатый корпус может содержать (или может быть соединен) пакер для создания уплотнения между основным стволом скважины и боковым стволом скважины для предотвращения прохождения материала между внешней поверхностью нижнего трубчатого корпуса и внутренней поверхностью бокового ствола скважины. В некоторых аспектах цементный раствор может быть расположен радиально вокруг нижнего трубчатого корпуса, чтобы удерживать нижний трубчатый корпус в боковом стволе скважины и создавать уплотнение между основным стволом скважины и боковым стволом скважины. Отклоняющий клин может быть гибким, так что рабочий инструмент может быть удален путем сжатия отклоняющего клина по направлению к внутренней поверхности ствола скважины.
[0013] В некоторых аспектах шарнир (например, ось шарнира) между верхним трубчатым корпусом и нижним трубчатым корпусом может быть растворен для отделения верхнего трубчатого корпуса от нижнего трубчатого корпуса. В некоторых аспектах шарнир может быть выполнен из металла (например, алюминиевого сплава или магниевого сплава) или пластика (например, полигликолевой кислоты («ПГК»), полимолочной кислоты («ПМК»), тиола, акрилата, акрилатного каучука, поликапролактона («ПКЛ»), полигидроксиалконата и термопластичного полиуретана («ТПУ»)), который растворяется в результате воздействия определенной жидкости. В некоторых аспектах соединение может быть выполнено из алифатического полиэфира, в котором гидролизуемая сложноэфирная связь на алифатическом полиэфире может вызвать разрушение материала в воде. Растворимый металлический сплав (например, магниевый или алюминиевый сплав) может дополнительно содержать некоторое количество легирующего вещества, которое может усиливать гальваническую реакцию или уменьшать рост защитной окисной пленки на поверхности металлического сплава. Подходящие легирующие вещества могут включать, но не ограничиваются этим, медь, углерод, галлий, вольфрам, никель, железо, медь, индий, цинк, кальций и олово. Концентрация легирующего вещества может составлять от 0,05% масс. до 25% масс. растворимого металлического сплава. Растворимый металл может быть подвергнут обработке штамповкой, литьем, ковкой и/или формовкой. Металл может быть сформирован в виде твердого раствора или в виде нано-структурированной матрицы. В некоторых примерах растворимый материал может быть покрыт защитным слоем, позволяющим задержать начало коррозии. Покрытие может препятствовать появлению коррозии до тех пор, пока покрытие не будет повреждено либо посредством механического удаления покрытия, либо посредством химического удаления покрытия, либо посредством перфорации покрытия, позволяющей разрушить растворимый материал. Шарнир может раствориться в результате кислотности флюида, температуры флюида или химического состава флюида. В некоторых аспектах шарнир может растворяться в результате контакта с кислотой, введенной в ствол скважины. В дополнительных или альтернативных аспектах шарнир может быть выполнен из разлагаемого сплава, который растворяется в результате контакта с водой, рассолом или другим флюидом, естественным образом присутствующим в скважине в течение ее срока службы. В некоторых аспектах узел хвостовика может обеспечить возможность гидроразрыва пласта в боковом стволе скважины. Скважинный флюид из бокового ствола скважины может протекать через узел хвостовика от нижнего трубчатого корпуса к верхнему трубчатому корпусу, при этом скважинные флюиды могут вызывать растворение шарнира. Кислота, используемая для очистки ствола скважины или интенсификация скважин кислотой, может ускорить растворение шарнира. Верхний трубчатый корпус может быть удален посредством ловильного устройства или другого поискового устройства, присоединенного к бурильной трубе или гибким насосно-компрессорным трубам малого диаметра.
[0014] Безкрюковое подвесное устройство может обеспечить ответвление многоствольной скважины (например, ответвление многоствольной скважины уровня 3 или уровня 4 согласно международной классификации многоствольных скважин TAML (Technology Advancement of MultiLaterals)) для многоствольной скважины. Безкрюковое подвесное устройство может уменьшить количество спускоподъемных операций, необходимых для заканчивания и выполнения операции (например, гидроразрыва пласта) бокового ствола в многоствольной скважине. Кроме того, некоторые спускоподъемные операции могут выполняться с использованием гибких насосно-компрессорные труб малого диаметра, а не бурильной трубы. Безкрюковое подвесное устройство может содержать верхний трубчатый корпус для образования ответвления в отверстии, образованном в обсадной колонне. Безкрюковое подвесное устройство может также содержать встроенный отклоняющий клин для направления инструментов или колонны труб в нижний трубчатый корпус в боковом стволе скважины. Безкрюковое подвесное устройство также может содержать шарнир, который может растворяться, так что верхний трубчатый корпус может быть удален отдельно от нижнего трубчатого корпуса, чтобы обеспечить беспрепятственный вход в основной ствол скважины.
[0015] Данные иллюстративные примеры приводятся с целью представить читателю обсуждаемый в данной заявке объект изобретения в целом и не предназначены для ограничения раскрытых идей изобретения. В следующих разделах описаны различные дополнительные признаки и примеры со ссылками на чертежи, на которых одинаковыми ссылочными номерами обозначены одинаковые элементы, при этом описания направлений используются для описания иллюстративных аспектов, но, аналогично иллюстративным аспектам, их не следует использовать для ограничения объема данного изобретения.
