RU2776020C1

RU2776020C1 - Deflector assembly with a window for a multilateral borehole, multilateral borehole system and method for forming a multilateral borehole system

Info

Publication number: RU2776020C1
Application number: RU2021111242A
Authority: RU
Inventors: Нил ХЕПБЕРН; Стюарт Александр ТЕЛФЕР
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2018-11-29
Filing date: 2019-11-26
Publication date: 2022-07-12

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: group of inventions relates to a deflector assembly with a window for a multilateral borehole, to a multilateral borehole system, and to a method for forming a multilateral borehole system. Deflector assembly comprises: a tubular body with a through window and a profile directed from the borehole, located on the inner surface of the tubular body; winding covering the window; and a deflector connected with the tubular body or formed integrally therewith. The deflector comprises a cavity extending along the axial length thereof. The deflector assembly additionally comprises: an inclined borehole surface; a borehole fixing profile located on the inner surface of the deflector of the inclined borehole surface; a protective mechanism located between the inclined borehole surface and the borehole fixing profile for opening and closing the cavity, wherein at least part of the protective mechanism is radially aligned with the window.

EFFECT: increase in the efficiency of borehole completion.

12 cl, 11 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[0001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки США с серийным номером 16/695,559, поданной 26 ноября 2019 г. и озаглавленной «MULTILATERAL WINDOW AND DEFLECTOR AND JUNCTION SYSTEM» в которой испрашивается приоритет предварительной заявки США с серийным номером 62/772,679, поданной 29 ноября 2018 г. и озаглавленной «COMBINED MULTILATERAL WINDOW AND DEFLECTOR AND JUNCTION SYSTEM», обе из которых принадлежат одному и тому же правообладателю и полностью включены в настоящий документ посредством ссылки.[0001] This application claims priority of U.S. application serial number 16/695,559 filed November 26, 2019 and entitled "MULTILATERAL WINDOW AND DEFLECTOR AND JUNCTION SYSTEM", which claims priority of U.S. provisional application serial number 62/772,679 filed November 29 2018 and entitled "COMBINED MULTILATERAL WINDOW AND DEFLECTOR AND JUNCTION SYSTEM", both of which belong to the same copyright holder and are hereby incorporated by reference in their entirety.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION

[0002] Углеводороды можно добывать через относительно сложные стволы скважин, пересекающие подземный пласт. Некоторые скважины могут быть многоствольными скважинами, содержащими один или более боковых стволов скважины, отходящими от основного ствола скважины. Боковой ствол скважины представляет собой ствол скважины, который отклонен от основного ствола скважины от первого общего направления ко второму общему направлению. [0002] Hydrocarbons can be produced through relatively complex wellbores traversing a subterranean formation. Some wells may be multilateral wells containing one or more lateral wellbores extending from the main wellbore. A lateral wellbore is a wellbore that is deviated from the main wellbore from a first general direction to a second general direction.

[0003] Многоствольная скважина может содержать одно или более окон или выходов из обсадной колонны, обеспечивающих возможность формирования соответствующих боковых стволов скважины. Окно или выход из обсадной колонны в многоствольном стволе скважины можно сформировать путем размещения дефлекторного узла с окном в обсадной колонне с помощью спускового инструмента в желаемом месте в основном стволе скважины. Дефлекторный узел с окном может использоваться для отклонения оконного фрезера относительно обсадной колонны. Отклоненный оконный фрезер проникает в часть трубного соединения, образуя окно или выход из обсадной колонны, а затем выводится из ствола скважины. Далее используется комплект буров через выход из обсадной колонны для вырезания бокового ствола скважины. Однако данная операция увеличивает количество спусков в ствол скважины для завершения скважины.[0003] A multilateral well may include one or more openings or casing outlets to allow formation of respective lateral wellbores. A casing window or outlet in a multilateral wellbore can be formed by placing a casing window deflector assembly with a running tool at a desired location in the main wellbore. A windowed deflector assembly can be used to deflect the window cutter relative to the casing. The deflected window mill penetrates a portion of the tubular connection, forming a window or exit from the casing, and then withdraws from the wellbore. Next, a set of drills is used through the exit of the casing string to cut the lateral wellbore. However, this operation increases the number of runs into the wellbore to complete the well.

Из уровня техники известно решение US 6047774 A1, 11.04.2000 в котором раскрыт дефлекторный узел с окном, содержащий: трубчатый корпус, причем трубчатый корпус содержит сквозное окно; обмотку, закрывающую окно; и дефлектор (10), соединенный с трубчатым корпусом или сформированный как единое целое с ним. Однако в данном решении не предусмотрено наличие наклонной поверхности, являющейся неотъемлемой частью дефлекторного узла с окном, что не требует установки отклоняющего устройства на более позднем этапе эксплуатации ни для создания выхода обсадной колонны, ни для завершения соединения, а также не требует наличие отклонителей и дефлекторов, которые налагают дополнительные ограничения ID/доступа. Также, поскольку дефлектор соединен с трубчатым корпусом или сформирован за одно целое как его часть, окно должно соответствующим образом совмещаться с наклонной поверхностью. The prior art solution US 6047774 A1, 04/11/2000, which discloses a deflector assembly with a window, containing: a tubular body, the tubular body comprising a through window; winding covering the window; and a deflector (10) connected to or integrally formed with the tubular body. However, this solution does not provide for the presence of an inclined surface, which is an integral part of the deflector assembly with a window, which does not require the installation of a diverter at a later stage of operation, either to create a casing outlet or to complete the connection, and also does not require the presence of diverters and deflectors, which impose additional ID/access restrictions. Also, since the deflector is connected to or integrally formed as part of the tubular body, the window must be properly aligned with the sloped surface.

Также из уровня техники известно решение US 2016/0145956 A1, 26.05.2016, в котором описан способ, содержащий транспортировку отклонителя и якоря-защелки в основной ствол скважины, при этом якорь-защелку прикрепляют к отклонителю с помощью разъемного соединения, а основной ствол скважины облицовывают обсадной трубой, которая включает муфту-защелку. Якорь-защелка крепится к муфте-защелке, а затем клин-отклонитель отделяется от анкера-защелки в разъемном соединении, тем самым обнажая часть разъемного соединения. Затем клин-отклонитель удаляется из основного ствола скважины, после чего в основной ствол скважины перемещается дефлектор заканчивания в сочетании с боковой колонной НКТ (с расположенным над ним многоствольным соединением или без него), а дефлектор заканчивания прикрепляется к защелке на разъемном соединении. Боковая трубка (с расположенным над ней многосторонним соединением или без него) затем устанавливается на правильную глубину. Однако в данном решении также не предусмотрено наличие наклонной поверхности, являющейся неотъемлемой частью дефлекторного узла с окном, что не требует установки отклоняющего устройства на более позднем этапе эксплуатации, ни для создания выхода обсадной колонны, ни для завершения соединения, а также не требует наличие отклонителей и дефлекторов, которые налагают дополнительные ограничения ID/доступа. Также, поскольку дефлектор соединен с трубчатым корпусом или сформирован за одно целое как его часть, окно должно соответствующим образом совмещаться с наклонной поверхностью. Also known from the prior art is the decision US 2016/0145956 A1, 05/26/2016, which describes a method comprising transporting a whipstock and a latch anchor into the main wellbore, while the latch anchor is attached to the whipstock using a detachable connection, and the main wellbore lined with a casing pipe, which includes a latch coupling. The latch anchor is attached to the latch sleeve, and then the wedge is separated from the latch anchor in the detachable connection, thereby exposing part of the detachable connection. Then the whipstock is removed from the main wellbore, after which the completion deflector is moved into the main wellbore in combination with the lateral tubing string (with or without a multilateral connection located above it), and the completion deflector is attached to the latch on the detachable connection. The side tube (with or without a multi-way connection above it) is then set to the correct depth. However, this solution also does not provide for the sloping surface that is an integral part of the deflector assembly with a window, which does not require the installation of a diverter at a later stage of operation, neither to create an exit of the casing string, nor to complete the connection, and also does not require the presence of deflectors and baffles that impose additional ID/access restrictions. Also, since the deflector is connected to or integrally formed as part of the tubular body, the window must be properly aligned with the sloped surface.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS

[0004] Теперь дается ссылка на следующие описания вместе с прилагаемыми графическими материалами, на которых:[0004] Reference is now made to the following descriptions, along with the accompanying drawings, in which:

[0005] на ФИГ. 1 изображен схематический вид морской скважинной системы в соответствии с одним или более вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе;[0005] in FIG. 1 is a schematic view of an offshore well system in accordance with one or more of the embodiments disclosed herein;

[0006] на ФИГ. 2 изображен один вариант осуществления дефлекторного узла с окном в соответствии с настоящим раскрытием;[0006] in FIG. 2 depicts one embodiment of a window deflector assembly in accordance with the present disclosure;

[0007] на ФИГ. 3-9 изображены установка и использование дефлекторного узла с окном, в соответствии с ФИГ. 2 в скважинной системе; и[0007] in FIG. 3-9 depict the installation and use of the deflector assembly with a window, in accordance with FIG. 2 in the downhole system; and

[0008] на ФИГ. 10-11 изображен альтернативный вариант осуществления установки и использования дефлекторного узла с окном в скважинной системе.[0008] in FIG. 10-11 depict an alternative embodiment of installing and using a deflector assembly with a window in a downhole system.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0009] Подземный пласт, расположенный на берегу или в море и содержащий углеводороды нефти или газа, может называться резервуаром. Резервуары обычно расположены в диапазоне от нескольких сотен футов (неглубокие резервуары) до десятков тысяч футов (сверхглубокие резервуары). Для добычи нефти, газа или других флюидов из резервуара пробуривают скважину в пласт или вблизи него.[0009] A subterranean formation located onshore or offshore and containing oil or gas hydrocarbons may be referred to as a reservoir. Reservoirs are typically located in a range of several hundred feet (shallow reservoirs) to tens of thousands of feet (extra deep reservoirs). To extract oil, gas, or other fluids from a reservoir, a well is drilled into or near the formation.

[0010] Скважина может включать, без ограничения, нефтяную, газовую или водную добывающую скважину или нагнетательную скважину. Используемый в данном документе термин «скважина» обозначает по меньшей мере один ствол скважины, имеющий стенку ствола скважины. Ствол скважины может обозначать вертикальные, наклонные и горизонтальные части и может быть прямым, изогнутым или разветвленным. Используемый в данном документе термин «ствол скважины» включает любой обсаженный и любой необсаженный, с открытым забоем ствол скважины. Область вокруг ствола скважины представляет собой подземный материал и породу подземного пласта вокруг ствола скважины. Используемый в данном документе термин «скважина» также включает область вокруг ствола скважины. Область вокруг ствола скважины обычно занимает в пределах примерно 100 футов от ствола скважины. Используемый в данном документе термин «в скважину» означает и содержит любую часть скважины, в том числе в ствол скважины или в область вокруг ствола скважины через ствол скважины.[0010] A well may include, without limitation, an oil, gas, or water production well or injection well. As used herein, the term "well" refers to at least one wellbore having a wellbore wall. The wellbore may refer to vertical, inclined, and horizontal portions, and may be straight, curved, or branched. As used herein, the term "wellbore" includes any cased and any open-hole, open-hole wellbore. The area around the wellbore is the subterranean material and rock of the subterranean formation around the wellbore. As used herein, the term "well" also includes the area around the wellbore. The area around the wellbore is typically within about 100 feet of the wellbore. As used herein, the term "into the well" means and includes any part of the well, including into the wellbore or into the area around the wellbore through the wellbore.

[0011] Хотя основной ствол скважины в некоторых случаях может быть сформирован в по существу вертикальном направлении относительно поверхности скважины, и хотя боковой ствол скважины в некоторых случаях может быть сформирован в по существу горизонтальном направлении относительно поверхности скважины, ссылка в данном документе либо на основной ствол скважины, либо на боковой ствол скважины не подразумевает какого-либо конкретного направления, и направление каждого из этих стволов скважины может относится к вертикальным, невертикальным, горизонтальным или негоризонтальным стволам. Кроме того, термин «по направлению из скважины» относится к направлению к поверхности скважины, тогда как термин «по направлению в скважины» относится к направлению, которое проходит от поверхности скважины.[0011] Although the main wellbore in some cases may be formed in a substantially vertical direction relative to the well surface, and although the lateral wellbore in some cases may be formed in a substantially horizontal direction relative to the well surface, reference in this document to either the main wellbore wellbore or to a lateral wellbore does not imply any particular direction, and the direction of each of these wellbores may refer to vertical, non-vertical, horizontal, or non-horizontal wellbores. In addition, the term "downhole" refers to the direction to the surface of the well, while the term "down the well" refers to the direction that extends from the surface of the well.

[0012] В настоящем изобретении предложено дефлекторный узел с окном, содержащий предварительно сформированное окно, который может быть отправлен в скважину с обсадной колонной, расположенной в основном стволе скважины, уменьшая общее количество спусков в скважину для завершения ствола скважины.[0012] The present invention provides a windowed deflector assembly comprising a preformed window that can be sent downhole with casing located in the main wellbore, reducing the total number of trips to the wellbore to complete the wellbore.

[0013] На ФИГ. 1 изображен схематический вид морской скважинной системы 100 в соответствии с одним или более вариантами осуществления, раскрытыми в данном документе. Морская скважинная система 100 содержит платформу 105, которая может быть полупогруженной платформой, расположенной над заглубленным нефтегазовым подземным пластом 110, находящимся ниже морского дна 115. Подводный трубопровод 120 проходит от палубы 125 платформы 105 до устьевой установки 130, содержащей один или более противовыбросовых превенторов 135. Платформа 105 содержит подъемное устройство 140 и буровую вышку 145 для подъема и спуска колонн труб, таких как бурильная колонна 150. Хотя на ФИГ. 1 изображена морская нефтегазовая платформа 105, объем этого раскрытия этим не ограничивается. Идеи этого раскрытия также могут быть применены к другим морским скважинам или наземным скважинам.[0013] FIG. 1 is a schematic view of an offshore well system 100 in accordance with one or more of the embodiments disclosed herein. The offshore well system 100 includes a platform 105, which may be a semi-submerged platform located above a subterranean oil and gas formation 110 below the seabed 115. Subsea pipeline 120 extends from deck 125 of platform 105 to a wellhead 130 containing one or more blowout preventers 135. The platform 105 includes a lifting device 140 and a derrick 145 for lifting and lowering pipe strings, such as the drill string 150. Although FIG. 1 depicts an offshore oil and gas platform 105, the scope of this disclosure is not limited thereto. The teachings of this disclosure may also be applied to other offshore wells or land wells.

[0014] Как показано, основной ствол 155 скважины пробурен через различные пласты земли, включая подземный 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 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 155 скважины. 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.[0014] As shown, the main wellbore 155 is drilled through various earth formations, including subterranean formation 110. The term "main" wellbore is used herein to refer to the wellbore from which another wellbore is drilled. However, it should be noted that the main wellbore does not necessarily extend directly to the surface of the earth, but instead may be a branch of another wellbore. The casing 160 may be at least partially cemented in the main bore 155 of the well. The term "casing string" is used in this document to refer to a pipe string used to line a wellbore. In fact, the casing may be of the type known to those skilled in the art as a "liner", and may be made from any material such as steel or composite material, and may be segmented or continuous, such as coiled tubing.

[0015] Дефлекторный узел 165 с окном согласно настоящему раскрытию может быть расположен на желаемом пересечении между основным стволом 155 скважины и боковым стволом 170 скважины. Термин «боковой» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, который пробурен наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как основной ствол скважины. Более того, боковой ствол скважины может иметь другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него.[0015] The deflector assembly 165 with a window according to the present disclosure may be located at the desired intersection between the main wellbore 155 and the lateral wellbore 170. The term "lateral" wellbore is used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as a main wellbore. Moreover, the lateral wellbore may have another lateral wellbore drilled outward from it.

