RU2765923C1 - Внутрискважинный инструмент и способ для гидроразрыва множества боковых стволов скважины - Google Patents
Внутрискважинный инструмент и способ для гидроразрыва множества боковых стволов скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2765923C1 RU2765923C1 RU2021108577A RU2021108577A RU2765923C1 RU 2765923 C1 RU2765923 C1 RU 2765923C1 RU 2021108577 A RU2021108577 A RU 2021108577A RU 2021108577 A RU2021108577 A RU 2021108577A RU 2765923 C1 RU2765923 C1 RU 2765923C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole tool
- latch
- expansion element
- sliding sleeve
- radially
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 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
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 1
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 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
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
-
- 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
- E21B23/004—Indexing systems for guiding relative movement between telescoping parts of downhole tools
- E21B23/006—"J-slot" systems, i.e. lug and slot indexing mechanisms
-
- 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
- E21B23/04—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion
- E21B23/0413—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells operated by fluid means, e.g. actuated by explosion using means for blocking fluid flow, e.g. drop balls or darts
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Load-Engaging Elements For Cranes (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Clamps And Clips (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к внутрискважинному инструменту и способу для гидроразрыва множества боковых стволов скважины в системе скважины. Внутрискважинный инструмент содержит: радиальный наружный корпус, образующий внутреннее отверстие, выполненное с возможностью протекания флюида; расширительный элемент, расположенный внутри сквозного радиального отверстия радиального наружного корпуса с возможностью выдвижения расширительного элемента в указанном отверстии за пределы внешней поверхности радиального наружного корпуса в радиальном расширенном положении; и скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом. Указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении. Технический результат заключается в обеспечении эффективного доступа ко всем боковым стволам скважины и, как следствие, в повышении эффективности и надежности технических средств, обеспечивающих гидроразрыв в скважине с множеством боковых стволов. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 16 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки США с серийным номером 16/675,782, поданной 6 ноября 2019 г. и озаглавленной «MULTILATERAL MULTISTAGE SYSTEM AND METHOD», в которой испрашивается приоритет предварительной заявки США с серийным номером 62/757,941, поданной 9 ноября 2018 г. и озаглавленной MULTILATERAL MULTISTAGE FRAC SYSTEM AND METHOD», обе из которых принадлежат одному и тому же правообладателю и полностью включены в настоящий документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Множество селективных операций забойного давления требует изоляции давления для выборочной обработки определенных участков ствола скважины. Одной из таких селективных операций забойного давления является горизонтальный многоступенчатый гидроразрыв («разрыв пласта» или «гидравлический разрыв»), при котором последовательность шаров или пробок развертывается в серии соответствующих парных седел, которые устанавливаются или укладываются в заранее заданной ориентации в скважине. К каждому спущенному до дна забоя шару или пробке прикладывается давление, чтобы нагнетать флюид в пласт через место доступа в обсадной колонне для каждой ступени. В конце обработки используемый шар/заглушки вырезаются или растворяются перед началом добычи. Например, из патентной публикации US 2015/218899 известен способ введения расширяемого узла в зону сообщения основного и бокового стволов скважины, например, в целях осуществления гидроразрыва. Однако этот известный способ обеспечивает недостаточно эффективный доступ к боковому стволу скважины, а значит не может гарантировать достаточно эффективный и надежный гидроразрыв.
[0003] В многоствольных скважинах многоступенчатые обработки для интенсификации притока проводят внутри нескольких боковых стволов скважин. Эффективный доступ ко всем боковым стволам скважины имеет решающее значение для успешного завершения обработки для интенсификации притока под давлением. В данной области техники необходимы усовершенствованные процессы и устройства для многоступенчатых обработок для интенсификации притока. Соответственно, настоящее изобретение направлено на повышение эффективности и надежности технических средств, обеспечивающих гидроразрыв в скважине со множеством боковых стволов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0004] Теперь дается ссылка на следующие описания вместе с прилагаемыми графическими материалами, на которых:
[0005] на ФИГ. 1 изображен схематический вид системы скважины, спроектированной и выполненной в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе;
[0006] на ФИГ. 2А изображен увеличенный вид в разрезе внутрискважинного инструмента, спроектированного и изготовленного в соответствии с принципами настоящего раскрытия;
[0007] на ФИГ. 2В изображен один подробный пример набора пазов или защелок, которые могут быть использованы во внутрискважинном инструменте, изображенном на ФИГ. 2А;
[0008] на ФИГ. 3A-3F изображен способ работы внутрискважинного инструмента, изображенного на ФИГ. 2А и 2В;
[0009] на ФИГ. 4А-6В изображены альтернативные варианты осуществления внутрискважинных инструментов, спроектированных и изготовленных в соответствии с раскрытием;
[0010] на ФИГ. 7A-7L изображены несколько различных видов в поперечном сечении одного варианта осуществления скважинного дефлекторного узла, спроектированного, изготовленного и работающего в соответствии с раскрытием; и
[0011] на ФИГ. 8-16 изображен способ гидроразрыва нескольких боковых стволов системы скважины в соответствии с раскрытием.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0012] На графических материалах и описаниях, которые следуют ниже, одинаковые части обычно помечены одинаковыми номерами позиций во всем описании и графических материалах, соответственно. Нарисованные фигуры не обязательно, но могут быть в масштабе. Некоторые признаки раскрытия могут быть показаны в преувеличенном масштабе или в некоторой степени в схематической форме, а некоторые детали элементов могут быть не показаны для ясности и краткости.
[0013] Настоящее раскрытие может быть реализовано в вариантах осуществления различных форм. Конкретные варианты осуществления описаны подробно и показаны на чертежах с пониманием того, что настоящее раскрытие следует рассматривать как пример принципов раскрытия, и не предназначено для ограничения раскрытия тем, что проиллюстрировано и описано в данном документе. Следует полностью осознавать, что различные идеи обсуждаемых в данном документе вариантов осуществления могут использоваться отдельно или в любой подходящей комбинации для получения желаемых результатов. Более того, все утверждения в данном документе, излагающие принципы и аспекты раскрытия, а также их конкретные примеры, предназначены для охвата их эквивалентов. Кроме того, используемый в данном документе термин «или» относится к неисключительному или, если не указано иное.
[0014] Если не указано иное, использование терминов «соединять», «зацеплять», «связывать», «прикреплять» или любого другого подобного термина, описывающего взаимодействие между элементами, не предназначено для ограничения взаимодействия прямым взаимодействием между элементами, а также может включать косвенное взаимодействие между описанными элементами.
[0015] Если не указано иное, использование терминов «вверх», «верхний», «направленный вверх», «вверх по скважине» или других подобных терминов должно толковаться как в целом по направлению к поверхности скважины; подобным образом, использование терминов «вниз», «ниже», «направленный вниз», «по направлению в скважину» или других подобных терминов должно толковаться как в целом по направлению к нижнему конечному концу скважины, независимо от направления ствола скважины. Использование любого одного или нескольких из вышеперечисленных терминов не должно толковаться как обозначение положений вдоль идеально вертикальной или горизонтальной оси. Если не указано иное, использование термина «подземный пласт» должно охватывать как области под открытой землей, так и области под землей, покрытые водой, такие как океан или пресная вода.
[0016] На ФИГ. 1 изображен схематический вид системы 100 скважины, спроектированной и выполненной в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе. Система 100 скважины содержит буровую установку 120, расположенную над нефтегазовым пластом 110, который находится ниже поверхности 115 земли. Буровая установка 120 в одном варианте осуществления имеет подъемный механизм 130 для подъема и опускания груза, например гибкие насосно-компрессорные трубы 140. Хотя на ФИГ. 1 изображена наземная буровая установка 120, сущность этого раскрытия этим не ограничивается и, таким образом, потенциально может применяться к морским применениям. Идеи этого раскрытия могут также применяться к другим наземным системам скважин и/или морским системам скважин, которые не приведены на фигурах.
[0017] Как показано, основной ствол скважины 150 пробурен через разные пласты земли, включая пласт 110. Термин «основной» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого пробурен еще один ствол скважины. Однако следует отметить, что основной ствол скважины 150 не обязательно проходит непосредственно до поверхности земли, а вместо этого может быть ответвлением еще одного ствола скважины. Обсадная колонна 160 может быть, по меньшей мере, частично зацементирована в основном стволе скважины 150. Термин «обсадная колонна» используется в данном документе для обозначения колонны труб, используемой для обкладывания ствола скважины. Фактически обсадная колонна может относиться к типу, известному специалистам в данной области как «хвостовик», и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть сегментированной или непрерывной, например, гибкие насосно-компрессорные трубы.