[0016] На Фиг. 1 проиллюстрирован вид в разрезе примера скважинной системы 100 с узлом 130 хвостовика. Скважинная система 100 может содержать ствол 110 скважины, содержащий основной ствол 112 скважины и боковой ствол 118 скважины. Основной ствол 112 скважины может содержать обсадную колонну 120 и цементную оболочку 122. Узел 130 хвостовика может содержать верхний трубчатый корпус 132 и нижний трубчатый корпус 136, шарнирно соединенные осью 134 шарнира.
[0017] Узел 130 хвостовика может быть расположен в месте соединения в скважине 110 между основным стволом 112 скважины и боковым стволом 118 скважины. Нижний трубчатый корпус 136 может поворачиваться относительно верхнего трубчатого корпуса 132, так что нижний трубчатый корпус 136 может быть расположен в боковом стволе 118 скважины, а верхний трубчатый корпус 132 может быть расположен в основном стволе 112 скважины. Верхний трубчатый корпус 132 и ось 134 шарнира могут образовывать упор, чтобы препятствовать движению узла 130 хвостовика дальше в ствол 110 скважины. Нижний трубчатый корпус 136 может иметь форму, соответствующую отверстию между основным стволом 112 скважины и боковым стволом 118 скважины. В некоторых аспектах конец нижнего трубчатого корпуса 136, ближайший к основному стволу 112 скважины, расположен под углом так, что конец нижнего трубчатого корпуса 136 находится на одном уровне с отверстием. В дополнительных или альтернативных аспектах внешняя поверхность нижнего трубчатого корпуса 136 может содержать пакер 140 для уплотнения с внутренней поверхностью бокового ствола 118 скважины. В дополнительных или альтернативных аспектах вокруг внешней поверхности нижнего трубчатого корпуса 136 может быть расположен цементный раствор для создания уплотнения с внутренней поверхностью бокового ствола 118 скважины.
[0018] В некоторых аспектах спускной инструмент может быть присоединен к узлу 130 хвостовика для размещения нижнего трубчатого корпуса 136 в боковом стволе 118 скважины. Спускной инструмент может быть отсоединен от узла 130 хвостовика и удален из ствола 110 скважины. В некоторых аспектах верхний трубчатый корпус 132 может содержать отклоняющий клин, так что инструмент может быть вставлен в узел 130 хвостовика и направлен в боковой ствол 118 скважины. Например, к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса 132 может быть присоединена листовая пружина или подпружиненная рамка, так что инструмент для изолирования соединения может быть направлен в боковой ствол 118 скважины. В дополнительных или альтернативных аспектах отклоняющий клин может быть гибким, так что инструменты могут быть удалены из узла 130 хвостовика.
[0019] В некоторых аспектах ось 134 шарнира может быть растворена для отделения верхнего трубчатого корпуса 132 от нижнего трубчатого корпуса 136. В некоторых примерах шарнирное соединение, образуемое осью 134 шарнира, может быть выполнено совместно с элементами, которые вращаются вокруг оси с возможностью скольжения. Шарнирное соединение также может являться самоблокирующимся шарниром. В дополнительных или альтернативных примерах ось 134 шарнира может отводиться с изгибом. В некоторых аспектах ось 134 шарнира может быть выполнена из материала, который растворяется в результате воздействия конкретной жидкости, вводимой в ствол скважины. В дополнительных или альтернативных аспектах ось 134 шарнира может растворяться в результате контакта с флюидом, естественным образом присутствующим во время монтажных работ, заканчивания, интенсификации скважины или добычи из ствола скважины. В некоторых аспектах узел 130 хвостовика может обеспечить возможность гидроразрыва пласта в боковом стволе 118 скважины. Скважинный флюид из бокового ствола скважины может протекать через узел 130 хвостовика из нижнего трубчатого корпуса 136 в верхний трубчатый корпус 132. Скважинные флюиды могут растворять ось 134 шарнира. В некоторых аспектах растворение может включать распад, разложение, расщепление или разрушение. В дополнительных или альтернативных аспектах растворение может включать то, что материал структурно деградирует до такой степени, что теряет структурную целостность. Растворение может включать любые способы разложения, включая, но, не ограничиваясь этим, гальваническое разложение, гидролитическое разложение, коррозию, электрохимическое разложение, термическое разложение или их комбинации. В некоторых примерах растворение может включать полное разложение, при котором после растворения не остается твердых конечных продуктов. В некоторых аспектах разложение материала может быть достаточным для снижения механических свойств материала до такой степени, что материал больше не сохраняет свою целостность. Верхний трубчатый корпус 132 может быть удален отдельно от нижнего трубчатого корпуса 136 с помощью поискового устройства. В дополнительных или альтернативных аспектах верхний трубчатый корпус 132 может быть выполнен из растворимого материала и может растворяться в результате воздействия определенных флюидов.
[0020] В некоторых аспектах ствол скважины может содержать более одного бокового ствола скважины, причем узел хвостовика может быть расположен в любом количестве боковых стволов скважины. В некоторых аспектах узел хвостовика может быть расположен в стволе необсаженной скважины. В некоторых аспектах узел 130 хвостовика может образовывать ответвление между боковым стволом скважины и другим стволом скважины, выходящим из бокового ствола скважины. Хотя узел 130 хвостовика описан как содержащий верхний трубчатый корпус 132 и нижний трубчатый корпус 136, составной элемент узла хвостовика может иметь любую форму. Например, узел хвостовика может иметь верхний овальный корпус и нижний овальный корпус, при этом каждый из них содержит проход через него.