[0016] На ФИГ. 2 изображен вид в разрезе дефлекторного узла 200 с окном согласно одному или более вариантам осуществления. Дефлекторный узел 200 с окном может использоваться вместо дефлекторного узла 165 с окном, изображенного на ФИГ. 1. Согласно изображению на ФИГ. 2, дефлекторный узел 200 с окном содержит трубчатый корпус 210. Трубчатый корпус 210 может состоять из множества различных материалов и оставаться в пределах объема изобретения. Однако в одном варианте осуществления трубчатый корпус состоит из материала с высоким пределом текучести, такого как сталь. [0016] FIG. 2 is a sectional view of a window deflector assembly 200 according to one or more embodiments. The window deflector assembly 200 may be used in place of the window deflector assembly 165 shown in FIG. 1. As depicted in FIG. 2, the window deflector assembly 200 includes a tubular body 210. The tubular body 210 may be composed of a variety of different materials and remain within the scope of the invention. However, in one embodiment, the tubular body is comprised of a high yield strength material such as steel.

[0017] Стенка 215 трубчатого корпуса 210 содержит сквозное окно 220, позволяющее сверлильной компоновке (не показано) проходить через стенку 215 с уменьшенным сопротивлением. Окно 220 в одном варианте осуществления не проходит полностью вокруг трубчатого корпуса 210, а в одном варианте осуществления оно фактически просто расположено прямо напротив наклонной поверхности дефлектора (см. ниже). Размер окна 220 в некоторых вариантах осуществления может быть лишь немного больше, чем размер бурового инструмента, который в конечном итоге будет проходить через него.[0017] Wall 215 of tubular body 210 includes a through hole 220 to allow a drilling assembly (not shown) to pass through wall 215 with reduced resistance. The window 220, in one embodiment, does not extend completely around the tubular body 210, but in one embodiment, it is in fact simply located directly against the inclined surface of the baffle (see below). The size of the window 220, in some embodiments, may be only slightly larger than the size of the drilling tool that will eventually pass through it.

[0018] В некоторых вариантах осуществления обмотка 225 окружает трубчатый корпус 210 вдоль стенки 215, которая содержит окно 220, например, для предотвращения попадания обломков в дефлекторный узел 200 с окном через окно 220 во время развертывания. Обмотка 225 будет иметь дополнительное преимущество предотвращения попадания выбуренной породы или обломков, которые потенциально могут препятствовать высвобождению спускового инструмента, а также способствовать направлению узла на глубине в скважине (например, отсутствие краев для захвата). Обмотка 225 может полностью проходить вокруг трубчатого корпуса 210, закрывая окно 220, и, таким образом, образовывать трубчатую обмотку, или, альтернативно, располагаться, закрывая окно 220, но не проходя полностью вокруг трубчатого корпуса 210.[0018] In some embodiments, coil 225 surrounds tubular body 210 along wall 215 that includes window 220, for example, to prevent debris from entering windowed deflector assembly 200 through window 220 during deployment. Wrapping 225 will have the added benefit of preventing drill cuttings or debris that could potentially interfere with the release of the running tool, as well as guiding the assembly at depth in the hole (eg, no grip edges). The coil 225 may extend completely around the tubular body 210, closing the window 220, and thus form a tubular winding, or, alternatively, be positioned to close the window 220, but not completely around the tubular body 210.

[0019] Обмотка 225 может быть изготовлена из материала, который позволяет открывать окно 220 с помощью обычного бурового долота, без необходимости проведения специальной операции фрезерования перед бурением бокового ствола скважины через окно 220. Например, для использования в качестве обмотки 225 подходящим будет любой материал, для прохождения которого не требуется фрезерное долото. Кроме того, обмотка 225 может содержать любой материал, который легко просверливается и имеет низкую плотность, и легко выйдет из ствола скважины с буровым раствором. В других вариантах осуществления обмотка 225 может содержать материал, в котором можно просверлить отверстия без повреждения дефлектора (см. ниже).[0019] Coil 225 may be made of a material that allows window 220 to be opened with a conventional drill bit without the need for a special milling operation prior to drilling a sidetrack through window 220. For example, any material suitable for use as coil 225 would be for the passage of which a milling chisel is not required. In addition, the coil 225 may comprise any material that is easily drilled and has a low density and will easily exit the wellbore with the drilling fluid. In other embodiments, the winding 225 may comprise a material that can be drilled through without damaging the baffle (see below).

[0020] Учитывая вышеизложенное, в некоторых вариантах осуществления трубчатый корпус 210 будет содержать материал, имеющий первый предел текучести, а обмотка 225 будет содержать материал, имеющий второй меньший предел текучести. Например, если трубчатый корпус 210 должен состоять из стали, он мог бы иметь предел текучести от около 110 до около 125 тысяч фунтов на квадратный дюйм. В этом варианте осуществления обмотка 225 может иметь предел текучести 100 фунтов на квадратный дюйм или менее. В некоторых вариантах осуществления обмотка 225 может иметь предел текучести 70 тысяч фунтов на квадратный дюйм или менее или, альтернативно, предел текучести в диапазоне от около 30 тысяч фунтов на квадратный дюйм до около 80 тысяч фунтов на квадратный дюйм. В некоторых других вариантах осуществления обмотка 225 может содержать материал с пределом текучести 30 тысяч фунтов на квадратный дюйм или меньше, а в некоторых других вариантах осуществления - предел текучести 10 тысяч фунтов на квадратный дюйм или меньше. Например, обмотка 225 может содержать армированный пластик, стекловолокно, композит, углеродное волокно или другой подобный неметаллический материал. В другом варианте осуществления обмотка 225 может содержать неферромагнитный металл, который будет иметь определенные преимущества при извлечении в скважине. Например, обмотка 225 может содержать тонкий слой алюминия или тонкий слой алюминиевого сплава. В одном примере обмотка 225 может содержать алюминиевый сплав серии 1100 или серии 2000 с пределом текучести в диапазоне от около 5 до около 18 тысяч фунтов на квадратный дюйм.[0020] Given the above, in some embodiments, the implementation of the tubular body 210 will contain a material having a first yield strength, and the coil 225 will contain a material having a second lower yield strength. For example, if the tubular body 210 were to be made of steel, it could have a yield strength of about 110 to about 125 thousand pounds per square inch. In this embodiment, winding 225 may have a yield strength of 100 psi or less. In some embodiments, coil 225 may have a yield strength of 70 ksi or less, or alternatively, a yield strength in the range of about 30 ksi to about 80 ksi. In some other embodiments, the winding 225 may contain material with a yield strength of 30 ksi or less, and in some other embodiments, a yield strength of 10 ksi or less. For example, winding 225 may comprise reinforced plastic, fiberglass, composite, carbon fiber, or other similar non-metallic material. In another embodiment, coil 225 may contain a non-ferromagnetic metal that would have certain advantages in downhole recovery. For example, winding 225 may comprise a thin layer of aluminum or a thin layer of aluminum alloy. In one example, winding 225 may comprise 1100 series or 2000 series aluminum alloy with a yield strength in the range of about 5 ksi to about 18 ksi.

[0021] Трубчатый корпус 210 может также содержать выполненный по направлению из скважины фиксирующий профиль 230 на внутренней поверхности 235 трубчатого корпуса 210. Согласно более подробному описанию, приведенному ниже, выполненный по направлению из скважины фиксирующий профиль 230 принимает защелкивающееся соединение спускового инструмента (не показано). Выполненный по направлению из скважины фиксирующий профиль 230 также обеспечивает фиксацию спускового инструмента при вращении и осевом перемещения в верхнем конце дефлекторного узла 200 с окном, чтобы предотвратить воздействие передачи крутящего момента через оконный замок, что, вероятно, могло бы деформировать окно 220.[0021] The tubular body 210 may also include an downhole locking profile 230 on the inner surface 235 of the tubular body 210. As described in more detail below, the downhole locking profile 230 accepts a running tool snap-in connection (not shown) . The out-of-hole locking profile 230 also secures the running tool during rotation and axial movement at the upper end of the window deflector assembly 200 to prevent transmission of torque through the window lock, which would likely deform the window 220.