[0018] Скважинный дефлекторный узел 170 согласно настоящему раскрытию может быть расположен на желаемом пересечении между основным стволом 150 скважины и боковым стволом 180 скважины. Согласно мнению специалистов в данной области техники, скважинный дефлекторный узел 170 выполнен с возможностью выборочного отклонения от основного ствола 150 скважины к боковому стволу 180 скважины внутрискважинного инструмента 190, спроектированного и изготовленного в соответствии с раскрытием. Например, скважинный дефлекторный узел 170 может выборочно отклонять внутрискважинный инструмент 190, который может содержать инструмент для гидроразрыва, в сторону запирающей втулки 195 в боковом стволе 180 скважины. Внутрискважинный инструмент 190 в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения содержит радиальный наружный корпус и расширительный элемент, соединенный вблизи внешней поверхности радиального наружного корпуса. Внутрискважинный инструмент 190 в соответствии с этим вариантом осуществления дополнительно содержит скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом, причем указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении.
[0019] Обратимся теперь к ФИГ. 2А, на которой изображен увеличенный вид в разрезе внутрискважинного инструмента, спроектированного и изготовленного в соответствии с принципами настоящего раскрытия. Внутрискважинный инструмент 200 в изображенном варианте осуществления содержит радиальный наружный корпус 210. Радиальный наружный корпус 210, в соответствии с одним вариантом осуществления, содержит металл или металлический сплав и образует внутреннее отверстие для потока флюида. Тем не менее, другие материалы и конфигурации входят в объем настоящего раскрытия.
[0020] Внутрискважинный инструмент 200 дополнительно содержит расширительный элемент 220, подсоединенный вблизи внешней поверхности радиального наружного корпуса 210. Расширительный элемент 220 в изображенном варианте осуществления выполнен с возможностью перемещения из радиально втянутого положения в радиально расширенное положение, как будет более подробное обсуждаться ниже. Расширительный элемент 220 в изображенном на ФИГ. 2А варианте осуществления представляет собой разрезное кольцо для цанги, расположенное внутри отверстия 215 в радиальном наружном корпусе 210. Соответственно, расширительный элемент 220 может расширяться наружу под действием направленной наружу радиальной силы.
[0021] Внутрискважинный инструмент 200 в изображенном на ФИГ. 2А варианте осуществления дополнительно содержит скользящую муфту 230, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса 210. В соответствии с раскрытием скользящая муфта 230 выполнена с возможностью (например, снабжена шлицами) для линейного скольжения внутри радиального наружного корпуса 210 для зацепления с расширительным элементом 220. Например, скользящая муфта 230 может содержать набор выступающих элементов и/или желобков 232, так что, когда скользящая муфта 230 линейно перемещается внутри радиального наружного корпуса 210, выступающий элемент и/или желобки 232 заставляют расширительный элемент 220 перемещаться между радиально втянутым положением и радиально расширенным положением, или наоборот.
[0022] В соответствии с этим вариантом осуществления скользящая муфта 230 дополнительно содержит набор пазов (например, непрерывный ряд J-образных пазов по окружности скользящей муфты) или защелок 234. Набор пазов или защелок 234 выполнен с возможностью зацеплять один или несколько установочных штифтов 240, связанных с радиальным наружным корпусом 210, и, таким образом, ограничивать линейное перемещение или положение скользящей муфты 230. Например, набор пазов или защелок 234 перемещает расширительный элемент 220 между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта 230 находится в первом линейном положении (например, как определено установочными штифтами 240), и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта 230 находится во втором линейном положении (например, как определено позиционными штифтами 240). В изображенном на ФИГ. 2А варианте осуществления один или несколько установочных штифтов 240 соединены с радиальной выемкой 242 внутри указанного наружного корпуса 210 и вращаются вокруг нее. Однако другие конфигурации находятся в пределах объема настоящего раскрытия.
[0023] На ФИГ. 2В изображен один подробный пример набора пазов или защелок 234. В варианте осуществления, показанном на ФИГ. 2В, пазы или защелки 234 представляют собой набор непрерывных J-образных пазов, прорезанных по окружности скользящей муфты 230, которые зацепляются с одним или несколькими установочными штифтами 240. Например, согласно этому варианту осуществления один или несколько J-образных пазов содержат первый паз 2А, выполненный с возможностью размещения скользящей муфты 230 в первом (например, по направлению из скважины) линейном положении и, таким образом, перемещения расширительного элемента в первое радиально втянутое положение, второй паз 2В, выполненный с возможностью размещения скользящей муфты 230 во втором (например, по направлению к середине скважины) линейного положения и, таким образом, перемещения расширительного элемента во второе радиально расширенное положение, третий паз 2С выполнен с возможностью размещения скользящей муфты в третьем (например, по направлению из скважины) линейном положении и, таким образом, для перемещения расширительного элемента в третье радиально втянутое положение, и четвертый паз 2D, выполненный с возможностью размещения скользящей муфты в четвертом (например, по направлению в скважину) линейном положении и, таким образом, для перемещения расширительного элемента в четвертое измененное радиально расширенное положение. В изображенном на ФИГ. 2В варианте осуществления первый, второй, третий и четвертый пазы 2А, 2В, 2С, 2D могут затем повторяться (например, как изображено с помощью паза 2Е/2А на ФИГ. 2В), тем самым обеспечивая четыре повторяющихся линейных положения.
[0024] В одном конкретном варианте осуществления, изображенном на ФИГ. 2В, первый паз 2А и третий паз 2С могут иметь по существу аналогичную форму. Соответственно, скользящая муфта 230 может находиться по существу в аналогичном линейном положении или идентичном линейном положении, когда установочный штифт 240 находится в первом пазе 2А, как и в случае, когда установочный штифт находится в третьем пазе 2С. В изображенном на ФИГ. 2В варианте осуществления, второй паз 2В расположен между первым пазом 2А и четвертым пазом 2D. Соответственно, когда установочный штифт 240 находится во втором пазе 2В, скользящая муфта 230 линейно располагается на том месте, где бы она могла находится, если бы установочный штифт 240 находился в первом пазе 2А или четвертом пазе 2D.
[0025] Возвращаясь к ФИГ. 2А, скользящая муфта 230 дополнительно содержит защелку 236. В этом варианте осуществления защелка 236 проходит радиально внутрь от скользящей муфты 230 для зацепления со сбрасываемым шаром или пробкой. Защелка 236 в изображенном варианте осуществления представляет собой цанговый патрон с шариковой защелкой. Например, цанговый патрон с шариковой защелкой в этом варианте осуществления может быть расположен вблизи конца скользящей муфты 230 около расширительного элемента 220, который в изображенном на ФИГ. 2А варианте осуществления представляет собой направленный в скважину конец скользящей муфты 230. В других вариантах осуществления защелка 236 может быть расположена вблизи конца скользящей муфты 230, вдали от расширительного элемента 220, который в этом варианте осуществления будет направленным из скважины концом скользящей муфты 230.
[0026] Внутрискважинный инструмент 200 в изображенном на ФИГ. 2А варианте осуществления может дополнительно содержать фиксатор 250. Фиксатор 250 в изображенном варианте осуществления по меньшей мере частично размещенный внутри паза 218 в радиальном наружном корпусе 210. Согласно изображенному на ФИГ. 2А варианту осуществления защелка 236 выполнена с возможностью перемещения, чтобы войти в паз 218 и зацепить фиксатор 250. Соответственно, фиксатор 250 и защелка 236 выполнены с возможностью разъемного соединения внутрискважинного инструмента 200 внутри другого скважинного инструмента, такого как запирающая втулка во время процесса проведения операций в стволе скважины.