[0021] На Фиг. 2-6 проиллюстрирована скважинная система 200 с узлом 230 хвостовика. Скважинная система 200 может содержать многоствольную скважину с основным стволом 212 скважины и боковым стволом 218 скважины. Узел хвостовика может содержать верхний трубчатый корпус 232, нижний трубчатый корпус 236, ось 234 шарнира, обсадную колонну-хвостовик 238 и листовую пружину 240. Нижний трубчатый корпус 236 может шарнирно соединяться с верхним трубчатым корпусом посредством оси 234 шарнира. Обсадная колонна-хвостовик 238 может выходить из нижнего трубчатого корпуса 236. Листовая пружина 240 может быть соединена с внутренней поверхностью верхнего трубчатого корпуса 232. Узел хвостовика может дополнительно содержать спускной инструмент 250 и инструмент 260 для изолирования соединения. В некоторых аспектах узел хвостовика может являться безкрюковой подвесной системой.
[0022] На Фиг. 2 проиллюстрирован вид в разрезе скважинной системы 200 с узлом 230 хвостовика, который расположен в основном стволе 212 скважины с помощью спускного инструмента 250. Продольная ось верхнего трубчатого корпуса 232 практически параллельна продольной оси нижнего трубчатого корпуса 236. Ось 234 шарнира выполнена с возможностью соединения верхнего трубчатого корпуса 232 с нижним трубчатым корпусом 236. Спускной инструмент 250 может проходить через внутреннюю область узла 230 хвостовика. Листовая пружина 240 может находиться в отведенном положении для ограничения взаимодействия с другими компонентами (например, спускным инструментом 250) во внутренней области узла 230 хвостовика. В некоторых аспектах листовая пружина 240 может быть выполнена из растворимого материала.
[0023] На Фиг. 3 проиллюстрирован вид в разрезе скважинной системы 200 с нижним трубчатым корпусом 236, расположенным в боковом стволе 218 скважины с помощью спускного инструмента 250. Обсадная колонна-хвостовик 238 соединяется с нижним трубчатым корпусом 236 и проходит от нижнего трубчатого корпуса 236 в боковой ствол 218 скважины. Нижний трубчатый корпус 236 поворачивается вокруг оси 234 шарнира так, что нижний трубчатый корпус проходит радиально от конца верхнего трубчатого корпуса 232, расположенного в основном стволе 212 скважины.
[0024] Листовая пружина 240 может находиться в отведенном положении, так что спускной инструмент 250 можно извлечь из узла 230 хвостовика без перемещения узла 230 хвостовика. Листовая пружина 240 может удерживаться в отведенном положении. В некоторых аспектах воздействие определенного флюида может вызвать перемещение листовой пружины 240 в выдвинутое положение. В дополнительных или альтернативных аспектах удаление спускного инструмента 250 из узла 230 хвостовика может привести к сдвигу, который может вызвать перемещение листовой пружины 240 в выдвинутое положение.
[0025] На Фиг. 4 проиллюстрирован вид в разрезе скважинной системы 200 с удаленным из ствола скважины спускным инструментом 250. Верхний трубчатый корпус 232 и ось 234 шарнира могут оставаться в основном стволе 212 скважины и препятствовать движению узла 230 хвостовика вниз по стволу скважины. Нижний трубчатый корпус 236 может быть расположен в боковом стволе 218 скважины, при этом один конец нижнего трубчатого корпуса 236 находится на одном уровне с отверстием между основным стволом 212 скважины и боковым стволом 218 скважины. Обсадная колонна-хвостовик 238 может быть соединена с нижним трубчатым корпусом 236 и проходить в боковой ствол 218 скважины. Чтобы удерживать нижний трубчатый корпус 236 и обсадную колонну-хвостовик 238 в боковом стволе 218 скважины, вокруг нижнего трубчатого корпуса 236 и обсадной колонны-хвостовика 238 может быть расположена цементная оболочка 242.
[0026] В некоторых аспектах листовая пружина 240 может быть соединена с верхним трубчатым корпусом 232 и может находиться в выдвинутом положении. В выдвинутом положении листовая пружина 240 может направлять инструменты, вставленные в верхний трубчатый корпус 232, в нижний трубчатый корпус 236 и боковой ствол 218 скважины. Например, листовая пружина 240 может перемещаться между выдвинутым положением, в котором листовая пружина 240 может направлять инструмент в боковой ствол 218 скважины, в отведенное положение, в котором инструмент можно перемещать мимо листовой пружины 240 без отклонения инструмента. В выдвинутом положении листовая пружина 240 проходит дальше от внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса 232, чем в отведенном положении. В некоторых примерах листовая пружина 240 имеет первый конец, соединенный с верхним трубчатым корпусом 232, и второй конец, который может скользить вдоль внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса 232 для перемещения между выдвинутым положением и отведенным положением.
