RU2779959C1 - Drilling window assembly to control the geometry of the connection of a multilateral well bore - Google Patents

Drilling window assembly to control the geometry of the connection of a multilateral well bore Download PDF

Info

Publication number
RU2779959C1
RU2779959C1 RU2021139531A RU2021139531A RU2779959C1 RU 2779959 C1 RU2779959 C1 RU 2779959C1 RU 2021139531 A RU2021139531 A RU 2021139531A RU 2021139531 A RU2021139531 A RU 2021139531A RU 2779959 C1 RU2779959 C1 RU 2779959C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
casing
tubular
precut
side wall
wellbore
Prior art date
Application number
RU2021139531A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Майкл Вернер КУЛМАН
Нил Хепбёрн
Франклин Чарльз РОДРИГЕЗ
Стюарт Александер Телфер
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2779959C1 publication Critical patent/RU2779959C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: inventions group relates to drilling multilateral oil and gas wells. The drilled window assembly contains the first pre-cut casing connection, containing the first tubular casing string element, having two or more grooves offset in the radial direction along its inner surface, located at an equal distance around the first tubular casing string element, the second pre-cut casing string connection, connected to the first pre-cut casing connection. The second precut joint comprises a second tubular casing member having a sidewall hole formed therein and an outer sleeve surrounding the sidewall hole in the second tubular casing member.
EFFECT: number of operations is reduced, time costs are reduced, access to lateral wellbores is simplified.
15 cl, 17 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[1] Данная заявка испрашивает приоритет заявки США №16/940,507, поданной 28 июля 2020 г. и озаглавленной «A DRILLABLE WINDOW ASSEMBLY FOR CONTROLLING THE GEOMETRY OF A MULTILATERAL WELLBORE JUNCTION», которая испрашивает преимущество предварительной заявки на патент США №62/885,886, поданной 13 августа 2019 г. и озаглавленной «METHOD AND APPARATUS FOR CONTROLLING THE GEOMETRY OF A LOW SIDE MILLED EXIT USED IN MULTILATERAL WELLBORE JUNCTION CONSTRUCTION», обе из которых принадлежат тому же правообладателю, что и данная заявка, и полностью включены в данный документ посредством ссылки.[1] This application claims the benefit of U.S. Application No. 16/940,507, filed July 28, 2020, entitled "A DRILLABLE WINDOW ASSEMBLY FOR CONTROLLING THE GEOMETRY OF A MULTILATERAL WELLBORE JUNCTION", which claims the benefit of U.S. Provisional Application No. 62/885,886 filed August 13, 2019 and entitled "METHOD AND APPARATUS FOR CONTROLLING THE GEOMETRY OF A LOW SIDE MILLED EXIT USED IN MULTILATERAL WELLBORE JUNCTION CONSTRUCTION", both of which belong to the same copyright holder as this application and are incorporated herein in their entirety through a link.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION

[2] Нестандартные месторождения очень конкурентоспособны. На таких месторождениях наблюдается тенденция к использованию более длинных горизонтальных скважин для увеличения контакта с пластом. Многоствольные стволы скважин предлагают альтернативный подход для максимального увеличения контакта с пластом. Многоствольные стволы скважин содержат один или более боковых стволов скважины, отходящих 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.[2] Non-standard deposits are very competitive. In such fields, there is a trend towards using longer horizontal wells to increase reservoir contact. Multilateral wellbores offer an alternative approach to maximize reservoir contact. Multilateral wellbores comprise 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.

[3] Многоствольный ствол скважины может содержать одно или более окон или выходов из обсадной колонны, позволяющих образовывать соответствующие боковые стволы скважины. Окно или выход из обсадной колонны для многоствольного ствола скважины традиционно может быть образован путем размещения сплошного узла скважинного отклонителя в обсадной колонне с помощью спускного инструмента в требуемом местоположении в основном стволе скважины. Узел скважинного отклонителя могут использовать для отклонения фрезера для прорезывания окон относительно обсадной колонны. Отклоненный фрезер для прорезывания окон проникает в часть соединения обсадной колонны, образуя окно или выход из обсадной колонны в обсадной колонне, а затем извлекается из ствола скважины. Затем через выход из обсадной колонны для бурения бокового ствола скважины могут быть введены буровые компоновки.[3] A multilateral wellbore may include one or more openings or casing outlets to form respective lateral wellbores. A casing window or outlet for a multilateral wellbore can conventionally be formed by placing a solid diverter assembly in the casing with a running tool at a desired location in the main wellbore. The whipstock assembly may be used to deflect the window cutter relative to the casing. The deflected window cutter penetrates the casing connection portion, forming a casing window or outlet in the casing, and then retrieved from the wellbore. Drilling assemblies may then be inserted through the sidetrack exit of the casing.

[4] Строительство стандартных многоствольных стволов скважин не интегрируется надлежащим образом с гидроразрывом в нестандартных месторождениях. Например, нестандартные проекты конструкции многоствольных стволов скважин и способы повторного входа в них значительно увеличивают общую стоимость строительства скважин, так что многоствольные скважины не могут быть экономически жизнеспособным решением по сравнению с множеством одиночных скважин. Следовательно, в данной области техники требуется новый способ строительства скважин и инструменты, которые сокращают количество требуемых операций по строительству соединений в многоствольных скважинах и сводят к минимуму потребность в дополнительных днях работы установок для капитального ремонта скважин, путем обеспечения упрощенного решения выборочного доступа для 2 или более боковых стволов для выполнения любых необходимых операций по гидроразрыву.[4] The construction of standard multilateral wellbores does not integrate well with hydraulic fracturing in non-standard fields. For example, non-standard multilateral wellbore designs and re-entry methods greatly increase the overall cost of well construction such that multilateral wells may not be an economically viable solution compared to multiple single wells. Therefore, the art requires a new well construction method and tools that reduce the number of required connection construction operations in multilateral wells and minimize the need for additional days of workover rigs by providing a simplified selective access solution for 2 or more sidetracks to perform any necessary hydraulic fracturing operations.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS

[5] Далее приведена ссылка на следующее описание вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:[5] The following is a reference to the following description, together with the accompanying drawings, in which:

[6] на фиг. 1 представлен схематический вид нефтегазовой системы в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытым в данном документе;[6] in FIG. 1 is a schematic view of an oil and gas system in accordance with one or more embodiments disclosed herein;

[7] на фиг. 2A-2D проиллюстрирован один вариант реализации узла пробуриваемого окна, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения;[7] in FIG. 2A-2D illustrate one embodiment of a drillable window assembly designed and manufactured in accordance with one embodiment of the present invention;

[8] на фиг. 3A и 3B проиллюстрированы различные виды выходного узла, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[8] in FIG. 3A and 3B illustrate various views of an exit assembly designed, manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;

[9] на фиг. 4-12 проиллюстрированы различные увеличенные виды одного варианта реализации способа изготовления многоствольной скважины в соответствии с данным изобретением; и[9] in FIG. 4-12 illustrate various enlarged views of one embodiment of a method for manufacturing a multilateral well in accordance with the present invention; and

[10] на фиг. 13 проиллюстрирована альтернативная многоствольная скважина, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения.[10] in FIG. 13 illustrates an alternative multilateral well designed, constructed and operated in accordance with one embodiment of the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[11] Подземный пласт, содержащий углеводороды нефти или газа, может называться пластовым резервуаром, причем пластовый резервуар может быть расположен на суше или на шельфе. Пластовые резервуары обычно расположены в диапазоне от нескольких сотен футов (неглубокие пластовые резервуары) до десятков тысяч футов (сверхглубокие пластовые резервуары). Для добычи нефти, газа или других флюидов из пластового резервуара скважину бурят вглубь пластового резервуара или рядом с пластовым резервуаром.[11] A subterranean formation containing oil or gas hydrocarbons may be referred to as a reservoir, and the reservoir may be located onshore or offshore. Reservoirs are typically located in the range of several hundred feet (shallow reservoirs) to tens of thousands of feet (ultra deep reservoirs). To produce oil, gas, or other fluids from a reservoir, a well is drilled into or near the reservoir.

[12] Скважина может включать в себя, без ограничения, нефтяную, газовую или водную добывающую скважину или нагнетательную скважину. Используемый в данном документе термин «скважина» включает в себя по меньшей мере один ствол скважины, имеющий стенку ствола скважины. Ствол скважины может содержать вертикальные, наклонные и горизонтальные участки и может быть прямым, изогнутым или разветвленным. Используемый в данном документе термин «ствол скважины» включает в себя любой обсаженный и любой необсаженный участок ствола необсаженного ствола скважины. Призабойная зона ствола скважины представляет собой подземный материал и породу подземного пласта, окружающего ствол скважины. Используемый в данном документе термин «скважина» также включает в себя призабойную зону ствола скважины. Обычно считается, что призабойная зона ствола скважины обычно представляет собой зону в пределах около 100 футов от ствола скважины. Используемый в данном документе термин «в скважину» означает и включает в себя вход в любой участок скважины, в том числе в ствол скважины или в призабойную зону ствола скважины через ствол скважины.[12] A well may include, without limitation, an oil, gas, or water production well or an injection well. As used herein, the term "well" includes at least one wellbore having a wellbore wall. The wellbore may contain vertical, inclined and horizontal sections and may be straight, curved or branched. As used herein, the term "wellbore" includes any cased and any open section of an open hole wellbore. The bottomhole zone of a wellbore is the subterranean material and rock of the subterranean formation surrounding the wellbore. As used herein, the term "well" also includes the bottomhole zone of a wellbore. Generally, the bottomhole zone of a wellbore is generally considered to be the zone within about 100 feet of the wellbore. As used herein, the term "into the well" means and includes entry into any section of the well, including the wellbore or bottomhole zone of the wellbore through the wellbore.

[13] Хотя основной ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу вертикальной ориентации относительно поверхности скважины, и хотя боковой ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу горизонтальной ориентации относительно поверхности скважины, в данном документе ссылка на либо основной ствол скважины, либо боковой ствол скважины не подразумевают какой-либо конкретной ориентации, и ориентация каждого из этих стволов скважины может включать участки, которые являются вертикальными, невертикальными, горизонтальными или негоризонтальными. Кроме того, термин «выше по стволу скважины» относится к направлению к поверхности скважины, а термин «ниже по стволу скважины» относится к направлению, которое удалено от поверхности скважины.[13] Although the main wellbore may in some cases be formed in a substantially vertical orientation with respect to the surface of the well, and although the lateral wellbore may in some cases be formed in a substantially horizontal orientation with respect to the surface of the well, herein reference is made to either the main wellbore wellbore or lateral wellbore does not imply any particular orientation, and the orientation of each of these wellbores may include sections that are vertical, non-vertical, horizontal or non-horizontal. In addition, the term "uphole" refers to the direction towards the surface of the well, and the term "down the wellbore" refers to the direction that is away from the surface of the well.

[14] На фиг. 1 представлен схематический вид многоствольной скважины 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе. Многоствольная скважина 100 содержит платформу 120, расположенную над нефтегазовым пластом 110, расположенным ниже поверхности 115 земли. Платформа 120 имеет подъемное устройство 125 и буровую вышку 130 для подъема и спуска колонн труб, таких как бурильная колонна 140. Хотя на фиг. 1 проиллюстрирована наземная нефтегазовая платформа 120, объем данного изобретения тем самым не ограничивается и, таким образом, потенциально может применяться к шельфовым вариантам применения. Идеи данного изобретения также могут применяться к другим наземным нефтегазовым скважинам и/или морским нефтегазовым скважинам, отличным от проиллюстрированных.[14] FIG. 1 is a schematic view of a multilateral well 100 in accordance with one or more of the embodiments disclosed herein. Multilateral well 100 includes a platform 120 located above the oil and gas reservoir 110, located below the surface 115 of the earth. Platform 120 has a lifting device 125 and a derrick 130 for lifting and lowering pipe strings such as drill string 140. Although in FIG. 1 illustrates an onshore oil and gas platform 120, the scope of the present invention is thus not limited and thus potentially applicable to offshore applications. The teachings of the present invention may also be applied to other onshore oil and gas wells and/or offshore oil and gas wells other than those illustrated.