[0027] Внутрискважинный инструмент 200 может дополнительно содержать пружинный элемент 260. Пружинный элемент 260 в одном варианте осуществления расположен между заплечиком радиального наружного корпуса 210 и заплечиком скользящей муфты 230. Соответственно, пружинный элемент 260 может содействовать перемещению расширительного элемента 220 между радиально расширенным положением и радиально втянутым положением, содействуя линейному перемещению скользящей муфты 230. В изображенном варианте осуществления пружинный элемент 220 находится в своем расширенном состоянии, когда скользящая муфта 230 находится в первом положении, в своем частично сжатом состоянии, когда скользящая муфта 230 находится во втором положении, в своем расширенном состоянии, когда скользящая муфта 230 находится в третьем положении, и в сжатом состоянии, когда скользящая муфта 230 находится в четвертом положении.
[0028] На ФИГ. 3A-3F изображен способ работы с внутрискважинном инструментом 200, изображенным на ФИГ. 2А и 2В. Как изображено на ФИГ. 3А и 3F, внутрискважинный инструмент 200 был спущен в ствол скважины и на этом этапе расположен внутри обсадной колонны 380 ствола скважины. На этом этапе работы пружинный элемент 260 удерживает установочный штифт 240 в первом пазе 3А и, таким образом, поддерживает скользящую муфту 230 в первом линейном положении. С помощью скользящей муфты 230 в первом линейном положении, расширительный элемент 220 остается в радиально втянутом положении. Соответственно, существует небольшая проблема с защелкивающими элементами расширительного элемента 220 в обсадной колонне 380 ствола скважины во время развертывания.
[0029] Обращаясь к ФИГ. 3В и 3F, на которых изображен внутрискважинный инструмент 200 в соответствии с ФИГ. 3А, после его размещения на желаемой глубине и размещения сбрасываемого шара или заглушки 370. Как изображено, сбрасываемый шар или заглушка 370 могут плотно прижиматься к защелкам 236 скользящей муфты 230. Когда сбрасываемый шар или заглушка 370 плотно прижимаются к защелкам 236, внутрискважинный инструмент может подвергаться воздействию первой последовательности подъема/сброса давления. В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения первая последовательность подъема/сброса давления циклически перемещает установочный штифт 240 из первого паза 3А во второй паз 3В, который, в свою очередь, сдвигает скользящую муфту 230 во второе линейное положение, как изображено на ФИГ. 3В. Точно так же выступающие элементы и/или желобки 232 в скользящей муфте 230 перемещают расширительный элемент 220 из радиально втянутого положения, в котором он удерживался на ФИГ. 3А, в радиально расширенное положение, в котором он удерживается на ФИГ. 3В.
[0030] Сбрасываемый шар или заглушка 370 могут состоять из множества различных материалов, иметь разные формы и размеры и оставаться в пределах объема настоящего раскрытия. Тем не менее, сбрасываемый шар или заглушка 370 должны содержать материал, форму и размер, позволяющий посадку защелки 236 таким образом, что внутрискважинный инструмент 200 может соответственно подвергаться одной или нескольким последовательностям подъема/сброса давления. В изображенном на ФИГ. 3В варианте осуществления, сбрасываемый шар или заглушка 370 может быть растворяющимся сбрасываемым шаром. Специалисты в данной области техники понимают различные типы материалов, которые могут быть использованы для растворяющегося сбрасываемого шара, и понимают когда и является ли использование растворяющегося сбрасываемого шара оправданным.
[0031] В соответствии с одним вариантом осуществления установочный штифт 240 и один или несколько пазов или защелок 234 выполнены с возможностью удерживать скользящую муфту 230 в фиксированном положении (например, во втором линейном положении в варианте осуществления на ФИГ. 3В) без постоянного давления флюида на сбрасываемый шар или заглушку 370. Соответственно, расширительный элемент 220 также может удерживаться в фиксированном положении (например, в радиально расширенном положении на ФИГ. 3В) без постоянного давления флюида на сбрасываемый шар или заглушку 370.
[0032] Согласно более подробному описанию ниже, расширительный элемент 220 может быть расположен в радиально расширенном положении, изображенном на ФИГ. 3В, для отклонения внутрискважинного инструмента 200 в боковой ствол скважины. Например, в одной ситуации внутрискважинный инструмент 200 с радиально расширенным расширительным элементом 220 может столкнуться со скважинным дефлекторным узлом, который в совокупности отклонит и перенаправит внутрискважинный инструмент 200 в боковой ствол скважины. Такое отклонение и/или изменение направления является выборочным, поскольку внутрискважинный инструмент 200, вероятно, останется в пределах основного ствола скважины, если расширительный элемент 220 находится в радиально втянутом положении.
[0033] Обратимся к ФИГ. 3С и 3F, изображающих внутрискважинный инструмент 200 в соответствии с ФИГ. 3В после воздействия на сбрасываемый шар или заглушку 370 для второй последовательности подъема/сброса давления. Вторая последовательность подъема/сброса давления циклически перемещает установочный штифт 240 из второго паза 3В в третий паз 3С, который, в свою очередь, передвигает скользящую муфту 230 в третье линейное положение, как изображено на ФИГ. 3С. Как указано выше, третье линейное положение может быть по существу аналогичным или даже идентичным первому линейному положению. Однако выступающие элементы и/или желобки 232 в скользящей муфте 230 теперь перемещают расширительный элемент 220 из радиально расширенного положения, в котором он удерживался на ФИГ. 3В, в радиально втянутое положение, в котором он удерживается на ФИГ. 3С.
[0034] Точно так же внутрискважинный инструмент 200 с расширительным элементом 220 в радиально втянутом положении был расположен вблизи запирающей втулки 390, которая может использоваться как часть боковой втулки для снижения кривизны. Запирающая втулка 390 варианта осуществления изображенного на ФИГ. 3С содержит трубчатый корпус 392. Трубчатый корпус 392 может содержать металл, металлический сплав или другой хорошо известный или обнаруженный в дальнейшем скважинный материал и оставаться в пределах объема настоящего раскрытия. Внутри трубчатого корпуса 392 расположен профиль 394 воронки с запирающей выемкой. Профиль 394 воронки с запирающей выемкой в изображенном варианте осуществления расположен вблизи верхнего конца запирающей втулки 390, а в одном варианте осуществления выполнен с возможностью направления внутрискважинного инструмента 200 во внутреннюю часть запирающей втулки 390. Соответственно, профиль 394 воронки с запирающей выемкой может начинаться с большего внутреннего диаметра и постепенно уменьшаться в диаметре, пока не достигнет неизменного диаметра трубчатого корпуса 392.
[0035] Трубчатый корпус 392 может дополнительно содержать профиль 396 защелки с запирающей выемкой. Профиль 396 защелки с запирающей выемкой, изображенный на ФИГ. 3С, расположен по направлению в скважину относительно профиля воронки с запирающей выемкой 394. В одном конкретном варианте осуществления профиль 396 защелки с запирающей выемкой расположен вблизи направленного в скважину конца запирающей втулки 390. Профиль 396 защелки с запирающей выемкой в изображенном варианте осуществления имеет больший диаметр, чем неизменный диаметр трубчатого корпуса 392. Согласно подробному описанию, приведенному ниже, профиль 396 защелки с запирающей выемкой выполнен с возможностью зацепления расширительного элемента 220, когда он находится в его радиально расширенном положении, и, таким образом, фиксировать внутрискважинный инструмент 200 с помощью запирающей втулки 390.
[0036] Обратимся к ФИГ. 3D и 3F, изображающих внутрискважинный инструмент 200 в соответствии с ФИГ. 3С после воздействия на сбрасываемый шар или заглушку 370 для третьей последовательности подъема/сброса давления. Третья последовательность подъема/сброса давления циклически перемещает установочный штифт 240 из третьего паза 3С в четвертый паз 3D, который, в свою очередь, передвигает скользящую муфту 230 в четвертое линейное положение, как изображено на ФИГ. 3D. Выступающие элементы и/или желобки 232 в скользящей муфте 230 теперь перемещают расширительный элемент 220 из радиально втянутого положения, в котором он удерживался на ФИГ. 3С, в радиально расширенное положение, в котором он удерживается на ФИГ. 3D. В этом положении расширительный элемент 220 зацепляется с профилем 396 защелки с запирающей выемкой и, таким образом, фиксирует внутрискважинный инструмент 200 к запирающей втулке 390.