[0027] На Фиг. 5 проиллюстрирован вид в разрезе скважинной системы 200 с инструментом 260 для изолирования соединения («ИИС»), расположенным в узле 230 хвостовика, так что ИИС 260 проходит от основного ствола 212 скважины в боковой ствол 218 скважины. Нижний трубчатый корпус 236 может шарнирно соединяться с верхним трубчатым корпусом 232 на оси 234 шарнира. ИИС 260 может быть вставлен в верхний трубчатый корпус 232 и направлен листовой пружиной 240 в нижний трубчатый корпус 236. Обсадная колонна-хвостовик 238 может быть соединена с нижним трубчатым корпусом 236, при этом цементная оболочка 242 может удерживать обсадную колонну-хвостовик 238 и нижний трубчатый корпус 236 в боковом стволе 218 скважины.
[0028] В некоторых аспектах операция гидроразрыва пласта или операция кислотной обработки могут выполняться в боковом стволе 218 скважины посредством нагнетания состава для обработки приствольной зоны в боковой ствол 218 скважины. ИИС 260 может содержать уплотнительный узел 244 и пакер 246 для герметизации соединения между основным стволом 212 скважины и боковым стволом 218 скважины от давления гидроразрыва пласта. Уплотнительный узел 244 может вдавливаться в полированный канал в обсадной колонне-хвостовике 238 для ответвления давления гидроразрыва пласта в боковой ствол 218 скважины. Пакер 246 может изолировать соединение от давления гидроразрыва пласта в части основного ствола 212 скважины, которая ближе к поверхности скважинной системы 200, чем соединение.
[0029] На Фиг. 6 проиллюстрирован вид в разрезе скважинной системы 200 после операции гидроразрыва пласта в боковом стволе 218 скважины. Ось 234 шарнира могла быть растворена, а верхний трубчатый корпус 232 мог быть растворен или удален из ствола скважины. Узел 230 хвостовика содержит нижний трубчатый корпус 236 и обсадную колонну-хвостовик 238. Нижний трубчатый корпус 236 может быть расположен в боковом стволе 218 скважины. Обсадная колонна-хвостовик 238 соединяется с нижним трубчатым корпусом 236 и проходит от нижнего трубчатого корпуса 236 к области интенсификации скважины бокового ствола 218 скважины с трещинами 262. Трещины 262 могут быть образованы посредством нагнетания состава для обработки приствольной зоны в область интенсификация скважины с использованием инструмента для изолирования соединения. Трещины 262 могут обеспечить прохождение добываемого флюида в обсадную колонну-хвостовик 238. В некоторых аспектах добываемый флюид может растворять ось 234 шарнира или верхний трубчатый корпус 232. В некоторых аспектах ось 234 шарнира может быть растворена, чтобы вызвать отделение верхнего трубчатого корпуса 232 от нижнего трубчатого корпуса 236. Верхний трубчатый корпус 232 может быть удален с использованием буровой установки или гибких насосно-компрессорные труб малого диаметра с использованием внутреннего захватывающего инструмента, такого как ловильное устройство.
[0030] На Фиг. 7 проиллюстрирована блок-схема процесса размещения безкрюкового подвесного устройства в многоствольной скважине. Безкрюковое подвесное устройство может обеспечить ответвление многоствольной скважины (например, ответвление многоствольной скважины уровня 3 или уровня 4 согласно международной классификации многоствольных скважин TAML) для многоствольной скважины. Безкрюковое подвесное устройство может уменьшить количество спускоподъемных операций в стволе скважины и стоимость каждой спускоподъемной операции для доступа к боковому стволу скважины.
[0031] На этапе 702 узел хвостовика располагают в месте соединения в многоствольной скважине. Узел хвостовика, содержащий нижний трубчатый корпус, шарнирно соединен с верхним трубчатым корпусом на шарнире. Узел хвостовика может быть расположен так, что верхний трубчатый корпус радиально прилегает к отверстию между основным стволом скважины и боковым стволом скважины.
[0032] На этапе 704 нижний трубчатый корпус поворачивают вокруг шарнира, чтобы расположить нижний трубчатый корпус в боковом стволе скважины, а верхний трубчатый корпус в основном стволе скважины. Нижний трубчатый корпус может иметь форму, соответствующую отверстию между основным стволом скважины и боковым стволом скважины. В некоторых аспектах конец нижнего трубчатого корпуса, ближайший к основному стволу скважины, расположен под углом так, что конец нижнего трубчатого корпуса находится на одном уровне с отверстием. На этапе 706 вокруг нижнего трубчатого корпуса и обсадной колонны-хвостовика располагают цемент. Цемент может удерживать нижний трубчатый корпус в определенном месте в боковом стволе скважины и создавать уплотнение между основным стволом скважины и боковым стволом скважины. В некоторых аспектах нижний трубчатый корпус может удерживаться в боковом стволе скважины без использования цемента. Например, верхний трубчатый корпус и шарнир могут образовывать упор, препятствуя движению узла хвостовика вниз по стволу скважины.
[0033] На этапе 708 спускной инструмент может быть удален из узла хвостовика. В некоторых аспектах к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса может быть присоединен отклоняющий клин (например, листовая пружина или подпружиненная рамка). В некоторых аспектах листовая пружина может находиться в отведенном положении, так что спускной инструмент можно извлечь из узла хвостовика без перемещения узла хвостовика. Листовая пружина может удерживаться в отведенном положении и может перемещаться в выдвинутое положение в результате воздействия определенного флюида. В дополнительных или альтернативных аспектах листовая пружина может перемещаться к выдвижному устройству в результате сдвига при удалении спускного инструмента из узла хвостовика.