[15] Как показано, основной ствол 150 скважины пробурен через различные пласты земли, включая пласт 110. Термин «основной» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого пробурен другой ствол скважины. Однако следует отметить, что основной ствол 150 скважины не обязательно проходит непосредственно до поверхности земли, а вместо этого может представлять собой ответвление от еще одного ствола скважины. Обсадная колонна 160 может быть по меньшей мере частично зацементирована внутри основного ствола 150 скважины. Термин «обсадная колонна» используется в данном документе для обозначения колонны трубчатых элементов, используемой для обсаживания ствола скважины. Фактически обсадная колонна может относиться к типу, известному специалистам в данной области техники как «хвостовик», и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть сегментированной или непрерывной, например гибкой насосно-компрессорной трубой.[15] As shown, the main wellbore 150 is drilled through various earth formations, including the 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 150 does not necessarily extend directly to the surface of the earth, but instead may be a branch from another wellbore. The casing string 160 may be at least partially cemented within the main borehole 150 of the well. The term "casing" is used in this document to refer to a string of tubular elements used to case 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.

[16] Узел 170 пробуриваемого окна, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения, может быть расположен на требуемом пересечении между основным стволом 150 скважины и боковым стволом 180 скважины. Узел 170 пробуриваемого окна, в одном варианте реализации, содержит первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль его внутренней части. Узел 170 пробуриваемого окна, в соответствии с этим вариантом реализации, дополнительно содержит второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем. В дополнение к этому варианту реализации узел 170 пробуриваемого окна содержит внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке. Внешняя муфта в одном варианте реализации представляет собой неферромагнитную внешнюю муфту. В другом варианте реализации внешняя муфта изготовлена из стали с низким пределом текучести, алюминия, композитов, пластмасс и т. д., причем ее твердость меньше (например, существенно меньше - менее 50%), чем твердость трубчатого элемента обсадной колонны. Соответственно, то, что обеспечено в одном варианте реализации, представляет собой узел пробуриваемого окна, который может обеспечивать выход с нижней стороны со подузлом с двусторонним смещением с штанговым захватом. 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 содержать другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него.[16] A drillable window assembly 170 designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention may be located at a desired intersection between the main wellbore 150 and the lateral wellbore 180. Drill window assembly 170, in one embodiment, comprises a first precut casing connection, wherein the first precut casing connection comprises a first tubular casing member having two or more radially offset slots along its interior. The drilled window assembly 170, in accordance with this embodiment, further comprises a second precut casing connection connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing member having an opening in the side wall, educated in it. In addition to this embodiment, the drilled window assembly 170 includes an outer sleeve surrounding the opening in the sidewall. The outer sleeve in one embodiment is a non-ferromagnetic outer sleeve. In another embodiment, the outer sleeve is made from low yield steel, aluminium, composites, plastics, etc., and is less hard (eg, substantially less than 50%) than the casing tubular. Accordingly, what is provided in one embodiment is a drillable window assembly that can provide an underside exit with a double-sided offset subassembly with a rod grip. 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 include another lateral wellbore drilled outward from it.

[17] Далее в соответствии с фиг. 2А проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 200 пробуриваемого окна, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 200 пробуриваемого окна в одном варианте реализации могут использовать как узел 170 пробуриваемого окна, проиллюстрированный на фиг. 1. Узел 200 пробуриваемого окна в одном или более вариантах реализации содержит первое предварительно вырезанное соединение 210 обсадной колонны, соединенное со вторым предварительно вырезанным соединением 240 обсадной колонны. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, первое предварительно вырезанное соединение 210 обсадной колонны расположено в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца узла 200 пробуриваемого окна, второе предварительно вырезанное соединение 240 обсадной колонны расположено в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца узла 200 пробуриваемого окна, а центрирующий переводник 280 обсадной колонны расположен между ними.[17] Further, referring to FIG. 2A is an enlarged cross-sectional view of a drillable window assembly 200 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. Drillable window assembly 200 in one embodiment may be used as drillable window assembly 170 illustrated in FIG. 1. Drill window assembly 200 in one or more embodiments comprises a first precut casing connection 210 coupled to a second precut casing connection 240. In the embodiment illustrated in FIG. 2A, the first precut casing connection 210 is located proximate the uphole end of the drilling window assembly 200, the second precut casing connection 240 is located proximate the downhole end of the drilling window assembly 200, and the centering a casing sub 280 is disposed therebetween.

[18] Первое предварительно вырезанное соединение 210 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации содержит первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны. Первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения содержит металлический трубчатый элемент, такой как стальной трубчатый элемент. Хотя первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны был описан как содержащий металл, для первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны могут быть использованы другие материалы, которые остаются в пределах объема данного изобретения.[18] The first pre-cut casing connection 210, in accordance with one embodiment, comprises a first tubular casing member 220 . The first tubular element 220 of the casing in accordance with one implementation of the present invention contains a metal tubular element, such as a steel tubular element. Although the first casing tubular 220 has been described as containing metal, other materials may be used for the first casing tubular 220, which remain within the scope of this invention.

[19] В соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны может иметь два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225, расположенных вдоль его внутренней части. В одном варианте реализации два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 расположены на по существу равном расстоянии вокруг первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны. Таким образом, в соответствии с проиллюстрированным вариантом реализации два смещенных в радиальном направлении паза 225 расположены на расстоянии друг от друга под углом около 180 градусов. Если бы первый трубчатый элемент обсадной колонны содержал три смещенных в радиальном направлении паза 225, три смещенных в радиальном направлении паза 225 были бы расположены на расстоянии друг от друга под углом около 120 градусов в одном конкретном варианте реализации. Два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 в одном варианте реализации могут иметь длину (L1). Длина (L1) может варьироваться от полной длины первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны до менее чем полной длины первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны. Однако в одном варианте реализации длина (L1) находится в диапазоне от около 3 метров до около 6 метров (от около 10 футов до около 20 футов). В еще одном варианте реализации длина (L1) находится в диапазоне от около 4,3 метра до около 4,9 метра (от около 14 футов до около 16 футов), а более конкретно составляет около 4,6 метра (15 футов). Тем не менее другие длины (L1) находятся в пределах объема данного изобретения.[19] According to one or more embodiments of the present invention, the first casing tubular 220 may have two or more radially offset slots 225 along its interior. In one embodiment, two or more radially offset slots 225 are spaced at substantially equal distances around the first casing tubular 220. Thus, in accordance with the illustrated embodiment, the two radially offset slots 225 are spaced apart at an angle of about 180 degrees. If the first casing tubular had three radially offset slots 225, the three radially offset slots 225 would be spaced apart at an angle of about 120 degrees in one embodiment. The two or more radially offset slots 225 may have a length (L 1 ) in one embodiment. The length (L 1 ) can vary from the full length of the first tubular 220 casing to less than the full length of the first tubular 220 casing. However, in one embodiment, the length (L 1 ) is in the range of about 3 meters to about 6 meters (about 10 feet to about 20 feet). In yet another embodiment, the length (L 1 ) ranges from about 4.3 meters to about 4.9 meters (about 14 feet to about 16 feet), and more specifically about 4.6 meters (15 feet). However, other lengths (L 1 ) are within the scope of this invention.