[0037] Кроме того, защелка 236 в скользящей муфте 230 может перемещаться в паз 218 в радиальном наружном корпусе 210 и, таким образом, зацеплять фиксатор 250. С помощью защелки 236 радиально расширенной в паз 218, скользящая муфта 230 удерживается в четвертом линейном положении. В конкретном варианте осуществления, изображенном на ФИГ. 3D, если бы защелка 236 не находилась в пазу 218, пружинный элемент 260 вернул бы скользящую муфту 230 в первое линейное положение. Кроме того, с помощью защелки 236 радиально расширенной в паз 218, сбрасываемый шар или заглушка 370 могут проходить через внутрискважинный инструмент 200 и течь по направлению в скважину.
[0038] Обратимся к ФИГ. 3Е и 3F, изображающие внутрискважинный инструмент 200 в соответствии с ФИГ. 3D после толкания внутрискважинного инструмента 200 по направлению в скважину внутри запирающей втулки 390. При этом фиксатор 250 прижимается задней стороной профиля 396 защелки с запирающей выемкой, который, в свою очередь, выталкивает защелку 236 из паза 218. С помощью защелки 236 находящейся вне паза 218 и без сбрасываемого шара или заглушки 370, которые давили бы на скользящую муфту 230, чтобы удерживать ее на месте, пружинный элемент 260 возвращает скользящую муфту 230 в первое линейное положение. Соответственно, внутрискважинный инструмент 200 был возвращен в положение для спуска в скважину и, таким образом, при необходимости может быть извлечен.
[0039] Обратимся к ФИГ. 4А и 4В, на которых изображен альтернативный вариант осуществления внутрискважинного инструмента 400, спроектированного и изготовленного в соответствии с настоящим раскрытием. Внутрискважинный инструмент 400 во многих отношениях аналогичен внутрискважинному инструменту 200, описанному выше со ссылкой на ФИГ. 2А, 2В и 3A-3F. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции могут использоваться для обозначения подобных, если не идентичных, элементов. Внутрискважинный инструмент 400 по большей части отличается от внутрискважинного инструмента 200 тем, что внутрискважинный инструмент 400 содержит расширительный элемент 420, который образован из по меньшей мере части радиального наружного корпуса 210. Соответственно, если расширительный элемент 220 был автономным элементом, то расширительный элемент 420 таковым не является. Специалисты в данной области техники понимают, что внутрискважинный инструмент 400 будет работать во многих аспектах так же, как и внутрискважинный инструмент 200, например, как изображено и описано со ссылкой на ФИГ. 3A-3F.
[0040] Обратимся к ФИГ. 5А и 5В, на которых изображен альтернативный вариант осуществления внутрискважинного инструмента 500, спроектированного и изготовленного в соответствии с настоящим раскрытием. Внутрискважинный инструмент 500 во многих отношениях аналогичен внутрискважинному инструменту 200, описанному выше со ссылкой на ФИГ. 2А, 2В и 3A-3F. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции могут использоваться для обозначения подобных, если не идентичных, элементов. Внутрискважинный инструмент 500 по большей части отличается от внутрискважинного инструмента 200 тем, что во внутрискважинном инструменте 500 в качестве расширительного элемента используется цилиндрическое кольцо 520 для цанги. Цилиндрическое кольцо 520 для цанги в изображенном варианте осуществления на ФИГ. 5А и 5В содержит несколько выступающих элементов и/или желобков 522, которые соответствуют нескольким выступающим элементам и/или желобкам 232 в скользящей муфте 230. Специалисты в данной области техники понимают, что внутрискважинный инструмент 500 будет работать во многих аспектах так же, как и внутрискважинный инструмент 200, например, как изображено и описано со ссылкой на ФИГ. 3A-3F.
[0041] Обратимся к ФИГ. 6А и 6В, на которых изображен альтернативный вариант осуществления внутрискважинного инструмента 600, спроектированного и изготовленного в соответствии с настоящим раскрытием. Внутрискважинный инструмент 600 во многих отношениях аналогичен внутрискважинному инструменту 500, описанному выше со ссылкой на ФИГ. 5А и 5В. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции могут использоваться для обозначения подобных, если не идентичных, элементов. Внутрискважинный инструмент 600 по большей части отличается от внутрискважинного инструмента 500 в том, что во внутрискважинном инструменте 600 используется посадочное кольцо 636 с шариковой защелкой для примыкания со сбрасываемым шаром или заглушкой. Кроме того, посадочное кольцо 636 с шариковой защелкой не является частью скользящей муфты 230, а является отдельным элементом. Аналогичным образом, посадочное кольцо 636 с шариковой защелкой расположено вблизи конца скользящей муфты 230 вдали от расширительного элемента 520 (например, направленного из скважины конца), в отличие от конца скользящей муфты 230 вблизи расширительного элемента 520 (например, направленный в скважину конец), как изображено на ФИГ. 5А. Несмотря на вышеизложенное, могут существовать другие варианты осуществления, в которых используется посадочное кольцо 636 с шариковой защелкой, но оно расположено вблизи расширительного элемента 520.
[0042] В дополнение к этому варианту осуществления фиксатор 650 расположен вблизи конца скользящей муфты 230 вдали от расширительного элемента 520 (например, направленный из скважины конец), в отличие от конца скользящей муфты 230 вблизи расширительного элемента 520 (например, направленный в скважину конец), как изображено на ФИГ. 5А. Кроме того, запирающая втулка 690 содержит профиль 696 освобождающей от запирания выемки. Профиль 696 освобождающей от запирания выемки, изображенный на ФИГ. 6А, выполнен с возможностью зацепления фиксатора 650, когда он находится в радиально расширенном положении, и, таким образом, служит средством для повторной посадки внутрискважинного инструмента 600. Специалисты в данной области техники понимают, что внутрискважинный инструмент 600 будет работать во многих аспектах так же, как и внутрискважинный инструмент 200, например, как изображено и описано со ссылкой на ФИГ. 3A-3F.
[0043] Обратимся теперь к ФИГ. 7A-7F, на которых изображены различные виды в поперечном сечении одного варианта осуществления скважинного дефлекторного узла 700, спроектированного, изготовленного и работающего в соответствии с настоящим раскрытием. Скважинный дефлекторный узел 700 содержит корпус 710. Корпус 710 в одном варианте осуществления представляет собой трубчатый корпус, содержащий металл, металлический сплав или другой полужесткий или жесткий скважинный материал. Корпус 710 ограничен первым концом 720, вторым концом 725 и одной или несколькими продольными боковыми стенками 730. В тех вариантах осуществления, в которых корпус 710 образует круглый трубчатый элемент, как изображено на ФИГ. 7A-7F, корпус 710 будет иметь только одну продольную боковую стенку 730. Однако, если бы корпус 710 образовывал квадратный трубчатый элемент, корпус 710 имел бы четыре продольных боковых стенки 730. В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения первый конец 720 является направленным из скважины концом, а второй конец является направленным в скважину концом 725.
[0044] Скважинный дефлекторный узел 700 дополнительно содержит первое отверстие 740, полностью проходящее между первым концом 720 и вторым концом 725. Скважинный дефлекторный узел 700 дополнительно содержит второе отверстие 750, проходящее от первого конца 720 и выходящее из продольной боковой стенки 730 корпуса 710. В изображенном на ФИГ. 7A-7F варианте осуществления, поверхность второго отверстия 750 вблизи первого конца 720 копланарна поверхности первого отверстия 740 вблизи второго конца 725. Соответственно, в этом варианте осуществления центральная линия первого отверстия 740 и центральная линия второго отверстия 750 смещены относительно друг друга.
[0045] В соответствии с раскрытием, площадь поперечного сечения первого отверстия 740 отличается от площади поперечного сечения второго отверстия 750. В тех случаях, когда первое отверстие 740 представляет собой круглое отверстие, имеющее первый диаметр (d1), а второе отверстие 750 является круглым отверстием, имеющим второй диаметр (d2), второй диаметр (d2) отличается от первого диаметра (d1). В изображенном на ФИГ. 7A-7F варианте осуществления скважинный дефлекторный узел 700 выполнен с возможностью использования со вторым боковым стволом скважины, который гравитационно расположен над основным боковым стволом скважины. В соответствии с этим вариантом осуществления второй диаметр (d2) будет больше первого диаметра (d1). Например, в одном варианте осуществления второй диаметр (d2) может быть по меньшей мере на 10% больше, чем первый диаметр (d1). В еще одном варианте осуществления второй диаметр (d2) может быть по меньшей мере на 25% больше первого диаметра (d1), и еще в одном варианте осуществления второй диаметр (d2) может быть по меньшей мере на 50% больше первого диаметра (d1).