[0034] На этапе 710 в боковой ствол скважины направляют дополнительный инструмент. Отклоняющий клин может находиться в выдвинутом положении, чтобы направлять дополнительный инструмент от верхнего трубчатого корпуса к нижнему трубчатому корпусу и боковому стволу скважины.
[0035] На Фиг. 8 проиллюстрирована блок-схема процесса использования безкрюкового подвесного устройства в многоствольной скважине. В некоторых аспектах основной ствол скважины может оставаться свободным после выполнения операции в боковом стволе скважины.
[0036] На этапе 802 обеспечивают прохождение состава для обработки приствольной зоны (например, жидкости для гидроразрыва пласта) в боковой ствол скважины через трубку, расположенную во внутренней области верхнего трубчатого корпуса и внутренней области нижнего трубчатого корпуса. Состав для обработки приствольной зоны может вызвать образование трещин или удаление закупориваний посредством части нижнего трубчатого корпуса, чтобы улучшить добычу скважинного флюида. На этапе 804 трубку извлекают из узла. Отклонитель инструмента может быть гибким, чтобы обеспечить прохождение трубки через узел хвостовика.
[0037] На этапе 806 растворяют шарнир, шарнирно соединяющий верхний трубчатый корпус с нижним трубчатым корпусом. В некоторых аспектах шарнир (например, ось шарнира) может быть растворен для отделения верхнего трубчатого корпуса от нижнего трубчатого корпуса. В некоторых аспектах шарнир может раствориться в результате кислотности флюида, температуры флюида или химического состава флюида. Шарнир может раствориться в результате воздействия скважинного флюида, проходящего через узел хвостовика из нижнего трубчатого корпуса в верхний трубчатый корпус.
[0038] На этапе 808 из ствола скважины удаляют верхний трубчатый корпус, содержащий отклоняющий клин. Верхний трубчатый корпус может быть удален отдельно от нижнего трубчатого корпуса посредством ловильного устройства или другого поискового устройства, присоединенного к бурильной трубе или гибким насосно-компрессорными трубам малого диаметра. В некоторых аспектах верхний трубчатый корпус и отклоняющий клин могут быть растворены.
[0039] В некоторых аспектах безкрюковое подвесное устройство для многоствольной скважины предусмотрено в соответствии с одним или более следующих примеров:
[0040] Пример №1: Узел может содержать верхний трубчатый корпус и нижний трубчатый корпус. Верхний трубчатый корпус может быть расположен в основном стволе скважины. Нижний трубчатый корпус может быть соединен с возможностью поворота с верхним трубчатым корпусом на шарнире, чтобы обеспечить поворот нижнего трубчатого корпуса относительно верхнего трубчатого корпуса. Нижний трубчатый корпус может быть расположен в боковом стволе скважины.
[0041] Пример №2: Узел из примера № 1 может отличаться тем, что шарнир растворяется так, чтобы верхний трубчатый корпус мог быть отделен от нижнего трубчатого корпуса. Верхний трубчатый корпус может быть удален из ствола скважины, при этом нижний трубчатый корпус расположен в боковом стволе.
[0042] Пример № 3: Узел из примера № 2 может отличаться тем, что шарнир растворяется в результате контакта с флюидом, естественным образом присутствующим в стволе скважины.
[0043] Пример № 4: Узел из примера № 2 может отличаться тем, что шарнир, являющийся осью шарнира, выполнен из магниевого сплава. Ось шарнира может быть растворена в результате контакта с кислотой, введенной в ствол скважины.
[0044] Пример № 5: Узел из примера № 1 может дополнительно содержать отклоняющий клин, присоединенный к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса. Отклоняющий клин может быть выполнен с возможностью направлять инструмент из внутренней области верхнего трубчатого корпуса в нижний трубчатый корпус и боковой ствол.
[0045] Пример № 6: Узел из примера № 5 может отличаться тем, что отклоняющий клин является листовой пружиной, которая выполнена с возможностью перемещения между выдвинутым положением для направления инструмента в боковой ствол и отведенным положением, обеспечивающим возможность удаления инструмента из узла.
[0046] Пример № 7: Узел из примера № 5 может отличаться тем, что отклоняющий клин является подпружиненной рамкой, которая выполнена с возможностью перемещения между выдвинутым положением для направления инструмента в боковой ствол и отведенным положением, обеспечивающим возможность удаления инструмента из узла.
[0047] Пример № 8: Узел из примера № 5 может отличаться тем, что верхний трубчатый корпус и отклоняющий клин являются растворимыми.
[0048] Пример № 9: Узел из примера № 1 может отличаться тем, что верхний трубчатый корпус и нижний трубчатый корпус размещают в стволе скважины посредством спускного инструмента. Спускной инструмент может проходить через верхний трубчатый корпус и нижний трубчатый корпус и может быть удален из узла.
[0049] Пример № 10: Система, включающая верхний трубчатый корпус, нижний трубчатый корпус и спускной инструмент. Нижний трубчатый корпус может быть соединен с возможностью поворота с верхним трубчатым корпусом на шарнире, чтобы образовать узел хвостовика и обеспечить поворот нижнего трубчатого корпуса относительно верхнего трубчатого корпуса. Спускной инструмент может быть расположен в узле хвостовика, чтобы расположить узел хвостовика в месте соединения в стволе скважины между основным стволом и боковым стволом. Спускной инструмент может размещать верхний трубчатый корпус в основном стволе, а нижний трубчатый корпус в боковом стволе.