[20] Первое предварительно вырезанное соединение 210 обсадной колонны в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, дополнительно содержит первую внешнюю муфту 230, окружающую по меньшей мере часть первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны. В одном варианте реализации первая внешняя муфта 230 полностью окружает первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны. Первая внешняя муфта 230 может содержать много различных неферромагнитных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения. В другом варианте реализации первая внешняя муфта 230 содержит материал, имеющий меньший уровень твердости, чем первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны. В одном варианте реализации первая внешняя муфта 230 содержит алюминий или его сплав. Тем не менее, другие материалы для первой внешней муфты 230 также входят в объем данного изобретения.[20] The first precut casing connection 210 in the embodiment illustrated in FIG. 2A further includes a first outer collar 230 surrounding at least a portion of the first casing tubular 220. In one embodiment, the implementation of the first outer sleeve 230 completely surrounds the first tubular element 220 of the casing. The first outer sleeve 230 may contain many different non-ferromagnetic materials and remain within the scope of this invention. In another implementation, the first outer sleeve 230 contains a material having a lower level of hardness than the first tubular element 220 of the casing. In one embodiment, the first outer sleeve 230 comprises aluminum or an alloy thereof. However, other materials for the first outer sleeve 230 are also within the scope of this invention.

[21] С краткой ссылкой на фиг. 2B проиллюстрирован вид в поперечном разрезе первого предварительно вырезанного соединения 210 обсадной колонны по линии 2B-2B, проиллюстрированной на фиг. 2А. Первое предварительно вырезанное соединение 210 обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны и первую внешнюю муфту 230. В дополнение к этому варианту реализации два или более смещенных в радиальном направлении паза 225 образованы вдоль внутренней поверхности первого трубчатого элемента 220 обсадной колонны. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2B, два или более смещенных в радиальном направлении паза 225 не проходят полностью через первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны. Однако в альтернативных вариантах реализации два или более смещенных в радиальном направлении паза 225 в действительности проходят полностью через первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны. Если два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 в действительности проходят через первый трубчатый элемент 220 обсадной колонны, первая внешняя муфта 230 будет способствовать сохранению открытых двух или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 свободными от выбуренной породы, поскольку узел 200 пробуриваемого окна расположен в стволе скважины. Два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 могут иметь прямоугольную форму в одном или более вариантах реализации данного изобретения. В других вариантах реализации два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 имеют полукруглую форму или, в еще одном варианте реализации, другую многоугольную форму. Соответственно, если не требуется иное, форма двух или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 не ограничивается одной конкретной формой.[21] With brief reference to FIG. 2B illustrates a cross-sectional view of the first precut casing connection 210 taken along line 2B-2B illustrated in FIG. 2A. The first precut casing connection 210 includes a first casing tubular 220 and a first outer sleeve 230. In addition to this embodiment, two or more radially offset slots 225 are formed along the inner surface of the first casing tubular 220. In the embodiment illustrated in FIG. 2B, the two or more radially offset slots 225 do not fully extend through the first casing tubular 220. However, in alternative embodiments, the two or more radially offset slots 225 actually extend completely through the first tubular 220 of the casing. If the two or more radially offset slots 225 actually pass through the first casing tubular 220, the first outer sleeve 230 will assist in keeping the two or more radially offset slots 225 open and clear of cuttings since the drilling window assembly 200 is located in wellbore. The two or more radially offset slots 225 may be rectangular in one or more embodiments of the present invention. In other embodiments, the two or more radially offset slots 225 are semi-circular or, in another embodiment, another polygonal shape. Accordingly, unless otherwise required, the shape of the two or more radially offset slots 225 is not limited to one particular shape.

[22] Снова в соответствии с фиг. 2A, второе предварительно вырезанное соединение 240 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации содержит второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны. Второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения содержит металлический трубчатый элемент, такой как стальной трубчатый элемент. Хотя второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны был описан как содержащий металл, для второго трубчатого элемента 250 обсадной колонны могут быть использованы другие материалы, которые остаются в пределах объема данного изобретения. [22] Referring again to FIG. 2A, a second precut casing connection 240, in accordance with one embodiment, comprises a second casing tubular 250. The second casing tubular 250, in accordance with one embodiment of the present invention, comprises a metal tubular, such as a steel tubular. Although the second casing tubular 250 has been described as containing metal, other materials may be used for the second casing tubular 250, which remain within the scope of this invention.

[23] В соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны может иметь отверстие 255 в боковой стенке, образованное в нем. Отверстие 255 в боковой стенке в соответствии с одним вариантом реализации полностью проходит через второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны и содержит расположенный ниже по стволу скважины конец 255а и расположенный выше по стволу скважины конец 255b. Отверстие 255 в боковой стенке в одном варианте реализации может иметь длину (L2). Длина (L2) может варьироваться от по существу полной длины второго трубчатого элемента 250 обсадной колонны до менее чем полной длины второго трубчатого элемента 250 обсадной колонны. Однако в одном варианте реализации длина (L2) отверстия в боковой стенке составляет по меньшей мере 20 процентов длины второго трубчатого элемента обсадной колонны. Тем не менее другие длины (L2) находятся в пределах объема данного изобретения.[23] According to one or more embodiments of the present invention, the second casing tubular 250 may have a side wall opening 255 formed therein. The sidewall bore 255, in one embodiment, extends completely through the second casing tubular 250 and includes a downhole end 255a and an uphole end 255b. The hole 255 in the side wall in one implementation may have a length (L 2 ). The length (L 2 ) can vary from substantially the full length of the second tubular 250 casing to less than the full length of the second tubular 250 casing. However, in one embodiment, the length (L 2 ) of the hole in the sidewall is at least 20 percent of the length of the second casing tubular. However, other lengths (L 2 ) are within the scope of this invention.