[0046] Дефлекторный узел, как например, дефлекторный узел 700, может использоваться в сочетании с описанным выше внутрискважинным инструментом для выборочного отклонения внутрискважинного инструмента в один из основных стволов скважины или боковой ствол скважины. Например, дефлекторный узел 700 может быть размещен на соединении между основным стволом скважины и одним или несколькими боковыми стволами скважины. В этом сценарии, если бы основной ствол скважины был выровнен с первым отверстием 740 дефлекторного узла 700, а боковой ствол скважины был бы выровнен со вторым отверстием 750 дефлекторного узла 700, внутрискважинный инструмент будет следовать за первым отверстием 740 и, таким образом, оставаться в пределах основного ствола скважины, если расширительный элемент находится в радиально втянутом положении. Однако, если бы расширительный элемент внутрискважинного инструмента находился в радиально расширенном положении, то внутрискважинный инструмент больше не помещался бы в первом отверстии 740 и, таким образом, был бы вынужден следовать за вторым (например, большим) отверстием 750 и, таким образом, отклоняться в боковой ствол скважины. Возможность выборочного выбора ствола скважины, за которым будет следовать внутрискважинный инструмент, среди других процессов в стволе скважины особенно полезна при выполнении процесса гидроразрыва на основном или нескольких боковых стволах скважины.
[0047] Обратимся теперь к ФИГ. 7G-7L, на которых изображены различные виды в поперечном сечении альтернативного варианта осуществления скважинного дефлекторного узла 760, спроектированного, изготовленного и работающего в соответствии с настоящим раскрытием. Скважинный дефлекторный узел 760 во многих отношениях аналогичен скважинному дефлекторному узлу 700. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции могут использоваться для обозначения подобных, если не идентичных, элементов. Скважинный дефлекторный узел 760 по большей части отличается от скважинного дефлекторного узла 700 тем, что он выполнен с возможностью использования со вторым боковым стволом скважины, который находится гравитационно ниже основного бокового ствола скважины. Согласно изображенному на ФИГ. 7G-7L варианту осуществления, скважинный дефлекторный узел 760 содержит первое отверстие 780, полностью проходящее между первым концом 720 и вторым концом 725. Скважинный дефлекторный узел 760 дополнительно содержит второе отверстие 790, проходящее от первого конца 720 и выходящее из продольной боковой стенки 730 корпуса 710. В изображенном на ФИГ. 7A-7F варианте осуществления, поверхность первого отверстия 780 вблизи первого конца 720 копланарна поверхности второго отверстия 790 вблизи первого конца 720. Соответственно, в этом варианте осуществления центральная линия первого отверстия 780 и центральная линия второго отверстия 790 смещены относительно друг друга.
[0048] В соответствии с этим вариантом осуществления, площадь поперечного сечения первого отверстия 780 больше площади поперечного сечения второго отверстия 790. В тех случаях, когда первое отверстие 780 является круглым отверстием, имеющим первый диаметр (d1), а второе отверстие 790 является круглым отверстием, имеющим второй диаметр (d2), первый диаметр (d1) больше, чем второй диаметр (d2) Например, в одном варианте осуществления первый диаметр (d1) может быть по меньшей мере на 10% больше, чем второй диаметр (dz). В еще одном варианте осуществления первый диаметр (d1) может быть по меньшей мере на 25% больше, чем второй диаметр (d2), и еще в одном варианте осуществления первый диаметр (d1) может быть по меньшей мере на 50% больше, чем второй диаметр (d2).
[0049] Обратимся к ФИГ. 8-16, на которых изображен способ гидроразрыва нескольких боковых стволов скважины в системе 800 скважины в соответствии с настоящим раскрытием. Система 800 скважины, изображенная на ФИГ. 8, содержит основной ствол скважины 810, в том числе обсадную колонну 820 и цементирование 825. Система 800 скважины дополнительно содержит первый боковой ствол скважины 830 (например, иногда называемый основным стволом скважины) и второй боковой ствол скважины 840. Внутри первого бокового ствола скважины 830 находится оборудование 850 для заканчивания первого бокового ствола скважины (например, нижнего), включая призабойную втулку 855. К оборудованию 850 для заканчивания первого бокового ствола скважины присоединена анкерная подвеска 860 (например, помещенная в обсадную колонну 820 ствола скважины), причем анкерная подвеска 860 имеет элемент 865 направления.
[0050] Внутри второго бокового ствола 840 скважины расположено оборудование 870 для заканчивания второго (например, верхнего) бокового ствола скважины. Оборудование 870 для заканчивания бокового ствола скважины в варианте осуществления, изображенном на ФИГ. 8, содержит муфту 875 для гидроразрыва, разбухающие пакеры 880 и направляющую втулку 885. Направляющая втулка 885 в изображенном варианте осуществления содержит запирающую втулку 890, спроектированную и изготовленную в соответствии с настоящим раскрытием. Запирающая втулка 890 может быть аналогична запирающим втулкам 390, 690, рассмотренным выше на ФИГ. 3С-3Е и 4А-6А, среди других запирающих втулок, разработанных и изготовленных в соответствии с настоящим раскрытием. Специалисты в данной области техники понимают, как добраться до системы 800 скважины, изображенной на ФИГ. 8, поэтому дополнительные детали не требуются.
[0051] Обращаемся к ФИГ. 9, на которой изображена система 800 скважины в соответствии с ФИГ. 8 после размещения внизу скважины скважинного дефлекторного узла 910, который был спроектирован и изготовлен в соответствии с настоящим раскрытием. Скважинный дефлекторный узел 910 в одном варианте осуществления аналогичен скважинному дефлекторному узлу 700, изображенному и описанному со ссылкой на ФИГ. 7A-7F. Согласно изображенному на ФИГ. 9 варианту осуществления, скважинный дефлекторный узел 910 содержит корпус, образованный первым концом, вторым концом и одной или несколькими продольными боковыми стенками, а также содержит первое меньшее отверстие, полностью проходящее между первым концом и вторым концом, и второе отверстие большего размера, проходящее от первого конца и выходящее из продольной боковой стенки.
[0052] Согласно изображенному на ФИГ. 9 варианту осуществления, скважинный дефлекторный узел 910 находится в зацеплении с анкерной подвеской 860. Кроме того, элемент 865 направления может использоваться для совмещения скважинного дефлекторного узла 910 с первым и вторым боковыми стволами 830, 840 скважины. В конкретном варианте осуществления, изображенном на ФИГ. 9, первое меньшее отверстие в скважинном дефлекторном узле 910 совмещено с первым боковым стволом 830 скважины, а второе большее отверстие в скважинном дефлекторном узле 910 совмещено со вторым боковым стволом 840 скважины.
[0053] Обратимся теперь к ФИГ. 10, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 9 после спуска рабочей колонны 1010 с внутрискважинным инструментом 1020 в основной ствол 810 скважины. Внутрискважинный инструмент 1020 в изображенном на ФИГ. 10 варианте осуществления, является инструментом для гидроразрыва. Несмотря на это, могли быть использованные другие внутрискважинные инструменты 1020, разработанные и изготовленные в соответствии с настоящим раскрытием, включая внутрискважинный инструмент, аналогичный тому, который обсуждался выше в отношении ФИГ. 2А-6В. В изображенном на ФИГ. 10 варианте осуществления, внутрискважинный инструмент 1020 деактивирован, и, таким образом, внутрискважинный инструмент находится в рабочем состоянии, аналогичном изображенному на ФИГ. 3А выше. В соответствии с этим рабочим состоянием внутрискважинный инструмент 1020 проходит через скважинный дефлекторный узел 910 по направлению к первому боковому стволу 830 скважины.
[0054] Обратимся теперь к ФИГ. 11, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 10 после посадки внутрискважинного инструмента 1020 в оборудование 850 для заканчивания первого бокового ствола скважины. При надлежащем размещении внутрискважинного инструмента 1020 внутри оборудования 850 для заканчивания первого бокового ствола внутрискважинный инструмент 1020 может самофиксироваться внутри оборудования 850 для заканчивания первого бокового ствола. Такая активация может включать размещение сбрасываемого шара или заглушки в стволе скважины и выполнение одной или нескольких последовательностей повышения/снижения давления для фиксации внутрискважинного инструмента 1020 в оборудование 850 для заканчивания первого бокового ствола. В одном варианте осуществления выполняются три последовательности подъема/сброса давления, чтобы перевести внутрискважинный инструмент 1020 в рабочее состояние, подобное тому, которое изображено на ФИГ. 3D выше. После этого последовательность гидроразрывов может быть проведена в первом боковом стволе 830 скважины, тем самым формируя в нем трещины 1110.