[0050] Пример № 11: Система из примера № 10 может отличаться тем, что шарнир является растворимым, чтобы обеспечить возможность отделения верхнего трубчатого корпуса от нижнего трубчатого корпуса и удаления из ствола скважины.
[0051] Пример № 12: Система из примера № 10 может дополнительно содержать отклоняющий клин, присоединенный к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса для направления дополнительного инструмента в боковой ствол. Верхний трубчатый корпус и отклоняющий клин могут быть растворимыми.
[0052] Пример № 13: Система из Примера № 12 может отличаться тем, что отклоняющий клин, перемещающийся между отведенным положением для обеспечения возможности удаления спускного инструмента или дополнительного инструмента из внутренней области узла хвостовика, и выдвинутым положением для направления дополнительного инструмента через узел хвостовика в боковой ствол.
[0053] Пример № 14: Система из примера № 10 может отличаться тем, что нижний трубчатый корпус фиксируют в боковом стволе посредством цемента.
[0054] Пример № 15: Способ может включать размещение узла хвостовика в месте соединения в многоствольной скважине посредством спускного инструмента. Узел хвостовика может содержать нижний трубчатый корпус, соединенный с возможностью поворота с верхним трубчатым корпусом на шарнире. Способ может дополнительно включать вращение нижнего трубчатого корпуса вокруг шарнира так, чтобы нижний трубчатый корпус располагался в боковом стволе многоствольной скважины, а верхний трубчатый корпус располагался в основном стволе многоствольной скважины. Способ может дополнительно включать направление дополнительного инструмента в боковой ствол посредством отклоняющего клина. Отклоняющий клин может быть соединен с внутренней областью верхнего трубчатого корпуса для отклонения дополнительного инструмента через нижний трубчатый корпус и в нижний трубчатый корпус после удаления спускного инструмента из узла хвостовика.
[0055] Пример № 16: Способ из примера № 15 может дополнительно включать растворение шарнира так, чтобы верхний трубчатый корпус отделялся от нижнего трубчатого корпуса.
[0056] Пример № 17: Способ из примера № 16 может дополнительно включать удаление верхнего трубчатого корпуса и отклоняющего клина из многоствольной скважины, при этом нижний трубчатый корпус остается в боковом стволе.
[0057] Пример № 18: Способ из примера № 15 может дополнительно включать растворение верхнего трубчатого корпуса и отклоняющего клина так, чтобы узел хвостовика был на одном уровне с отверстием, образованным в обсадной колонне между боковым стволом и основным стволом, а узел хвостовика проходил от отверстия, образованного в обсадной колонне, в боковой ствол.
[0058] Пример № 19: Способ из примера № 15 может отличаться тем, что дополнительный инструмент является инструментом для изолирования соединения, выполненным с возможностью изолирования части бокового ствола от основного ствола. Способ может дополнительно включать обеспечение возможности прохождения жидкости для гидроразрыва пласта через узел хвостовика в часть бокового ствола для интенсификации подземного пласта.
[0059] Пример № 20: Способ из примера № 15 может отличаться тем, что удаление спускного инструмента, в том числе перемещение отклоняющего клина из отведенного положения, обеспечивающего возможность прохождения спускного инструмента или дополнительного инструмента, в выдвинутое положение для направления дополнительного инструмента в боковой ствол.
[0060] Вышеприведенное описание некоторых примеров, включая иллюстрированные примеры, было представлено исключительно в иллюстративных и описательных целях и не предназначено для того, чтобы быть исчерпывающим или ограничивать изобретение конкретными раскрытыми формами. Для специалистов в данной области техники будут очевидны многочисленные модификации, адаптации и их применения, не выходя за пределы объема данного изобретения.
Claims (12)
1. Узел хвостовика для позиционирования инструмента, содержащий: верхний трубчатый корпус, выполненный с возможностью размещения в основном стволе скважины и с возможностью растворения; нижний трубчатый корпус, выполненный с возможностью поворотного соединения с верхним трубчатым корпусом на шарнире для обеспечения возможности поворота нижнего трубчатого корпуса относительно верхнего трубчатого корпуса, причем нижний трубчатый корпус выполнен с возможностью размещения в боковом стволе скважины; и отклоняющий клин, выполненный с возможностью присоединения к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса для направления инструмента из внутренней области верхнего трубчатого корпуса в нижний трубчатый корпус и боковой ствол; причем отклоняющий клин является листовой пружиной, которая выполнена с возможностью перемещения между выдвинутым положением для направления инструмента в боковой ствол и отведенным положением, обеспечивающим возможность удаления инструмента из узла.
2. Узел по п. 1, отличающийся тем, что шарнир является растворимым, так что верхний трубчатый корпус выполнен с возможностью отделения от нижнего трубчатого корпуса, причем верхний трубчатый корпус выполнен с возможностью удаления из ствола скважины, при этом нижний трубчатый корпус располагают в боковом стволе.
3. Узел по п. 2, отличающийся тем, что шарнир выполнен с возможностью растворения в результате контакта с флюидом, естественным образом присутствующим в стволе скважины.
4. Узел по п. 2, отличающийся тем, что шарнир является осью шарнира, выполненной из магниевого сплава, и выполненной с возможностью растворения в результате контакта с кислотой, введенной в ствол скважины.