[0022] Дефлектор 240 соединен с трубчатым корпусом 210 или сформирован за одно целое как его часть, как изображено на ФИГ. 2. Соответственно, дефлектор 240 и трубчатый корпус 210 с окном 220, выполнены с возможностью развертывания за один проход. Дефлектор 240 содержит полость 245, которая проходит через его осевую длину, и наклонную поверхность 250, форма которой позволяет направлять объекты к окну 220. Наклонная поверхность 250 в этом варианте осуществления является неотъемлемой частью дефлекторного узла 200 с окном и не требует установки отклоняющего устройства на более позднем этапе эксплуатации ни для создания выхода обсадной колонны, ни для завершения соединения. Это также позволяет оптимизировать ID доступ и диаметр выхода бокового ответвления, поскольку не требуются механизмы направления и фиксации для последующих отклонителей и дефлекторов, которые налагают дополнительные ограничения ID/доступа. Поскольку дефлектор 240 соединен с трубчатым корпусом 210 или сформирован за одно целое как его часть, окно 220 должно соответствующим образом совмещаться с наклонной поверхностью 250. Изображение того, как внутренний диаметр полости 245 может изменяться по осевой длине дефлектора 240 пока отсутствует.[0022] The baffle 240 is connected to or integrally formed as part of the tubular body 210, as shown in FIG. 2. Accordingly, the baffle 240 and the tubular body 210 with the window 220 are designed to be deployed in a single pass. The deflector 240 includes a cavity 245 that extends through its axial length and an inclined surface 250 shaped to guide objects toward the window 220. The inclined surface 250 in this embodiment is an integral part of the window deflector assembly 200 and does not require a deflector to be installed for more later in production, neither to create a casing outlet nor to complete the connection. It also allows optimization of the ID access and side branch exit diameter, as there is no need for guiding and locking mechanisms for subsequent diverters and baffles that impose additional ID/access restrictions. Since the deflector 240 is connected to or integrally formed as part of the tubular body 210, the window 220 must be properly aligned with the sloped surface 250. It is not yet clear how the inside diameter of the cavity 245 may vary along the axial length of the deflector 240.

[0023] Внутренняя поверхность 255 дефлектора 240 содержит выполненный по направлению в скважину фиксирующий профиль 260, который принимает узел защелки спускового инструмента, согласно дополнительному обсуждению, приведенному ниже. Профиль 260 защелки и узел защелки могут препятствовать относительному вращению между дефлектором 240 и спусковым инструментом. Одно или более уплотнений 265 (например, показаны три) могут присутствовать в дефлекторе 240 для дальнейшего использования в рабочем процессе.[0023] The inner surface 255 of the deflector 240 includes a downhole locking profile 260 that receives a running tool latch assembly, as discussed further below. The latch profile 260 and the latch assembly may prevent relative rotation between the deflector 240 and the trigger. One or more seals 265 (for example, three are shown) may be present in deflector 240 for later use in a workflow.

[0024] Дефлектор 240 в одном варианте осуществления может также содержать заслонку 270, которая может перемещаться из открытого состояния полости (как показано) в закрытое состояние полости (см. ФИГ. 5). Заслонка 270 может использоваться для герметизации забойного конца дефлектора 240 от попадания обломков во время последующих процессов бурения. Заслонка 270 может иметь дополнительное преимущество, обеспечивая функцию потери флюида, в случае необходимости. Специалисты в данной области техники понимают, что, хотя на ФИГ. 2 изображено заслонку 270, можно использовать другие механизмы защиты, которые остаются в пределах объема раскрытия. Например, вместо заслонки 270 можно использовать растворимый барьерный слой. В этом варианте осуществления для механизма защиты можно использовать растворимую в кислоте мембрану или аналогичный растворимый материал. В качестве альтернативы в качестве защитного механизма также можно использовать стеклянную пробку или другие подобные материалы, которые прокалываются ножкой соединения основного ствола при спуске.[0024] The deflector 240 in one embodiment may also include a shutter 270 that can move from an open state of the cavity (as shown) to a closed state of the cavity (see FIG. 5). The shutter 270 may be used to seal the bottom end of the deflector 240 from debris during subsequent drilling operations. The flapper 270 may have the additional benefit of providing a fluid loss function if necessary. Those skilled in the art will appreciate that although FIG. 2 shows a shutter 270, other protection mechanisms can be used that remain within the scope of the opening. For example, a soluble barrier layer may be used in place of the shutter 270. In this embodiment, an acid-soluble membrane or similar soluble material may be used for the protection mechanism. Alternatively, a glass stopper or other similar material can also be used as a safety mechanism, which is pierced by the main stem connection leg during descent.

[0025] Дефлекторный узел с окном, такой как дефлекторный узел 200 с окном, может иметь множество применений в скважинной системе. Однако в одном варианте осуществления дефлекторный узел 200 с окном особенно полезен в системе необсаженных скважин. При этом дефлекторный узел 200 с окном может также использоваться в скважинной системе с обсаженными стволами. Кроме того, дефлекторный узел с окном в соответствии с раскрытием может быть использован для уменьшения количества спусков и, следовательно, времени и затрат при создании многоствольных соединений, например, путем включения интегральной отклоняющей поверхности с уплотнительным устройством в качестве неотъемлемого компонента многоствольного технологического оконного узла или дефлекторного узла с боковым сжатием.[0025] A windowed deflector assembly, such as windowed deflector assembly 200, can have a variety of applications in a downhole system. However, in one embodiment, the window deflector assembly 200 is particularly useful in an open hole system. However, the deflector assembly 200 with a window can also be used in a cased hole system. In addition, a deflector assembly with a window in accordance with the opening can be used to reduce the number of descents and, therefore, time and costs when creating multi-barrel connections, for example, by including an integral deflecting surface with a sealing device as an integral component of a multi-barrel technological window assembly or deflector node with lateral compression.

[0026] На ФИГ. 3-9 изображена установка и описание использования дефлекторного узла 200 с окном, в соответствии с скважинной системой 300. Как уже обсуждалось ранее, скважинная система 300 может быть пробурена на берегу или в море. Согласно изображению на ФИГ. 3, для бурения основного ствола 320 скважины используется буровая компоновка 310. Буровая компоновка 310 в одном варианте осуществления также содержит расширитель 330, расположенный по направлению из скважины относительно бурового долота 340. Расширитель 330 увеличивает диаметр ствола 320 скважины, пробуренного буровым долотом 340. В некоторых скважинных системах 300 использование расширителя 330 может не потребоваться, и, таким образом, расширитель 330 может быть отсутствовать в буровой компоновке 310. На этом этапе скважинная система 300 может содержать множество башмаков 350 обсадных труб.[0026] FIG. 3-9 depicts the installation and use of the windowed deflector assembly 200 in accordance with the well system 300. As previously discussed, the well system 300 may be drilled onshore or offshore. According to the image in FIG. 3, a drilling assembly 310 is used to drill the main wellbore 320. The drilling assembly 310 in one embodiment also includes a reamer 330 located out of the wellbore relative to the drill bit 340. The reamer 330 increases the diameter of the wellbore 320 drilled by the drill bit 340. In some downhole systems 300, the use of reamer 330 may not be required, and thus reamer 330 may not be present in drilling assembly 310. At this stage, well system 300 may include a plurality of casing shoes 350.