[24] Отверстие 255 в боковой стенке в одном или более вариантах реализации данного изобретения смещено в радиальном направлении от двух или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 в первом трубчатом элементе 220 обсадной колонны. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2А, радиальная центральная точка отверстия 255 в боковой стенке по существу одинаково смещена в радиальном направлении от двух из двух или более смещенных в радиальном направлении пазов 225. Таким образом, например, если два или более смещенных в радиальном направлении пазов 225 были бы расположены под углом 90 градусов и 270 градусов, соответственно, радиальная центральная точка отверстия 255 в боковой стенке была бы расположена под углом около 0 градусов или 180 градусов. Тем не менее, другие радиальные конфигурации находятся в пределах объема данного изобретения.[24] The opening 255 in the sidewall in one or more embodiments of the present invention is radially offset from two or more radially offset slots 225 in the first tubular 220 of the casing. In the embodiment illustrated in FIG. 2A, the radial center point of opening 255 in the side wall is substantially equally radially offset from two of the two or more radially offset slots 225. Thus, for example, if two or more radially offset slots 225 were angled 90 degrees and 270 degrees, respectively, the radial center point of the hole 255 in the sidewall would be at an angle of about 0 degrees or 180 degrees. However, other radial configurations are within the scope of this invention.

[25] Второе предварительно вырезанное соединение 240 обсадной колонны в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, дополнительно содержит вторую внешнюю муфту 260, окружающую отверстие 255 в боковой стенке во втором трубчатом элементе 250 обсадной колонны. В других вариантах реализации вторая внешняя муфта 260 полностью окружает второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны. Вторая внешняя муфта 260 может содержать много различных неферромагнитных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения. В другом варианте реализации вторая внешняя муфта 260 содержит материал, имеющий меньший уровень твердости, чем второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны. В одном варианте реализации вторая внешняя муфта 260 содержит алюминий или его сплав. Тем не менее другие материалы для второй внешней муфты 260 также входят в объем данного изобретения.[25] The second precut casing connection 240 in the embodiment illustrated in FIG. 2A further includes a second outer sleeve 260 surrounding a side wall opening 255 in the second casing tubular 250. In other embodiments, the second outer sleeve 260 completely surrounds the second casing tubular 250. The second outer sleeve 260 may contain many different non-ferromagnetic materials and remain within the scope of this invention. In another embodiment, the second outer sleeve 260 comprises a material having a lower level of hardness than the second casing tubular 250. In one embodiment, the second outer sleeve 260 comprises aluminum or an alloy thereof. However, other materials for the second outer sleeve 260 are also within the scope of this invention.

[26] С краткой ссылкой на фиг. 2С проиллюстрирован вид в поперечном разрезе второго предварительно вырезанного соединения 240 обсадной колонны по линии 2С-2С, проиллюстрированной на фиг. 2А. Второе предварительно вырезанное соединение 240 обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны и вторую внешнюю муфту 260. В дополнение к этому варианту реализации отверстие 255 в боковой стенке образовано во втором трубчатом элементе 250 обсадной колонны. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2B, отверстие 255 в боковой стенке полностью проходит через второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны. Однако в альтернативных вариантах реализации отверстие 255 в боковой стенке не проходит полностью через второй трубчатый элемент 250 обсадной колонны. [26] With brief reference to FIG. 2C illustrates a cross-sectional view of a second precut casing connection 240 along line 2C-2C illustrated in FIG. 2A. The second precut casing connection 240 includes a second casing tubular 250 and a second outer sleeve 260. In addition to this embodiment, a side wall opening 255 is formed in the second casing tubular 250. In the embodiment illustrated in FIG. 2B, sidewall opening 255 extends completely through second casing tubular 250. However, in alternative embodiments, the sidewall opening 255 does not completely extend through the second casing tubular 250.

[27] В определенных вариантах реализации вторая внешняя муфта 260 рельеф 265 внутреннего выреза, расположенный в непосредственной близости от отверстия 255 в боковой стенке. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2С, рельеф 265 внутреннего выреза не проходит полностью через вторую внешнюю муфту 260. Хотя толщина второй внешней муфты 260 на рельефе 265 внутреннего выреза была уменьшена, и, таким образом, ее можно легче удалить, вторая внешняя муфта 260 все еще способна предотвращать попадание выбуренной породы в отверстие 255 в боковой стенке, при размещении узла пробуриваемого окна внутри ствола скважины. В других вариантах реализации, как проиллюстрировано, рельеф 265 внутреннего выреза представляет собой паз внешней муфты, расположенный вдоль внутренней поверхности второй внешней муфты 260.[27] In certain embodiments, the second outer sleeve 260 has an internal notch relief 265 located in close proximity to the opening 255 in the side wall. In the embodiment illustrated in FIG. 2C, the inner cutout pattern 265 does not fully extend through the second outer collar 260. Although the thickness of the second outer collar 260 in the inner cutout pattern 265 has been reduced and thus can be more easily removed, the second outer collar 260 is still able to prevent cuttings from entering. into the hole 255 in the side wall, while placing the drilled window assembly inside the wellbore. In other embodiments, as illustrated, the interior notch relief 265 is an outer sleeve slot located along the inner surface of the second outer sleeve 260.