[0055] Обратимся теперь к ФИГ. 12, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 11 после установки чрезтрубной соединительной заглушки 1210 в первый боковой ствол 830 скважины. Чрезтрубная соединительная заглушка 1210 может быть развернута с использованием рабочей колонны 1010, например, до полного извлечения рабочей колонны 1010 и внутрискважинного инструмента 1020 полностью из первого бокового ствола скважины 830. При надлежащем размещении чрезтрубной соединительной заглушки 1210 рабочая колонна 1010 может перемещаться вниз по скважине, тем самым возвращая в исходное положение внутрискважинный инструмент 1020 и, таким образом, перемещая расширительный элемент в радиально втянутое положение, как изображено и описано со ссылкой на ФИГ. 3Е выше. С помощью расширительного элемента в его радиально втянутом положении, рабочая колонна 1010 и внутрискважинный инструмент 1020 могут извлекаться (например, по меньшей мере частично) по направлению из скважины, как изображено на ФИГ. 12.
[0056] Обратимся теперь к ФИГ. 13, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 12 после приведения в действие внутрискважинного инструмента 1020 до (или одновременно с) входом внутрискважинного инструмента 1020 в скважинный дефлекторный узел 910. Такая активация может включать размещение сбрасываемого шара или заглушки внутри ствола скважины и проведение (например, однократной) последовательности подъема/сброса давления для перемещения расширительного элемента в радиально расширенное положение. В одном варианте осуществления выполняется последовательность подъема/сброса давления проводится, чтобы перевести внутрискважинный инструмент 1020 в рабочее состояние, подобное тому, которое изображено на ФИГ. 3В выше.
[0057] Обратимся теперь к ФИГ. 14, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 13 после принудительного перемещения рабочей колонны 1010 и внутрискважинного инструмента 1020 в скважину. Поскольку внутрискважинный инструмент 1020 находится в активированном состоянии и, таким образом, расширительный элемент находится в своем радиально расширенном положении, рабочая колонна 1010 и внутрискважинный инструмент 1020 отклоняются во второй боковой ствол 840 скважины. Например, в результате большего диаметра, созданного в результате того, что расширительный элемент находится в радиально расширенном положении, внутрискважинный инструмент 1020 следует за вторым большим отверстием в скважинном дефлекторном узле 910, в отличие от первого меньшего отверстия.
[0058] Обратимся теперь к ФИГ. 15, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 14 после воздействие на внутрискважинный инструмент 1020 второй (например, однократную) последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент обратно в его радиально втянутое положение. Вторая последовательность подъема/сброса давления переводит внутрискважинный инструмент 1020 в рабочее состояние, подобное тому, которое изображено на ФИГ. 3С выше.
[0059] Обратимся теперь к ФИГ. 16, на которой изображена система скважины в соответствии с ФИГ. 15 после посадки внутрискважинного инструмента 1020 в оборудование 870 для заканчивания второго бокового ствола скважины. В частности, в варианте осуществления, изображенном на ФИГ. 16 внутрискважинный инструмент 1020 посажен в запирающую втулку 890. При надлежащем размещении внутрискважинного инструмента 1020 в запирающей втулке 890 внутрискважинный инструмент 1020 может подвергаться третьей (например, однократной) последовательности подъема/сброса давления для перемещения расширительного элемента обратно в его радиально расширенное положение. Третья последовательность подъема/сброса давления размещает внутрискважинный инструмент 1020 в рабочее состояние, подобное тому, которое изображено на ФИГ. 3D выше, и, таким образом, фиксирует внутрискважинный инструмент 1020 в запирающей втулке 890. После этого последовательность гидроразрывов может быть проведена во втором боковом стволе 840 скважины, тем самым формируя в нем трещины 1610.
[0060] На этом этапе рабочая колонна 1010 может быть перемещена по направлению в скважину, тем самым повторно устанавливая внутрискважинный инструмент 1020 и, таким образом, перемещая расширительный элемент в его радиально втянутое положение, как это изображено и описано со ссылкой на ФИГ. 3Е выше. С помощью расширительного элемента в его радиально втянутом положении, рабочая колонна 1010 и внутрискважинный инструмент 1020 могут быть полностью извлечены по направлению из скважины, или процесс, описанный со ссылкой на ФИГ. 12-16, может быть повторен в другом боковом стволе скважины. Следует отметить, что хотя способ, изображенный на ФИГ. 8-16 сначала фокусируется на первом боковом стволе 830 скважины, а затем переходит ко второму боковому стволу 840 скважины, может использоваться любая последовательность. Соответственно, с помощью этого способа можно было бы так же легко произвести гидроразрыв сначала второго бокового ствола 840 скважины, а затем первого бокового ствола 830 скважины. Следовательно, настоящее раскрытие не должно ограничиваться каким-либо конкретным порядком проведения гидроразрыва.
[0061] Более того, хотя только два боковых ствола скважины были изображены и описаны со ссылкой на ФИГ. 8-16, могут существовать другие варианты осуществления, в которых существуют три или более боковых ствола скважины. Соответственно, способ согласно настоящему раскрытию в равной степени применим к системам скважин с тремя или более боковыми стволами скважин.
[0062] Раскрытые в данном документе аспекты включают:
A. Внутрискважинный инструмент, содержащий радиальный наружный корпус, причем радиальный наружный корпус образует внутреннее отверстие, выполненное с возможностью протекания флюида, расширительный элемент, соединенный вблизи внешней поверхности радиального наружного корпуса, и скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом, причем указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении.
B. Способ гидроразрыва нескольких боковых стволов скважины в системе скважины, включающий принудительное перемещение внутрискважинного инструмента по направлению в скважину внутри ствола скважины вблизи соединения между первым боковым стволом скважины и вторым боковым стволом скважины, причем внутрискважинный инструмент содержит 1) радиальный наружный корпус, причем радиальный наружный корпус образует внутреннее отверстие, выполненное с возможностью протекания флюида, 2) расширительный элемент, соединенный вблизи внешней поверхности радиального наружного корпуса, и 3) скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом, причем указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении; размещение сбрасываемого шара или заглушки в стволе скважины, причем сбрасываемый шар или заглушки посажены с защелкой, присоединенной к скользящей муфте и проходящей в радиальном направлении внутрь от скользящей муфты, и воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку плотно прижатую к защелке, чтобы последовательность подъема/сброса давления перемещала расширительный элемент между радиально втянутым положением и радиально расширенным положением.