[0027] Обратимся теперь к ФИГ. 4, после бурения основного ствола 320 скважины спусковой инструмент 410, который прикреплен к дефлекторному узлу 200 с окном (например, который содержит окно 220 и дефлектор 240), спускается в основной ствол 320 скважины. Спускной инструмент 410 устанавливает дефлекторный узел 200 с окном и устройство 420 заканчивания основного ствола скважины (которое может в некоторых вариантах осуществления содержать один или более фильтров 430 и разбухающих пакеров 440) в основном стволе 320 скважины, согласно изображению на ФИГ. 4. Спускной инструмент 410 может быть соединен с устройством 420 заканчивания основного ствола скважины через вертлюг 450 в некоторых вариантах осуществления. В некоторых вариантах осуществления вертлюг 450 может перемещаться между зафиксированным состоянием и освобожденным состоянием при необходимости. В других вариантах осуществления спусковой инструмент 410 может быть соединен с устройством 420 заканчивания основного ствола скважины с помощью резьбового соединения (не показано), муфты (не показано) или других подобных средств, известных в данной области техники. Спусковой инструмент 410 может вращать дефлекторный узел 200 с окном и устройство 420 заканчивания основного ствола скважины в желаемое направление после того, как спусковой инструмент 410 достигает желаемого положения внутри основного ствола 320 скважины.[0027] Referring now to FIG. 4, after the main wellbore 320 is drilled, the running tool 410, which is attached to the window deflector assembly 200 (eg, which includes a window 220 and a deflector 240), is run into the main wellbore 320. The running tool 410 sets the deflector assembly 200 with a window and the main wellbore completion 420 (which may, in some embodiments, include one or more screens 430 and swellable packers 440) in the main wellbore 320 as depicted in FIG. 4. The running tool 410 may be connected to the main wellbore completion 420 via a swivel 450 in some embodiments. In some embodiments, the swivel 450 can move between a locked state and a released state as needed. In other embodiments, the running tool 410 may be connected to the main wellbore completion 420 by a threaded connection (not shown), a coupling (not shown), or other similar means known in the art. The running tool 410 can rotate the window deflector assembly 200 and the main wellbore completion 420 in the desired direction after the running tool 410 reaches the desired position within the main wellbore 320.

[0028] Как обсуждалось ранее, фиксирующие устройства (например, фиксирующие ключи) 411, 412 на спусковом инструменте 410 и фиксирующие профили 230, 260 на дефлекторном узле 200 с окном соединяют с возможностью отсоединения спусковой инструмент 410 с дефлекторным узлом 200 с окном и, кроме того, предотвращают относительное вращение между ними. В одном варианте осуществления узел 412 защелки и фиксирующий профиль 260 обеспечивают большую часть соединения и поддержки. Это позволяет спусковому инструменту 410 вращать дефлекторный узел 200 с окном без передачи крутящего момента через стенку 215 трубчатого корпуса 210 с окном 220. Предотвращение передачи крутящего момента через стенку 215 трубчатого корпуса 210 поддерживает целостность дефлекторного узла 200 с окном во время его вращения. В изображенном варианте осуществления для установки и направления спускового инструмента 410 и связанных с ним компонентов используется инструмент 460 для телеметрического сопровождения бурения (MWD). Инструмент 460 MWD может дополнительно использоваться для установки окна 220, например, если он использовался при применениях на нижней стороне, согласно изображению на ФИГ. 4.[0028] As previously discussed, the locking devices (e.g., locking keys) 411, 412 on the trigger 410 and the locking profiles 230, 260 on the windowed deflector assembly 200 releasably connect the trigger 410 to the windowed deflector assembly 200 and, apart from moreover, prevent relative rotation between them. In one embodiment, the latch assembly 412 and locking profile 260 provide most of the connection and support. This allows trigger tool 410 to rotate window deflector assembly 200 without transmitting torque through wall 215 of windowed tubular body 210 220. Preventing torque transmission through wall 215 of tubular body 210 maintains integrity of windowed deflector assembly 200 during rotation. In the depicted embodiment, a drilling telemetry (MWD) tool 460 is used to position and guide the running tool 410 and its associated components. The MWD tool 460 may additionally be used to set the window 220, for example if used in underside applications as depicted in FIG. four.

[0029] После расположения и направления дефлекторного узла 200 с окном и устройства 420 заканчивания основного ствола скважины в основном стволе 320 скважины с помощью спускового инструмента 410, можно установить инструмент 470 для установки анкера (например, подвеска хвостовика или пакер для открытого ствола /анкерное крепление) внутри основного ствола 320 скважины, например, до извлечения спускового инструмента 410 из основного ствола 320 скважины. В одном примере гидравлику можно использовать для приведения в действие инструмента 470 для установки анкера. Инструмент 470 для установки анкера поддерживает положение и направление дефлекторного узла 200 с окном и устройства 420 заканчивания основного ствола скважины. Спуск, размещение и настройка дефлекторного узла 200 с окном и устройства 420 заканчивания основного ствола скважины, как описано выше, могут происходить за один спуск в скважину. Однако эти операции также могут выполняться при многократных спусках в скважину. После расположения дефлекторного узла 210 с окном внутри основного ствола 320 скважины и установки устройства 42 0заканчивания основного ствола скважины, спусковой инструмент 410 отсоединяется от дефлекторного узла 210 с окном и устройства 420 заканчивания основного ствола скважины и извлекается из основного ствола 320 скважины.[0029] After positioning and guiding the window deflector assembly 200 and the main wellbore completion 420 in the main wellbore 320 with the running tool 410, an anchor setting tool 470 (e.g. ) within the main wellbore 320, for example, before the running tool 410 is withdrawn from the main wellbore 320. In one example, hydraulics may be used to actuate the anchor setting tool 470. The anchor setting tool 470 maintains the position and direction of the window deflector assembly 200 and the main wellbore completion 420. Running, placing, and setting up the window deflector assembly 200 and the main wellbore completion 420, as described above, can occur in a single run into the well. However, these operations can also be performed with multiple runs into the well. After positioning the window deflector assembly 210 within the main wellbore 320 and installing the main wellbore completion device 420, the running tool 410 is disconnected from the windowed deflector assembly 210 and the main wellbore completion 420 and retrieved from the main wellbore 320.

[0030] Согласно изображению на ФИГ. 5, буровая установка 500 проходит через обмотка 225 и окно 220 в трубчатом корпусе 210 и приступает к бурению бокового ствола 510 скважины. В некоторых вариантах осуществления, таких как изображенное применение на нижней части скважины, с помощью силы тяжести буровой компоновки 500, вызывающей прохождение буровой компоновки 500 через обмотку. В других вариантах осуществления буровая компоновка 500 отклоняется со смещением от наклонных поверхностей 250 дефлекторного узла 210 с окном, как и в применениях в верхней части скважины. В некоторых вариантах осуществления буровая компоновка 500 может использоваться для бурения всего бокового ствола 510 скважины. В других вариантах осуществления буровая компоновка 500 представляет собой специальное выходное долото, которое извлекается из бокового ствола 510 скважины после бурения через обмотку 225, основной ствол 320 скважины и начальную часть бокового ствола 510 скважины, а вторая обычная буровая компоновка спускается в скважину для завершения бурения бокового ствола 510 скважины.[0030] As depicted in FIG. 5, drilling rig 500 passes through coil 225 and port 220 in tubular body 210 and proceeds to drill sidetrack 510. In some embodiments, such as the downhole application illustrated, gravity of the drilling assembly 500 causes the drilling assembly 500 to pass through the winding. In other embodiments, the drilling assembly 500 deviates offset from the sloped surfaces 250 of the window deflector assembly 210, as in uphole applications. In some embodiments, the drilling assembly 500 may be used to drill the entire sidetrack 510 of the well. In other embodiments, the drilling assembly 500 is a special exit bit that is retrieved from the lateral wellbore 510 after drilling through the winding 225, the main wellbore 320, and the initial part of the lateral wellbore 510, and the second conventional drilling assembly is run into the well to complete the drilling of the lateral wellbore. wellbore 510.