5. Узел по п.1, отличающийся тем, что отклоняющий клин выполнен с возможностью растворения.
6. Узел по п. 1, отличающийся тем, что верхний трубчатый корпус и нижний трубчатый корпус выполнены с возможностью размещения в стволе скважины посредством спускного инструмента, который проходит через верхний трубчатый корпус и нижний трубчатый корпус и который выполнен с возможностью удаления из узла.
7. Скважинная система для позиционирования инструмента, содержащая: верхний трубчатый корпус; нижний трубчатый корпус, выполненный с возможностью поворотного соединения с верхним трубчатым корпусом на шарнире, чтобы образовать узел хвостовика и для обеспечения возможности поворота нижнего трубчатого корпуса относительно верхнего трубчатого корпуса; спускной инструмент, выполненный с возможностью размещения в узле хвостовика для размещения узла хвостовика в месте соединения в стволе скважины между основным стволом и боковым стволом и для размещения верхнего трубчатого корпуса в основном стволе и нижнего трубчатого корпуса в боковом стволе; и отклоняющий клин, выполненный с возможностью присоединения к внутренней поверхности верхнего трубчатого корпуса, для направления дополнительного инструмента в боковой ствол, причем верхний трубчатый корпус и отклоняющий клин выполнены с возможностью растворения; причем отклоняющий клин выполнен с возможностью перемещения между отведенным положением для обеспечения возможности удаления спускного инструмента или дополнительного инструмента из внутренней области узла хвостовика, и выдвинутым положением для направления дополнительного инструмента через узел хвостовика в боковой ствол, при этом шарнир выполнен с возможностью растворения для обеспечения возможности отделения верхнего трубчатого корпуса от нижнего трубчатого корпуса и удаления из ствола скважины, причем нижний трубчатый корпус выполнен с возможностью фиксации в боковом стволе посредством цемента.
8. Способ позиционирования инструмента в боковом стволе многоствольной скважины, включающий: расположение узла хвостовика в месте соединения в многоствольной скважине посредством спускного инструмента, причем узел хвостовика содержит нижний трубчатый корпус, соединенный с возможностью поворота с верхним трубчатым корпусом на шарнире; вращение нижнего трубчатого корпуса вокруг шарнира так, чтобы нижний трубчатый корпус располагался в боковом стволе многоствольной скважины, а верхний трубчатый корпус располагался в основном стволе многоствольной скважины; направление дополнительного инструмента в боковой ствол посредством отклоняющего клина, соединенного с внутренней областью верхнего трубчатого корпуса, для отклонения дополнительного инструмента через нижний трубчатый корпус и в нижний трубчатый корпус после удаления спускного инструмента из узла хвостовика; причем удаление спускного инструмента дополнительно включает: перемещение отклоняющего клина из отведенного положения, обеспечивающего возможность прохождения спускного инструмента или дополнительного инструмента, в выдвинутое положение для направления дополнительного инструмента в боковой ствол, при этом способ также включает растворение верхнего трубчатого корпуса так, чтобы узел хвостовика был на одном уровне с отверстием, образованным в обсадной колонне между боковым стволом и основным стволом, а узел хвостовика проходил от этого отверстия, образованного в обсадной колонне, в боковой ствол.
9. Способ по п. 8, дополнительно включающий растворение шарнира.
10. Способ по п. 9, дополнительно включающий: удаление верхнего трубчатого корпуса и отклоняющего клина из многоствольной скважины, при этом нижний трубчатый корпус остается в боковом стволе.
11. Способ по п. 10, дополнительно включающий растворение отклоняющего клина.
12. Способ по п.8, отличающийся тем, что дополнительный инструмент является инструментом для изолирования соединения, выполненным с возможностью изолирования части бокового ствола от основного ствола, причем способ дополнительно включает: обеспечение возможности прохождения жидкости для гидроразрыва пласта через узел хвостовика в часть бокового ствола для интенсификации подземного пласта.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2016/051901 WO2018052423A1 (en) | 2016-09-15 | 2016-09-15 | Hookless hanger for a multilateral wellbore |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2725466C1 true RU2725466C1 (ru) | 2020-07-02 |
Family
ID=61619216
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019103899A RU2725466C1 (ru) | 2016-09-15 | 2016-09-15 | Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10774603B2 (ru) |
| CA (1) | CA3029797C (ru) |
| RU (1) | RU2725466C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018052423A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2724174C1 (ru) * | 2017-04-29 | 2020-06-22 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Усовершенствованный способ и устройство для герметизированных соединений многоствольных скважин |
| US11993993B2 (en) | 2022-02-17 | 2024-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deflector-less multilateral system using a buoyant guide sub |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5415238A (en) * | 1994-04-29 | 1995-05-16 | Western Atlas International, Inc. | Borehole sidetrack locator |
| WO2012012884A1 (en) * | 2010-07-28 | 2012-02-02 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore lateral liner placement system |
| RU2553705C2 (ru) * | 2009-07-31 | 2015-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины |
| RU2575197C2 (ru) * | 2011-01-11 | 2016-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Гравийная набивка в боковом стволе скважины |