[0063] Аспекты А и В могут иметь один или несколько из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: в котором совокупность пазов или защелок представляет собой набор J-образных пазов в скользящей муфте, которые зацепляются с одним или несколькими установочными штифтами, связанными с радиальным наружным корпусом. Элемент 2: в котором один или несколько J-образных пазов содержат первый паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в первое радиально втянутое положение, второй паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента во второе радиально расширенное положение, третий паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в третье радиально втянутое положение, и четвертый паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в четвертое измененное радиально расширенное положение. Элемент 3: в котором первый и третий пазы имеют по существу одинаковую форму. Элемент 4: в котором один или несколько установочных штифтов соединены с радиальным наружным корпусом и вращаются вокруг него. Элемент 5: дополнительно включает защелку, соединенную со скользящей муфтой и проходящую радиально внутрь от скользящей муфты для зацепления со сбрасываемым шаром или заглушкой. Элемент 6: в котором защелка представляет собой цанговый патрон с шариковой защелкой. Элемент 7: в котором защелка представляет собой посадочное кольцо с шариковой защелкой. Элемент 8: дополнительно включает фиксатор по меньшей мере частично размещенный внутри паза в радиальном наружном корпусе, и дополнительно при этом защелка выполнена с возможностью перемещения для вхождения в паз и зацепления фиксатора, причем фиксатор и защелка выполнены с возможностью разъемного соединения внутрискважинного инструмента внутри запирающей втулки во время процесса проведения операций в стволе скважины. Элемент 9: в котором защелка расположена вблизи конца скользящей муфты около расширительного элемента. Элемент 10: в котором защелка расположена вблизи концом скользящей муфты вдали от расширительного элемента. Элемент 11: в котором расширительный элемент представляет собой разрезное кольцо для цанги. Элемент 12: в котором расширительный элемент представляет собой цилиндрическое кольцо для цанги. Элемент 13: дополнительно содержащий пружинный элемент, расположенный между заплечиком радиального наружного корпуса и заплечиком муфты, причем пружинный элемент выполнен с возможностью содействия в перемещении расширительного элемента между радиально расширенным положением и радиально втянутым положением. Элемент 14: в котором один или несколько пазов или защелок выполнены с возможностью удерживания расширительного элемента в радиальном втянутом положения или в радиально расширенном положении без постоянного давления жидкости на скользящую муфту. Элемент 15: в котором последовательность подъема/сброса давления представляет собой первую последовательность подъема/сброса давления, которая перемещает расширительный элемент из радиально втянутого положения в радиально расширенное положение, и дополнительно включает принудительное перемещение внутрискважинного инструмента, содержащего расширительный элемент в радиально расширенном направлении по направлению в скважину к скважинному дефлекторному узлу, расположенному вблизи соединения между первым боковым стволом скважины и вторым боковым стволом скважины, чтобы отклонить внутрискважинный инструмент во второй боковой ствол скважины. Элемент 16 дополнительно включает воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку плотно прижатую к защелке, для второй последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент из радиально расширенного положения в радиально втянутое положение, а затем посадку внутрискважинного инструмента, содержащего расширительный элемент в радиальном втянутом положении, в запирающую втулку во втором боковом стволе скважины. Элемент 17: дополнительно включает воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку плотно прижатую к защелке, для третьей последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент из радиально втянутого положения в радиально расширенное положение для фиксации внутрискважинного инструмента внутри запирающей втулки. Элемент 18: в котором третья последовательность подъема/сброса давления освобождает сбрасываемый шар или заглушку по направлению в скважину за внутрискважинным инструментом, и дополнительно включает воздействие на боковой ствол скважины для процесса гидроразрыва после третьей последовательности подъема/сброса давления.
[0064] Специалисты в области техники, к которой относится данная заявка, понимают, что в описанные варианты осуществления могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и модификации.
Claims (24)
1. Внутрискважинный инструмент для гидроразрыва множества боковых стволов скважины, содержащий:
радиальный наружный корпус, образующий внутреннее отверстие, выполненное с возможностью протекания флюида;
расширительный элемент, расположенный внутри сквозного радиального отверстия радиального наружного корпуса с возможностью выдвижения расширительного элемента в указанном отверстии за пределы внешней поверхности радиального наружного корпуса в радиальном расширенном положении;
и скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом, причем указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении.
2. Внутрискважинный инструмент по п. 1, в котором совокупность пазов или защелок представляет собой набор J-образных пазов в скользящей муфте, которые зацепляются с одним или несколькими установочными штифтами, связанными с радиальным наружным корпусом.
3. Внутрискважинный инструмент по п. 2, в котором один или несколько J-образных пазов содержат первый паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в первое радиально втянутое положение, второй паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента во второе радиально расширенное положение, третий паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в третье радиально втянутое положение, и четвертый паз, выполненный с возможностью перемещения расширительного элемента в четвертое измененное радиально расширенное положение.
4. Внутрискважинный инструмент по п. 3, в котором первый и третий пазы имеют одинаковую форму.
5. Внутрискважинный инструмент по п. 2, в котором один или несколько установочных штифтов соединены с радиальным наружным корпусом и выполнены с возможностью вращения вокруг него.
6. Внутрискважинный инструмент по п. 1, дополнительно содержащий защелку, соединенную со скользящей муфтой и проходящую радиально внутрь от скользящей муфты для зацепления сбрасываемого шара или заглушки, или опционально защелка представляет собой цанговый патрон с шариковой защелкой, или опционально защелка представляет собой посадочное кольцо с шариковой защелкой.
7. Внутрискважинный инструмент по п. 6, дополнительно содержащий фиксатор, по меньшей мере частично размещенный внутри паза в радиальном наружном корпусе, и в котором защелка выполнена с возможностью перемещения для вхождения в паз и зацепления фиксатора, причем фиксатор и защелка выполнены с возможностью разъемного соединения внутрискважинного инструмента внутри запирающей втулки во время процесса проведения операций в стволе скважины.
8. Внутрискважинный инструмент по п. 6, в котором защелка расположена вблизи конца скользящей муфты около расширительного элемента или опционально защелка расположена вблизи конца скользящей муфты вдали от расширительного элемента.
9. Внутрискважинный инструмент по п. 1, в котором расширительный элемент представляет собой разрезное кольцо для цанги или опционально расширительный элемент представляет собой цилиндрическое кольцо для цанги.
10. Внутрискважинный инструмент по п. 1, дополнительно содержащий пружинный элемент, расположенный между заплечиком радиального наружного корпуса и заплечиком указанной муфты, причем пружинный элемент выполнен с возможностью содействия в перемещении расширительного элемента между радиально расширенным положением и радиально втянутым положением.
11. Внутрискважинный инструмент по п. 1, в котором один или несколько пазов или защелок выполнены с возможностью удерживания расширительного элемента в радиально втянутом положении или в радиально расширенном положении без постоянного давления флюида на скользящую муфту.
12. Способ гидроразрыва множества боковых стволов скважины в системе скважины, включающий:
принудительное перемещение внутрискважинного инструмента по направлению в скважину внутри ствола скважины вблизи соединения между первым боковым стволом скважины и вторым боковым стволом скважины, причем внутрискважинный инструмент содержит:
радиальный наружный корпус, образующий внутреннее отверстие, выполненное с возможностью протекания флюида;
расширительный элемент, расположенный внутри сквозного радиального отверстия радиального наружного корпуса с возможностью выдвижения расширительного элемента в указанном отверстии за пределы внешней поверхности радиального наружного корпуса в радиальном расширенном положении;
и скользящую муфту, расположенную вдоль внутренней поверхности радиального наружного корпуса и выполненную с возможностью зацепления с расширительным элементом, причем указанная муфта содержит набор пазов или защелок, выполненных с возможностью перемещения расширительного элемента между радиально втянутым положением, когда скользящая муфта находится в первом линейном положении, и радиально расширенным положением, когда скользящая муфта находится во втором линейном положении;
размещение сбрасываемого шара или заглушки внутри ствола скважины, причем сбрасываемый шар или заглушка плотно прижата к защелке, соединенной со скользящей муфтой и проходящей радиально внутрь от скользящей муфты;
и воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку, плотно прижатую к защелке, для осуществления последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент между радиально втянутым положением и радиально расширенным положением.
13. Способ по п. 12, согласно которому последовательность подъема/сброса давления представляет собой первую последовательность подъема/сброса давления, которая перемещает расширительный элемент из радиально втянутого положения в радиально расширенное положение, и дополнительно включает принудительное перемещение внутрискважинного инструмента, содержащего расширительный элемент, в радиально расширенное положение по направлению в скважину к скважинному дефлекторному узлу, расположенному вблизи соединения между первым боковым стволом скважины и вторым боковым стволом скважины, чтобы отклонить внутрискважинный инструмент во второй боковой ствол скважины.
14. Способ по п. 13, дополнительно включающий воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку, плотно прижатую к защелке, для осуществления второй последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент из радиально расширенного положения в радиально втянутое положение, и затем посадку внутрискважинного инструмента, содержащего расширительный элемент, в радиально втянутом положении в запирающую втулку во втором боковом стволе скважины.