[28] Снова в соответствии с фиг. 2A, центрирующий переводник 280 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации содержит третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны. Третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения содержит металлический трубчатый элемент, такой как стальной трубчатый элемент. Несмотря на то, что третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны был описан как содержащий металл, для третьего трубчатого элемента 290 обсадной колонны могут быть использованы другие материалы, которые остаются в пределах объема данного изобретения. В определенных вариантах реализации первый, второй и третий трубчатые элементы 220, 250, 290 обсадной колонны содержат три отдельных трубчатых элемента обсадной колонны. В других вариантах реализации, например проиллюстрированных на фиг. 2A, первый, второй и третий трубчатые элементы 220, 250, 290 обсадной колонны содержат один трубчатый элемент обсадной колонны.[28] Referring again to FIG. 2A, a centering casing sub 280, in accordance with one embodiment, includes a third casing tubular 290. The third tubular element 290 of the casing in accordance with one implementation of the present invention contains a metal tubular element, such as a steel tubular element. While the third casing tubular 290 has been described as containing metal, other materials may be used for the third casing tubular 290, which remain within the scope of this invention. In certain embodiments, the first, second, and third casing tubulars 220, 250, 290 comprise three separate casing tubulars. In other embodiments, such as those illustrated in FIG. 2A, the first, second, and third casing tubulars 220, 250, 290 comprise a single casing tubular.

[29] Центрирующий переводник 290 обсадной колонны в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, дополнительно содержит третью внешнюю муфту 295, окружающую по меньшей мере участок третьего трубчатого элемента 290 обсадной колонны. В других вариантах реализации третья внешняя муфта 295 полностью окружает третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны. Третья внешняя муфта 295 может содержать много различных неферромагнитных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения. В другом варианте реализации третья внешняя муфта 296 содержит материал, имеющий меньший уровень твердости, чем третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны. В одном варианте реализации третья внешняя муфта 295 содержит алюминий или его сплав. Тем не менее, другие материалы для третьей внешней муфты 295 входят в объем данного изобретения. В определенных вариантах реализации, например проиллюстрированных на фиг. 2A, первая, вторая и третья внешние муфты 230, 260, 295 содержат три отдельных внешних муфты. Однако в других вариантах реализации первая, вторая и третья внешние муфты 230, 260, 295 содержат единственную внешнюю муфту.[29] The casing centering sub 290 in the embodiment illustrated in FIG. 2A further includes a third outer collar 295 surrounding at least a portion of the third casing tubular 290. In other embodiments, the third outer sleeve 295 completely surrounds the third casing tubular 290. The third outer sleeve 295 may contain many different non-ferromagnetic materials and remain within the scope of this invention. In another implementation, the third outer sleeve 296 contains a material having a lower level of hardness than the third tubular element 290 of the casing. In one embodiment, the third outer sleeve 295 comprises aluminum or an alloy thereof. However, other materials for the third outer sleeve 295 are within the scope of this invention. In certain embodiments, such as those illustrated in FIG. 2A, the first, second, and third outer sleeves 230, 260, 295 comprise three separate outer sleeves. However, in other embodiments, the first, second, and third outer sleeves 230, 260, 295 comprise a single outer sleeve.

[30] С краткой ссылкой на фиг. 2D проиллюстрирован вид в поперечном разрезе центрирующего переводника 280 обсадной колонны по линии 2D-2D, проиллюстрированной на фиг. 2А. Центрирующий переводник 280 обсадной колонны содержит третий трубчатый элемент 290 обсадной колонны и третью внешнюю муфту 295. [30] With brief reference to FIG. 2D is a cross-sectional view of a casing centering sub 280 taken along line 2D-2D illustrated in FIG. 2A. The casing centering sub 280 includes a third casing tubular 290 and a third outer sleeve 295.

[31] В соответствии с фиг. 3А и 3В проиллюстрированы разные виды выходного узла 300, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Выходной узел 300 в по меньшей мере одном варианте реализации выполнен с возможностью защелкивания с узлом пробуриваемого окна (например, таким как узел пробуриваемого окна, проиллюстрированный на фиг. 2А). Соответственно, выходной узел вместе с буровым долотом, соединенным с его расположенным ниже по стволу скважины концом, может быть использован для бурения бокового ствола скважины в подземном пласте.[31] Referring to FIG. 3A and 3B illustrate various views of an exit assembly 300 designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. The exit node 300, in at least one embodiment, is latched with a drillable window assembly (eg, such as the drillable window assembly illustrated in FIG. 2A). Accordingly, the exit assembly, together with a drill bit connected to its downhole end, can be used to drill a lateral wellbore in a subterranean formation.

[32] Выходной узел 300 в по меньшей мере одном варианте реализации содержит трубчатый элемент 310, определяющий центральную ось 315. Трубчатый элемент 310 в проиллюстрированном варианте реализации содержит расположенный выше по стволу скважины конец 320 и расположенный ниже по стволу скважины конец 325. Трубчатый элемент 310 может содержать много разных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения. Однако в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 3A и 3B, трубчатый элемент 310 представляет собой металлический трубчатый элемент, такой как, например, стальной трубчатый элемент.[32] The exit assembly 300 in at least one embodiment includes a tubular member 310 defining a central axis 315. The tubular member 310 in the illustrated embodiment includes an uphole end 320 and a downhole end 325. The tubular member 310 may contain many different materials and remain within the scope of this invention. However, in the embodiment illustrated in FIG. 3A and 3B, the tubular member 310 is a metal tubular member such as, for example, a steel tubular member.