| RU2576413C2 (ru) * | 2011-06-03 | 2016-03-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Заканчивание соединения ствола скважины с управлением потерями текучей среды |
| WO2016108815A1 (en) * | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
| RU2588999C2 (ru) * | 2011-06-03 | 2016-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Узел соединения ствола скважины изменяемой конфигурации |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2268514A (en) * | 1940-07-15 | 1941-12-30 | Nell West | Side wall core taking apparatus |
| US4074762A (en) * | 1976-11-15 | 1978-02-21 | Del Norte Technology, Inc. | Wireline running tool |
| FR2692315B1 (fr) | 1992-06-12 | 1994-09-02 | Inst Francais Du Petrole | Système et méthode de forage et d'équipement d'un puits latéral, application à l'exploitation de gisement pétrolier. |
| US5826651A (en) | 1993-09-10 | 1998-10-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore single trip milling |
| US5477925A (en) | 1994-12-06 | 1995-12-26 | Baker Hughes Incorporated | Method for multi-lateral completion and cementing the juncture with lateral wellbores |
| GB9712393D0 (en) | 1997-06-14 | 1997-08-13 | Integrated Drilling Serv Ltd | Apparatus for and a method of drilling and lining a second borehole from a first borehole |
| US6619400B2 (en) | 2000-06-30 | 2003-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method to complete a multilateral junction |
| US6668932B2 (en) * | 2000-08-11 | 2003-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for isolating a wellbore junction |
| US6732802B2 (en) | 2002-03-21 | 2004-05-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Isolation bypass joint system and completion method for a multilateral well |
| US7726406B2 (en) | 2006-09-18 | 2010-06-01 | Yang Xu | Dissolvable downhole trigger device |
| CA2802988C (en) | 2010-06-16 | 2015-10-13 | Bryan Charles Linn | Method and apparatus for multilateral construction and intervention of a well |
| US9010442B2 (en) * | 2011-08-29 | 2015-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of completing a multi-zone fracture stimulation treatment of a wellbore |
| US8950504B2 (en) | 2012-05-08 | 2015-02-10 | Baker Hughes Incorporated | Disintegrable tubular anchoring system and method of using the same |
| US9512705B2 (en) * | 2012-10-16 | 2016-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral bore junction isolation |
| US20140166366A1 (en) | 2012-12-13 | 2014-06-19 | Smith International, Inc. | Single-trip lateral coring systems and methods |
| WO2014126917A1 (en) | 2013-02-12 | 2014-08-21 | Schlumberger Canada Limited | Lateral junction for use in a well |
| WO2015163902A1 (en) | 2014-04-25 | 2015-10-29 | Schlumberger Canada Limited | Liner hanger system |
| 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 |
| CA2904470A1 (en) | 2015-04-27 | 2015-11-18 | David Nordheimer | System for successively uncovering ports along a wellbore to permit injection of a fluid along said wellbore |
-
2016
- 2016-09-15 RU RU2019103899A patent/RU2725466C1/ru active
- 2016-09-15 WO PCT/US2016/051901 patent/WO2018052423A1/en active Application Filing
- 2016-09-15 CA CA3029797A patent/CA3029797C/en active Active
- 2016-09-15 US US16/318,481 patent/US10774603B2/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5415238A (en) * | 1994-04-29 | 1995-05-16 | Western Atlas International, Inc. | Borehole sidetrack locator |
| RU2553705C2 (ru) * | 2009-07-31 | 2015-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ многоступенчатой обработки для интенсификации притока многоствольной скважины |
| WO2012012884A1 (en) * | 2010-07-28 | 2012-02-02 | Packers Plus Energy Services Inc. | Wellbore lateral liner placement system |
| RU2575197C2 (ru) * | 2011-01-11 | 2016-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Гравийная набивка в боковом стволе скважины |
| RU2576413C2 (ru) * | 2011-06-03 | 2016-03-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Заканчивание соединения ствола скважины с управлением потерями текучей среды |
| RU2588999C2 (ru) * | 2011-06-03 | 2016-07-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Узел соединения ствола скважины изменяемой конфигурации |
| WO2016108815A1 (en) * | 2014-12-29 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018052423A1 (en) | 2018-03-22 |
| US10774603B2 (en) | 2020-09-15 |
| CA3029797C (en) | 2021-01-12 |
| US20190234163A1 (en) | 2019-08-01 |
| CA3029797A1 (en) | 2018-03-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7552772B2 (en) | Locating recess in a shoe for expandable liner system | |
| US7380604B2 (en) | One trip cemented expandable monobore liner system and method | |
| US8186427B2 (en) | One trip cemented expandable monobore liner system and method | |
| US9784067B2 (en) | Liner cementation process and system | |
| US8307898B2 (en) | Method and apparatus for cementing a liner in a borehole using a tubular member having an obstruction | |
| US8011453B2 (en) | Drilling system and methods of drilling lateral boreholes | |
| CN106460491B (zh) | 形成多分支井的方法 | |
| US7458422B2 (en) | One trip cemented expandable monobore liner system and method | |
| RU2725466C1 (ru) | Безкрюковое подвесное устройство для применения в многоствольных скважинах | |
| NO20190016A1 (en) | Soluble plug usable downhole | |
| RU2677520C1 (ru) | Устройство для повторного входа в боковой ствол скважины | |
| US8408315B2 (en) | Multilateral expandable seal | |
| CA2597548C (en) | One trip cemented expandable monobore liner system and method | |
| AU2010235951B2 (en) | One trip cemented expandable monobore liner system and method |