15. Способ по п. 14, дополнительно включающий воздействие на внутрискважинный инструмент, содержащий сбрасываемый шар или заглушку, плотно прижатую к защелке, для осуществления третьей последовательности подъема/сброса давления, чтобы переместить расширительный элемент из радиально втянутого положения в радиально расширенное положение для фиксации внутрискважинного инструмента в запирающей втулке, или опционально третья последовательность подъема/сброса давления освобождает сбрасываемый шар или заглушку по направлению в скважину за внутрискважинным инструментом, и дополнительно включает воздействие на боковой ствол скважины для осуществления процесса гидроразрыва после третьей последовательности подъема/сброса давления.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201862757941P | 2018-11-09 | 2018-11-09 | |
| US62/757,941 | 2018-11-09 | ||
| US16/675,782 US11466528B2 (en) | 2018-11-09 | 2019-11-06 | Multilateral multistage system and method |
| US16/675,782 | 2019-11-06 | ||
| PCT/US2019/060056 WO2020097196A1 (en) | 2018-11-09 | 2019-11-06 | Multilateral multistage system and method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2765923C1 true RU2765923C1 (ru) | 2022-02-04 |
Family
ID=70551085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021108577A RU2765923C1 (ru) | 2018-11-09 | 2019-11-06 | Внутрискважинный инструмент и способ для гидроразрыва множества боковых стволов скважины |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11466528B2 (ru) |
| AU (1) | AU2019377506B2 (ru) |
| CA (1) | CA3115302C (ru) |
| GB (1) | GB2591943B (ru) |
| NO (1) | NO20210431A1 (ru) |
| RU (1) | RU2765923C1 (ru) |
| WO (1) | WO2020097196A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2569587B (en) * | 2017-12-20 | 2022-06-15 | Schoeller Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Catcher device for downhole tool |
| US11091985B1 (en) * | 2019-06-12 | 2021-08-17 | Ernest J Fontenot | Multilateral deflection system |
| US11118443B2 (en) * | 2019-08-26 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Well completion system for dual wellbore producer and observation well |
| US12006775B2 (en) * | 2021-04-23 | 2024-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Extensible transition joint for control line protection |
| WO2022256170A1 (en) * | 2021-06-03 | 2022-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | On demand low shock ball seat system and method |
| US20220389780A1 (en) * | 2021-06-04 | 2022-12-08 | Schoeller-Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Actuation mechanism, downhole device and method |
| US11761280B2 (en) * | 2021-11-29 | 2023-09-19 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Interlock for a downhole tool |
| US11891868B2 (en) * | 2021-11-30 | 2024-02-06 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Extrusion ball actuated telescoping lock mechanism |
| US11927067B2 (en) | 2021-11-30 | 2024-03-12 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Shifting sleeve with extrudable ball and dog |
| US11891869B2 (en) | 2021-11-30 | 2024-02-06 | Baker Hughes Oilfield Operations | Torque mechanism for bridge plug |
| US11814926B2 (en) | 2021-11-30 | 2023-11-14 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Multi plug system |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU840285A1 (ru) * | 1973-10-08 | 1981-06-23 | Саратовский Филиал Специальногоконструкторского Бюро Всесоюзногонаучно-Производственного Объединения"Союзгазавтоматика" | Пакер |
| US20080251250A1 (en) * | 2002-09-23 | 2008-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular Isolators for Expandable Tubulars in Wellbores |
| US20120031617A1 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| RU2444607C1 (ru) * | 2010-09-03 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Скважинный разъединитель |
| US20130025876A1 (en) * | 2011-07-28 | 2013-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| RU125247U1 (ru) * | 2012-09-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Воткинский завод" | Пакер заколонный герметизирующий отсекающий |
| US20150218899A1 (en) * | 2013-07-25 | 2015-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable Bullnose Assembly for Use With a Wellbore Deflector |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6752211B2 (en) | 2000-11-10 | 2004-06-22 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for multilateral junction |
| GB2428718B (en) * | 2003-04-01 | 2007-08-29 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Actuation Mechanism for Downhole tool |
| US9394752B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Completion method for stimulation of multiple intervals |
| US9428962B2 (en) * | 2012-10-12 | 2016-08-30 | Smith International, Inc. | Selective deployment of underreamers and stabilizers |
| CN104838086B (zh) * | 2012-10-26 | 2017-03-08 | 哈里伯顿能源服务公司 | 使用j形狭槽装置定位在机械致动释放总成下方的机械致动装置 |
| US8985203B2 (en) | 2013-07-25 | 2015-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable bullnose assembly for use with a wellbore deflector |
| CN105378208B (zh) | 2013-07-25 | 2018-06-12 | 哈利伯顿能源服务公司 | 与钻井孔偏转器一起使用的可膨胀外圆角组件 |
| MX367299B (es) | 2013-07-25 | 2019-08-14 | Halliburton Energy Services Inc | Montaje de deflector para un pozo lateral. |
| SG11201510102VA (en) | 2013-07-25 | 2016-01-28 | Halliburton Energy Services Inc | Adjustable bullnose assembly for use with a wellbore deflector assembly |
| WO2015012847A1 (en) | 2013-07-25 | 2015-01-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable and variable-length bullnose assembly for use with a wellbore deflector assembly |
| US9714558B2 (en) * | 2014-02-07 | 2017-07-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Open hole expandable junction |
| WO2015183231A1 (en) * | 2014-05-29 | 2015-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming multilateral wells |
| US10508519B2 (en) | 2016-10-26 | 2019-12-17 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Flow through treatment string for one trip multilateral treatment |
-
2019
- 2019-11-06 WO PCT/US2019/060056 patent/WO2020097196A1/en active Application Filing
- 2019-11-06 RU RU2021108577A patent/RU2765923C1/ru active
- 2019-11-06 AU AU2019377506A patent/AU2019377506B2/en active Active
- 2019-11-06 US US16/675,782 patent/US11466528B2/en active Active
- 2019-11-06 GB GB2104876.4A patent/GB2591943B/en active Active
- 2019-11-06 NO NO20210431A patent/NO20210431A1/en unknown
- 2019-11-06 CA CA3115302A patent/CA3115302C/en active Active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU840285A1 (ru) * | 1973-10-08 | 1981-06-23 | Саратовский Филиал Специальногоконструкторского Бюро Всесоюзногонаучно-Производственного Объединения"Союзгазавтоматика" | Пакер |
| US20080251250A1 (en) * | 2002-09-23 | 2008-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular Isolators for Expandable Tubulars in Wellbores |
| US20120031617A1 (en) * | 2010-08-09 | 2012-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Formation treatment system and method |
| RU2444607C1 (ru) * | 2010-09-03 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Скважинный разъединитель |
| US20130025876A1 (en) * | 2011-07-28 | 2013-01-31 | Baker Hughes Incorporated | Selective hydraulic fracturing tool and method thereof |
| RU125247U1 (ru) * | 2012-09-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "Воткинский завод" | Пакер заколонный герметизирующий отсекающий |
| US20150218899A1 (en) * | 2013-07-25 | 2015-08-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable Bullnose Assembly for Use With a Wellbore Deflector |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2019377506A1 (en) | 2021-05-06 |
| GB2591943B (en) | 2023-01-11 |
| US20200149363A1 (en) | 2020-05-14 |
| GB202104876D0 (en) | 2021-05-19 |
| US11466528B2 (en) | 2022-10-11 |
| CA3115302A1 (en) | 2020-05-14 |
| GB2591943A (en) | 2021-08-11 |
| WO2020097196A1 (en) | 2020-05-14 |
| NO20210431A1 (en) | 2021-04-06 |
| AU2019377506B2 (en) | 2024-05-16 |
| CA3115302C (en) | 2023-10-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2765923C1 (ru) | Внутрискважинный инструмент и способ для гидроразрыва множества боковых стволов скважины | |
| EP3452689B1 (en) | Wellbore isolation method with running tool for recess mounted adaptive seat support for an object for sequential treatment of zone sections with and without milling | |
| US9410412B2 (en) | Multizone frac system | |
| US8616281B2 (en) | Method and apparatus for moving a high pressure fluid aperture in a well bore servicing tool | |
| US8235114B2 (en) | Method of fracturing and gravel packing with a tool with a multi-position lockable sliding sleeve | |
| AU2017208309B2 (en) | Drilling and completion deflector | |
| US7717185B2 (en) | Lock open and control system access apparatus for a downhole safety valve | |
| US20020000319A1 (en) | Apparatus and method to complete a multilateral junction | |
| EP2675985B1 (en) | Travel joint having an infinite slot mechanism for space out operations in a wellbore | |
| US10538994B2 (en) | Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation | |
| RU2714398C2 (ru) | Инструмент многоствольного бурения в течение одной спускоподъемной операции | |
| US6125939A (en) | Remotely deployable landing shoulder | |
| CA2901074A1 (en) | Sleeve system for use in wellbore completion operations |