[33] Выходной узел 300 в варианте реализации, показанном на фиг. 3A и 3B, дополнительно содержит два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 вдоль его внешней части (например, вдоль трубчатого элемента 310). Два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330, в соответствии с данным изобретением, выполнены с возможностью защелкивания с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами, расположенными вдоль внутренней части первого предварительно вырезанного соединения обсадной колонны узла пробуриваемого окна (например, аналогично двум или более смещенным в радиальном направлении пазам 225, расположенным вдоль внутренней части первого предварительно вырезанного соединения 210 обсадной колонны узла 200 пробуриваемого окна, проиллюстрированного на фиг. 2A). Два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 в определенных вариантах реализации имеют форму, аналогичную форме двух или более смещенных пазов, с которыми они выполнены с возможностью защелкивания. Например, в одном варианте реализации, как проиллюстрировано, два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 имеют прямоугольную форму. В других вариантах реализации два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 имеют полукруглую форму или, в еще одном варианте реализации, другую многоугольную форму. Соответственно, если не требуется иное, форма двух или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 не ограничивается одной конкретной формой.[33] The exit node 300 in the embodiment shown in FIG. 3A and 3B further comprises two or more radially offset rod grippers 330 along its outer portion (eg, along tubular member 310). Two or more radially offset rod grippers 330, in accordance with the present invention, are configured to snap into place with two or more radially offset slots located along the inside of the first precut casing connection of the drilled window assembly (e.g., similar to two or more more radially offset slots 225 located along the inside of the first precut casing connection 210 of the drilling window assembly 200 illustrated in Fig. 2A). The two or more radially offset rod grippers 330 in certain embodiments have a similar shape to the two or more offset slots with which they are snap-fit. For example, in one embodiment, as illustrated, two or more radially offset rod grippers 330 are rectangular in shape. In other embodiments, the two or more radially offset rod grippers 330 are semi-circular or, in another embodiment, another polygonal shape. Accordingly, unless otherwise required, the shape of the two or more radially offset rod grippers 330 is not limited to one particular shape.

[34] В одном варианте реализации два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 имеют длину (L3). Длина (L3) может варьироваться от по существу полной длины трубчатого элемента 310 до менее чем полной длины трубчатого элемента 310. В определенных вариантах реализации длина (L3) меньше длины (L1) двух или более смещенных в радиальном направлении пазов, с которыми будут защелкиваться два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330. В определенных других вариантах реализации длина (L3) на по меньшей мере 20 процентов меньше длины (L1). В еще других вариантах реализации длина (L3) на по меньшей мере 50 процентов меньше длины (L1) или даже длина (L3) на по меньшей мере 75 процентов меньше длины (L1). Соответственно, когда два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 защелкиваются со связанными с ними двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами, два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 могут совершать возвратно-поступательное движение назад и вперед внутри двух или более смещенных в радиальному направлении пазов.[34] In one embodiment, two or more radially offset rod grippers 330 have a length (L 3 ). The length (L 3 ) may vary from substantially the full length of the tubular 310 to less than the full length of the tubular 310. In certain embodiments, the length (L 3 ) is less than the length (L 1 ) of the two or more radially offset slots with which two or more radially offset rod grippers 330 will snap into place. In certain other embodiments, the length (L 3 ) is at least 20 percent less than the length (L 1 ). In still other embodiments, the length (L 3 ) is at least 50 percent less than the length (L 1 ), or even the length (L 3 ) is at least 75 percent less than the length (L 1 ). Accordingly, when the two or more radially offset rod grippers 330 are snapped into place with the two or more radially offset slots associated therewith, the two or more radially offset rod grippers 330 can reciprocate back and forth within the two or more grooves displaced in the radial direction.

[35] В определенных вариантах реализации два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 выполнены с возможностью перемещения из сжатого состояния (например, состояния спуска в стволе скважины) в расширенное состояние (например, рабочее состояние) для защелкивания с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами во второй предварительно вырезанной обсадной колонне. Например, в определенных вариантах реализации два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 подпружинены для перемещения между сжатым состоянием и расширенным состоянием. Другие механизмы для перемещения двух или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 330 между сжатым состоянием и расширенным состоянием находятся в пределах объема данного изобретения.[35] In certain embodiments, two or more radially offset rod grippers 330 are movable from a compressed state (e.g., a running state in a wellbore) to an expanded state (e.g., an operative state) to snap into place with the two or more radial direction by slots in the second pre-cut casing string. For example, in certain embodiments, two or more radially offset rod grippers 330 are spring loaded to move between a compressed state and an expanded state. Other mechanisms for moving the two or more radially offset rod grippers 330 between a compressed state and an expanded state are within the scope of this invention.

[36] В определенных вариантах реализации выходной узел 300 дополнительно содержит смещенный переводник 340, расположенный в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца 325 трубчатого элемента 310. Смещенный переводник 340 в по меньшей мере одном варианте реализации дополнительно включает угол смещения (θ), связанный с буровым долотом. Соответственно, угол смещения (θ) может быть использован для бурения бокового ствола скважины, имеющего угол выхода из ствола скважины (θ‘), по существу аналогичный углу смещения (θ). В определенных вариантах реализации угол смещения (θ) находится в диапазоне от 0,5 градуса до 5 градусов от центральной оси. Тем не менее другие углы смещения (θ) вне этого диапазона также находятся в пределах объема данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации смещенный переводник 340 представляет собой штифт (например, как часть штифтового и муфтового соединения), соединенный с буровым долотом. В другом варианте реализации смещенный переводник 340 представляет собой муфту (например, как часть штифтового и муфтового соединения), соединенную с буровым долотом.[36] In certain embodiments, the exit assembly 300 further comprises an offset sub 340 located proximate the downhole end 325 of the tubular member 310. The offset sub 340, in at least one embodiment, further includes an offset angle (θ), associated with the drill bit. Accordingly, the offset angle (θ) can be used to drill a lateral wellbore having an exit angle (θ') substantially similar to the offset angle (θ). In certain embodiments, the offset angle (θ) is in the range of 0.5 degrees to 5 degrees from the central axis. However, other offset angles (θ) outside this range are also within the scope of this invention. In the illustrated embodiment, the offset sub 340 is a pin (eg, as part of a pin and box connection) connected to the drill bit. In another embodiment, the offset sub 340 is a box (eg, as part of a pin and box joint) coupled to the drill bit.

[37] Далее в соответствии с фиг. 4-12 проиллюстрированы виды в поперечном разрезе многоствольной скважины 400, спроектированной, изготовленной и эксплуатируемой в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Многоствольная скважина 400, проиллюстрированная в варианте реализации, показанном на фиг. 4, содержит большую расположенную выше по стволу скважины секцию 410 обсадной колонны (например, 9 5/8 дюйма) и меньшую расположенную ниже по стволу скважины секцию 420 обсадной колонны (например, 7 5/8 дюйма). Многоствольная скважина 400 дополнительно содержит секцию 430 основного ствола необсаженной скважины. Например, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 4, буровая компоновка 440, содержащая буровое долото 450, развертывается внутри многоствольной скважины 400 для образования секции 430 основного ствола скважины.[37] Further, referring to FIG. 4-12 illustrate cross-sectional views of a multilateral well 400 designed, constructed, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. The multilateral well 400 illustrated in the embodiment shown in FIG. 4 includes a larger uphole casing section 410 (eg, 9 5/8 inches) and a smaller downhole casing section 420 (eg, 7 5/8 inches). The multilateral wellbore 400 further comprises a main open hole section 430. For example, in the embodiment illustrated in FIG. 4, a drilling assembly 440 including a drill bit 450 is deployed within a multilateral wellbore 400 to form a main wellbore section 430.