[0031] После бурения бокового ствола 510 скважины буровая компоновка 500 извлекается из бокового ствола 510 скважины и основного ствола 320 скважины, а устройство 620 заканчивания бокового ствола скважины спускается в скважину с помощью спускового инструмента (не показано), согласно изображению на ФИГ. 6. В одном варианте осуществления спусковой инструмент содержит извлекающий инструмент (не показано). Подобно устройству 420 заканчивания основного ствола скважины, устройство 620 заканчивания бокового ствола скважины в некоторых вариантах осуществления содержит один или более фильтров 630 и разбухающих пакеров 640, а также канал 650 верхнего уплотнения хвостовика. Набухающие пакеры 640 в одном варианте осуществления сохраняют положение устройства 620 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 510 скважины. Устройство 620 заканчивания бокового ствола скважины при развертывании отклоняется со смещением от дефлекторного узла 200 с окном и проходит через окно 220 в боковой ствол 510 скважины. После достижения устройством 620 заканчивания бокового ствола скважины желаемого положения в боковом стволе 510 скважины, согласно изображению на ФИГ. 6, оно освобождается от спускового инструмента. Устройство 620 заканчивания бокового ствола скважины может быть освобождено путем закачки флюида в скважину для увеличения внутреннего давления спускового инструмента и приведения в действие клапана в сборе (не показано). В другом варианте осуществления электронный сигнал может приводить в действие клапан в сборе.[0031] After drilling the lateral wellbore 510, the drilling assembly 500 is retrieved from the lateral wellbore 510 and the main wellbore 320, and the lateral wellbore completion 620 is run into the well using a running tool (not shown) as depicted in FIG. 6. In one embodiment, the trigger tool includes a retrieval tool (not shown). Like the main wellbore completion 420, the lateral wellbore completion 620 in some embodiments includes one or more screens 630 and swellable packers 640, as well as an upper liner seal channel 650. The swellable packers 640 in one embodiment maintain the position of the lateral completion 620 in the lateral wellbore 510. The lateral completion 620, when deployed, deflects offset from the window deflector assembly 200 and passes through the window 220 into the lateral wellbore 510. After the lateral completion 620 has reached the desired position in the lateral wellbore 510 as depicted in FIG. 6, it is released from the trigger tool. The sidetrack completion 620 can be released by pumping fluid into the well to increase the internal pressure of the running tool and actuate a valve assembly (not shown). In another embodiment, the electronic signal may actuate the valve assembly.

[0032] Согласно изображению на ФИГ. 7, соединение 710 хвостовика может быть расположено в основном стволе 320 скважины и боковом стволе 510 скважины. Соединение 710 хвостовика в изображенном варианте осуществления содержит ногу 720 соединения хвостовика в основном стволе и ногу 730 соединения хвостовика в боковом стволе. Нога 730 соединения хвостовика бокового ствола обычно первой входит в ствол скважины, поскольку она часто является более длинной чем две ноги 720, 730 соединения хвостовика. Нога 730 соединения хвостовика бокового ствола обычно входит в отверстие 650 уплотнения головки хвостовика, согласно изображению на ФИГ. 7. В изображенном варианте осуществления нога 720 соединения хвостовика основного ствола может содержать башмак 722 с наклонной частью 724. Наклонная часть 724 на башмаке 722 помогает установить ногу 720 соединения хвостовика основного ствола внутри дефлектора 240. Кроме того, наклонная часть 724 помогает открывать заслонку 270. Нога 720 соединения хвостовика основного ствола уплотняется самостоятельно в основном 320 стволе скважины с помощью уплотнений 265. [0032] As depicted in FIG. 7, a liner connection 710 may be located in the main wellbore 320 and the lateral wellbore 510. The liner connection 710 in the depicted embodiment includes a liner connection leg 720 in the main borehole and a liner connection leg 730 in the sidetrack. The sidetrack liner leg 730 usually enters the wellbore first, as it is often longer than the two liner legs 720, 730. The sidetrack liner connection leg 730 typically fits into the liner head seal hole 650 as depicted in FIG. 7. In the illustrated embodiment, the main shaft liner leg 720 may include a shoe 722 with a ramp 724. The ramp 724 on the shoe 722 assists in positioning the main bore liner leg 720 within the deflector 240. In addition, the ramp 724 assists in opening the shutter 270. The main bore liner connection leg 720 is self-sealing in the main wellbore 320 with seals 265.

[0033] В одном варианте осуществления соединение 710 хвостовика развертывается в скважине одновременно с центрирующей втулкой 740 обсадной колонны. Центрирующая втулка 740 обсадной колонны выполнена с возможностью центрирования соединения 710 хвостовика (например, нога 720 соединения хвостовика основного ствола и нога 730 соединения хвостовика бокового ствола) надлежащим образом в основном стволе 320 скважины и боковом стволе 510 скважины. Кроме того, одновременно с развертыванием соединения 710 хвостовика и центрирующей втулки 740 обсадной колонны, может быть развернут второй дефлекторный узел 750 с окном и связанный с ним инструмент 760 для установки анкера. Как понимает специалист в данной области техники, для развертывания этих элементов можно использовать типичный спусковой инструмент (изображение отсутствует). Кроме того, в изображенном варианте осуществления MWD (изображение отсутствует) может использоваться для установки и направления спускового инструмента и связанных с ним компонентов. Если соединение 710 хвостовика находится на месте, второй инструмент 760 для установки анкера может приводиться в действие гидравлически для фиксации всех элементов на месте.[0033] In one embodiment, the liner connection 710 is deployed in the well simultaneously with the casing centering sleeve 740. The casing centering sleeve 740 is configured to center the liner connection 710 (eg, the main hole liner connection leg 720 and the sidetrack liner connection leg 730) properly in the main wellbore 320 and the sidetrack wellbore 510. In addition, concurrent with the deployment of the liner connection 710 and the casing centering sleeve 740, the second window deflector assembly 750 and associated anchor setting tool 760 may be deployed. As one skilled in the art would appreciate, a typical trigger tool (not shown) can be used to deploy these elements. Also, in the depicted embodiment, the MWD (not shown) can be used to position and guide the trigger and associated components. If the shank connection 710 is in place, the second anchor setting tool 760 can be hydraulically actuated to lock all elements in place.

[0034] Вариант осуществления, изображенный на ФИГ.7, выполнен как трехсторонняя система, в отличие от двухсторонней системы. Специалисты в данной области техники понимают, что принципы настоящего раскрытия могут быть штабелированы и, таким образом, могут использоваться в отношении любого количества стволов в системе многоствольных скважин. Таким образом, предполагается, что любое количество боковых стволов скважины может быть пробурено с использованием принципов настоящего раскрытия, и если это так, изложенная выше методология будет повторяться для создания дополнительных боковых стволов.[0034] The embodiment depicted in FIG. 7 is designed as a three-way system, as opposed to a two-way system. Those skilled in the art will appreciate that the principles of the present disclosure can be stacked and thus can be applied to any number of wellbores in a multilateral well system. Thus, it is contemplated that any number of lateral wellbores can be drilled using the principles of the present disclosure, and if so, the above methodology will be repeated to create additional laterals.

[0035] Обратимся теперь к ФИГ. 8, на которой изображена система законченной многоствольной скважины. В этой системе многоствольной скважины отдельные клапаны-регуляторы притока (КРП) 820, 830, 840 могут использоваться для управления потоком флюида и/или газа из основного ствола 320 скважины, нижнего бокового ствола 510 скважины и верхнего бокового ствола 810 скважины соответственно. В качестве КРП, 820, 830, 840 могут использоваться скользящие муфты, которые можно открывать и/или закрывать электронным способом с использованием троса или, альтернативно, любого другого известного процесса. Соответственно, настоящее раскрытие не должно ограничиваться каким-либо конкретным КРП. Система законченной многоствольной скважины дополнительно содержит нижний боковой разбухающий/изоляционный пакер 850 и эксплуатационный разбухающий/изоляционный пакер 860 в некоторых вариантах осуществления. Соответственно, основной ствол 320 скважины, нижний боковой ствол 510 скважины и верхний боковой ствол 810 скважины изолированы с помощью разбухающих/изолирующих пакеров 850, 860, соответственно, и управляются с помощью КРП 820, 830, 840 соответственно. Специалисты в данной области техники понимают, что процессы, необходимые для развертывания разбухающих/изоляционных пакеров 850, 860 и КРП 820, 830, 840, включая их спуск в забой после основного ствола 320 скважины, нижнего бокового ствола скважины 510 и верхнего бокового ствола 810 скважины, в основном завершены. [0035] Referring now to FIG. 8, which depicts a completed multilateral well system. In this multilateral well system, separate inflow control valves (ICVs) 820, 830, 840 may be used to control the flow of fluid and/or gas from the main wellbore 320, the lower lateral wellbore 510, and the upper lateral wellbore 810, respectively. Sliding sleeves, which can be opened and/or closed electronically using a cable, or alternatively any other known process, can be used as CRs, 820, 830, 840. Accordingly, the present disclosure should not be limited to any particular KRP. The completed multilateral well system further comprises a lower lateral swell/isolation packer 850 and a production swell/isolation packer 860 in some embodiments. Accordingly, the main wellbore 320, the lower lateral wellbore 510, and the upper lateral wellbore 810 are isolated by swellable/isolation packers 850, 860, respectively, and are controlled by PIUs 820, 830, 840, respectively. Those skilled in the art will appreciate that the processes required to deploy the swellable/insulating packers 850, 860 and PIUs 820, 830, 840, including running them downhole after the main wellbore 320, the lower lateral wellbore 510, and the upper lateral wellbore 810 , basically completed.

[0036] Обратимся теперь к ФИГ. 9, на которой изображена система многоствольной скважины, использующая меньшие элементы, чем те, которые использовались в системе многоствольной скважины, изображенной на ФИГ. 8. По сути, размер соединения определяется размером последнего башмака обсадной колонны. Следовательно, аспекты настоящего раскрытия масштабируемы. [0036] Referring now to FIG. 9, which depicts a multilateral well system using smaller features than those used in the multilateral well system shown in FIG. 8. Essentially, the connection size is determined by the size of the last casing shoe. Therefore, aspects of the present disclosure are scalable.

[0037] Хотя на ФИГ. 3-9 изображено использование дефлекторного узла 200 с окном с относительно сложными типами заканчивания резервуара, дефлекторный узел 200 с окном этим не ограничивается. Дефлекторный узел 200 с окном может использоваться с различными другими типами заканчивания коллектора, такими как цементированные и перфорированные эксплуатационные хвостовики, заканчивание скважины со спуском хвостовика с щелевыми прорезями с или без разбухающих/изолирующих пакеров и/или ступенчатое цементирование, фильтры для контроля песка с разбухающими/изоляционными пакерами или без них, заканчивание с применением гравийной набивки в открытом стволе или заканчивание с гидроразрывом и другие типы заканчивания, известные в данной области техники. Таким образом, хотя на ФИГ. 3-9 изображено заканчивание противопесочного фильтра, предполагается, что система потенциально может приспособиться практически к любому методу заканчивания с использованием некоторых дополнительных операций или действий, в зависимости от требований конкретной скважины/применения.[0037] Although FIG. 3-9 depicts the use of a deflector assembly 200 with a window with relatively complex types of reservoir completions, the deflector assembly 200 with a window is not limited to this. The window deflector assembly 200 can be used with various other types of reservoir completions such as cemented and perforated production liners, slotted liner completions with or without swellable/isolated packers and/or staged cementing, sand control screens with swellable/ with or without isolation packers, openhole gravel pack or hydraulic fracturing completions, and other types of completions known in the art. Thus, although in FIG. 3-9 shows a sand screen completion, it is assumed that the system can potentially accommodate almost any completion method with some additional steps or actions, depending on the requirements of the particular well/application.

[0038] В альтернативном варианте осуществления дефлекторный узел с окном может быть установлен после завершения основного ствола скважины при отдельном спуске. Для этого можно использовать концепцию верхней части хвостовика, аналогичную боковому стволу, для направления, фиксации и герметизации окна/дефлектора в верхней части хвостовика основного ствола скважины. В соответствии с этим вариантом осуществления нижнее заканчивание основного ствола может иметь любое описание (например, ступенчатый зацементированный/перфорированный хвостовик, заканчивание с использованием сбрасываемого шара/муфты или предварительно перфорированная или прорезанная труба в открытом стволе, среди прочего. В другом варианте осуществления дефлекторный узел с окном может иметь сплошную пластину, закрывающую окно, для того, чтобы хвостовик/устройство заканчивания проходили через нее. В этом варианте осуществления то, что сейчас является боковой облицовкой и закрывающей пластиной отклонителя, можно перфорировать с помощью некоторых ориентируемых перфораторов, например, для восстановления гидравлического доступа к основному стволу для добычи/нагнетания. Кроме того, заканчивание боковой ветви может быть любого типа, как и в случае основного ствола скважины.[0038] In an alternative embodiment, the windowed deflector assembly may be installed after completion of the main wellbore in a separate trip. To do this, you can use the concept of the top of the liner, similar to the sidetrack, to guide, fix and seal the window/deflector in the top of the liner of the main wellbore. In accordance with this embodiment, the lower main hole completion may have any description (e.g., a stepped cemented/perforated liner, a drop ball/sleeve completion, or a pre-perforated or slotted pipe in an open hole, among others. In another embodiment, a deflector assembly with The window may have a solid plate covering the window for the liner/completion to pass through.In this embodiment, what is now the side liner and whipstock cover plate can be perforated with some orientable perforators, for example to restore hydraulic access to the main wellbore for production/injection In addition, the lateral completion can be of any type, as in the case of the main wellbore.

[0039] Обратимся теперь к ФИГ. 10-11, на которых изображен альтернативный вариант осуществления установки и описание использования дефлекторного узла 1020 с окном в скважинной системе 1010. Вариант осуществления, изображенный на ФИГ. 10-11 во многих отношениях аналогичен варианту осуществления, изображенному на ФИГ. 4-5, который обсуждается выше. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции могут использоваться для обозначения подобных, если не идентичных, элементов. Вариант осуществления, изображенный на ФИГ. 10-11, отличается тем, что дефлекторный узел 1020 с окном спускается в скважину на хвостовике 1030, а после этого хвостовик 1030 и дефлекторный узел 1020 с окном цементируются 1040 на место в основном стволе 320 скважины. Согласно изображению на ФИГ. 11, буровая компоновка 1050 может затем использоваться для бурения через обмотку дефлекторного узла 1020 с окном и цементирования 1040 в этом варианте осуществления, тем самым формируя боковой ствол 1060 скважины.[0039] Referring now to FIG. 10-11, which depict an alternative embodiment of the installation and a description of the use of the deflector assembly 1020 with a window in the downhole system 1010. The embodiment depicted in FIG. 10-11 is similar in many respects to the embodiment depicted in FIG. 4-5 discussed above. Accordingly, the same reference numerals may be used to refer to similar, if not identical, elements. The embodiment shown in FIG. 10-11 is characterized in that the window deflector assembly 1020 is run into the well on a liner 1030 and thereafter the liner 1030 and the window deflector assembly 1020 are cemented 1040 into place in the main wellbore 320. According to the image in FIG. 11, the drilling assembly 1050 can then be used to drill through the winding of the windowed deflector assembly 1020 and cement 1040 in this embodiment, thereby forming the well sidetrack 1060.

[0040] Раскрытые в данном документе аспекты содержат:[0040] Aspects disclosed herein include:

Дефлекторный узел с окном, содержащий: 1) трубчатый корпус, причем трубчатый корпус имеет сквозное окно; 2) обмотку, закрывающую окно; и 3) дефлектор, соединенный с трубчатым корпусом или сформированный за одно целое как его часть.A deflector assembly with a window, comprising: 1) a tubular body, the tubular body having a through window; 2) a winding covering the window; and 3) a baffle connected to or integrally formed as part of the tubular body.

Скважинная система содержит: А) основной ствол скважины, проходящий через один или более подземных пластов; Б) боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины; В) дефлекторный узел с окном, расположенный на соединении между основным стволом скважины и боковым стволом скважины, причем дефлекторный узел с окном содержит: 1) трубчатый корпус, причем трубчатый корпус имеет сквозное окно; 2) обмотку, закрывающую по меньшей мере часть окна, при этом трубчатый корпус содержит первый материал, имеющий первый предел текучести, а обмотка содержит второй материал, имеющий второй меньший предел текучести; и 3) дефлектор, соединенный с трубчатым корпусом или сформированный за одно целое как его часть.The well system comprises: A) a main wellbore extending through one or more subterranean formations; B) a lateral wellbore extending from the main wellbore; B) a deflector assembly with a window located at the junction between the main wellbore and the lateral wellbore, the deflector assembly with a window comprising: 1) a tubular body, the tubular body having a through window; 2) a winding covering at least part of the window, wherein the tubular body contains a first material having a first yield strength, and the winding contains a second material having a second lower yield strength; and 3) a baffle connected to or integrally formed as part of the tubular body.

Способ формирования скважинной системы, включающий: А) формирование основного ствола скважины через один или более подземных пластов; В) размещение дефлекторного узла с окном в желаемом месте бокового соединения в основном стволе скважины, при этом дефлекторный узел с окном содержит: 1) трубчатый корпус, причем трубчатый корпус имеет сквозное окно; 2) обмотку, закрывающую по меньшей мере часть окна, при этом трубчатый корпус содержит сталь, имеющую первый предел текучести, а обмотка содержит материал, имеющий второй меньший предел текучести; и 3) дефлектор, соединенный с трубчатым корпусом или сформированный за одно целое как его часть; и С) формирование бокового ствола скважины со смещением от основного ствола скважины, включающее бурение через обмотку, покрывающую по меньшей мере часть окна, в подземный пласт.A method for forming a well system, including: A) forming a main wellbore through one or more subterranean formations; B) placing a windowed deflector assembly at a desired lateral connection location in the main wellbore, wherein the windowed deflector assembly comprises: 1) a tubular body, the tubular body having a through window; 2) a winding covering at least part of the window, wherein the tubular body contains steel having a first yield strength, and the winding contains a material having a second lower yield strength; and 3) a baffle connected to or integrally formed as part of the tubular body; and C) forming a lateral wellbore offset from the main wellbore, including drilling through a winding covering at least a portion of the window into the subterranean formation.

[0041] Аспекты A, В и С могут содержать один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: в котором обмотка содержит неферромагнитный материал. Элемент 2: в котором обмотка содержит алюминий или его сплав. Элемент 3: в котором обмотка содержит армированный пластик, стекловолокно, композит или углеродное волокно. Элемент 4: в котором обмотка имеет предел текучести 30 тысяч фунтов на квадратный дюйм или менее. Элемент 5: в котором обмотка имеет предел текучести 10 тысяч фунтов на квадратный дюйм или менее. Элемент 6: в котором обмотка имеет предел текучести от 5 до 18 тысяч фунтов на квадратный дюйм. Элемент 7: в котором трубчатый корпус содержит сталь, имеющую первый предел текучести, а обмотка содержит материал, имеющий второй меньший предел текучести. Элемент 8: в котором обмотка представляет собой трубчатую обмотку, которая полностью проходит вокруг трубчатого корпуса, чтобы закрыть окно. Элемент 9: в котором обмотка закрывает окно, но не проходит полностью вокруг трубчатого корпуса. Элемент 10: дополнительно содержащий выполненный по направлению из скважины фиксирующий профиль, расположенный на внутренней поверхности трубчатого корпуса. Элемент 11: в котором дефлектор содержит выполненную по направлению в скважину наклонную поверхность. Элемент 12: в котором окно расположено в стенке трубчатого корпуса напротив выполненной по направлению в скважину наклонной поверхности. Элемент 13: дополнительно содержащий выполненный по направлению в скважину фиксирующий профиль, расположенный на внутренней поверхности дефлектора. Элемент 14: в котором дефлектор содержит полость, которая проходит по его осевой длине, и дополнительно содержащий защитный механизм для открытия и закрытия полости. Элемент 15: в котором защитный механизм представляет собой заслонку, проходящую от дефлектора и выполненную с возможностью перемещения между открытым состоянием полости и закрытым состоянием полости. Элемент 16: дополнительно содержащий одно или более уплотнений, расположенных вдоль внутренней поверхности дефлектора. Элемент 17: в котором дефлектор закреплен с возможностью вращения относительно трубчатого корпуса и окна.[0041] Aspects A, B, and C may comprise one or more of the following optional elements in combination: Element 1: wherein the winding contains a non-ferromagnetic material. Element 2: in which the winding contains aluminum or its alloy. Element 3: in which the winding contains reinforced plastic, fiberglass, composite or carbon fiber. Element 4: in which the winding has a yield strength of 30 thousand psi or less. Element 5: in which the winding has a yield strength of 10 thousand psi or less. Element 6: in which the winding has a yield strength of 5 to 18 thousand pounds per square inch. Element 7: in which the tubular body contains steel having a first yield strength, and the winding contains a material having a second lower yield strength. Element 8: in which the winding is a tubular winding that extends completely around the tubular body to close the window. Element 9: in which the winding closes the window but does not extend completely around the tubular body. Element 10: additionally containing a fixing profile made in the direction from the well, located on the inner surface of the tubular body. Element 11: in which the deflector contains an inclined surface made in the direction of the well. Element 12: in which the window is located in the wall of the tubular body opposite the inclined surface made towards the borehole. Element 13: additionally containing a fixing profile made in the direction of the well, located on the inner surface of the deflector. Element 14: in which the deflector contains a cavity that extends along its axial length, and additionally containing a protective mechanism for opening and closing the cavity. Element 15: in which the protective mechanism is a shutter extending from the baffle and configured to move between the open state of the cavity and the closed state of the cavity. Element 16: additionally containing one or more seals located along the inner surface of the deflector. Element 17: in which the deflector is rotatably fixed relative to the tubular body and the window.

[0042] 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. [0042] Those skilled in the art to which this application relates will appreciate that other and additional additions, deletions, substitutions, and modifications may be made to the described embodiments.

Claims

1. A deflector assembly with a window for a multilateral well, comprising:

a tubular body, the tubular body comprising a through window and a downhole profile located on the inner surface of the tubular body;

winding covering the window; and

a deflector connected to or integrally formed with the tubular body, the deflector having a cavity that extends along its axial length;

downhole inclined surface;

downhole locking profile located on the inner surface of the downhole inclined surface deflector;

a protective mechanism located between the downhole inclined surface and the downhole locking profile for opening and closing the cavity, wherein at least a portion of the protective mechanism is radially aligned with the window.

2. A deflector unit with a window according to claim 1, characterized in that the winding contains a non-ferromagnetic material.

3. Deflector assembly with a window according to claim 1, characterized in that the winding contains aluminum or its alloy.

4. Baffle unit with a window according to claim 1, characterized in that the winding contains reinforced plastic, fiberglass, composite or carbon fiber.

5. The window deflector assembly of claim 1, wherein the winding has a yield strength of 207 MPa (30 ksi) or less, or characterized in that the winding has a yield strength of 69 MPa (10 ksi) ) or less, or characterized in that the winding has a yield strength in the range of 5 to 18 thousand pounds per square inch.

6. The deflector unit with a window according to claim 1, characterized in that the tubular body contains steel having a first yield strength, and the winding contains a material having a second lower yield strength.

7. Baffle assembly with a window according to claim 1, characterized in that the winding is a tubular winding that completely passes around the tubular body to close the window, or characterized in that the winding closes the window, but does not completely pass around the tubular body.

8. Deflector unit with a window according to claim 1, characterized in that the window is located in the wall of the tubular body opposite the inclined surface made towards the well.

9. The deflector assembly with a window according to claim 1, additionally containing one or more seals located along the inner surface of the deflector.

10. The deflector unit with a window according to claim 1, characterized in that the deflector is fixed for rotation relative to the tubular body and the window.

11. A multilateral well system, comprising:

the main wellbore passing through one or more subterranean formations;

a lateral wellbore extending from the main wellbore;

a deflector assembly with a window located at the junction between the main wellbore and the lateral wellbore, the deflector assembly with a window comprising:

a tubular body, and the tubular body contains a through window;

a winding covering at least a portion of the window, wherein the tubular body contains a first material having a first yield strength, and the winding contains a second material having a second lower yield strength; and

a deflector connected to or integrally formed with the tubular body,

moreover, the deflector contains a cavity that runs along its axial length;

downhole inclined surface;

12. A method for forming a multilateral well system, including:

forming the main wellbore through one or more subterranean formations;

placement of a deflector assembly with a window at the desired location of the lateral connection in the main wellbore, while the deflector assembly with a window contains:

a tubular body, and the tubular body contains a through window;

a winding covering at least part of the window, wherein the tubular body contains steel having a first yield strength, and the winding contains a material having a second lower yield strength; and

downhole inclined surface;

a protective mechanism located between the downhole slope and the downhole locking profile for opening and closing the cavity, wherein at least a portion of the protective mechanism is radially aligned with the window; and

formation of a lateral wellbore with an offset from the main wellbore, including drilling through a winding covering at least a part of the window into the underground formation.