[38] В соответствии с фиг. 5 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 4, после установки узла 500 пробуриваемого окна и системы 590 заканчивания основного ствола скважины внутри секции 430 основного ствола скважины. В одном или более вариантах реализации система 590 заканчивания основного ствола скважины содержит сетчатые фильтры 592 ствола скважины и якорь 594 необсаженного ствола скважины. В проиллюстрированном варианте реализации узел 500 пробуриваемого окна и система 590 заканчивания основного ствола скважины располагают в секции 430 основного ствола скважины с помощью спускного инструмента 598. Например, узел 500 пробуриваемого окна располагают в том местоположении в секции 430 основного ствола скважины, в котором желательно образовать боковой ствол скважины. Узел 500 пробуриваемого окна может быть аналогичен любому из узлов пробуриваемых окон, обсужденных выше, в дополнение к любым другим узлам пробуриваемых окон, разработанным и изготовленным в соответствии с данным изобретением. Соответственно, в одном или более вариантах реализации узел 500 пробуриваемого окна может содержать: 1) первое предварительно вырезанное соединение 510 обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение 510 обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент 520 обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов 525 вдоль его внутренней поверхности; 2) второе предварительно вырезанное соединение 540 обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением 510 обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение 540 обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент 550 обсадной колонны, имеющий отверстие 555 в боковой стенке, образованное в нем; и 3) внешнюю муфту 560, окружающую отверстие 555 в боковой стенке во втором трубчатом элементе 550 обсадной колонны. [38] Referring to FIG. 5 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 4, after the drilling window assembly 500 and the main wellbore completion system 590 are installed within the main wellbore section 430. In one or more embodiments, the main wellbore completion system 590 includes wellbore screens 592 and an open hole anchor 594. In the illustrated embodiment, the drill window assembly 500 and the main wellbore completion system 590 are located in the main wellbore section 430 using the running tool 598. wellbore. Drillable window assembly 500 may be similar to any of the drillable window assemblies discussed above, in addition to any other drillable window assemblies designed and manufactured in accordance with the present invention. Accordingly, in one or more embodiments, the drilled window assembly 500 may comprise: 1) a first precut casing connection 510, wherein the first precut casing connection 510 comprises a first tubular casing member 520 having two or more radially offset slots 525 along its inner surface; 2) a second casing precut 540 coupled to the first casing precut 510, the second casing precut 540 comprising a second casing tubular 550 having a side wall opening 555 formed therein; and 3) an outer sleeve 560 surrounding the side wall opening 555 in the second casing tubular 550.

[39] Узел 500 пробуриваемого окна в проиллюстрированных вариантах реализации спущен в ствол скважины до глубины размещения соединения. Аналогично, узел 500 пробуриваемого окна, проиллюстрированный на фиг. 5, ориентирован с отверстием 555 в боковой стенке, расположенным в непосредственной близости от нижней стороны основного ствола 430 скважины. Например, инструмент 596 ориентации ствола скважины может быть использован для надлежащего расположения отверстия 555 в боковой стенке в непосредственной близости от нижней стороны основного ствола 430 скважины.[39] The drilling window assembly 500 in the illustrated embodiments is lowered into the wellbore to the depth of the connection. Likewise, the drilled window assembly 500 illustrated in FIG. 5 is oriented with the side wall opening 555 located in close proximity to the underside of the main wellbore 430. For example, the wellbore orientation tool 596 may be used to properly position the opening 555 in the side wall in close proximity to the underside of the main wellbore 430.

[40] В соответствии с фиг. 6 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 5, после нажатия на спускной инструмент 598 для установки якоря 594 необсаженного ствола скважины. Соответственно, узел 500 пробуриваемого окна фиксируют в требуемом местоположении в основном стволе 430 скважины. После этого спускной инструмент 598 высвобождают из узла 500 пробуриваемого окна, а затем извлекают из ствола скважины. В проиллюстрированном варианте реализации узел 500 пробуриваемого окна и система 590 заканчивания основного ствола скважины остаются внутри основного ствола 430 скважины.[40] Referring to FIG. 6 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 5 after pressing the running tool 598 to set the open hole anchor 594. Accordingly, the node 500 drillable window is fixed in the desired location in the main trunk 430 wells. Thereafter, the running tool 598 is released from the drilling window assembly 500 and then removed from the wellbore. In the illustrated embodiment, the drilling window assembly 500 and the main wellbore completion system 590 remain within the main wellbore 430.

[41] В соответствии с фиг. 7 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 6, после спуска выходного узла 700 ниже по стволу скважины к узлу 500 пробуриваемого окна. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 7, выходной узел 700 содержит трубчатый элемент, определяющий центральную ось, два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 730 вдоль его внешней стороны и буровое долото 740, соединенное с его расположенным ниже по стволу скважины концом. В соответствии с одним или более вариантами реализации выходной узел 700 содержит смещенный переводник, расположенный в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца трубчатого элемента, причем смещенный переводник дополнительно включает угол смещения (θ), связанный с буровым долотом. Например, угол смещения (θ) может в определенных вариантах реализации находиться в диапазоне от 0,5 градуса до 5 градусов от центральной оси. Выходной узел 700 может дополнительно содержать утяжеленный переводник долота (WBS; weighted bit sub) для увеличения боковой силы резания и тенденции к падению выходного узла 700.[41] Referring to FIG. 7 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 6 after the exit assembly 700 has been lowered down the wellbore to the drilling window assembly 500. In the embodiment illustrated in FIG. 7, the exit assembly 700 includes a tubular member defining a central axis, two or more radially offset rod grips 730 along its outer side, and a drill bit 740 connected to its downhole end. In accordance with one or more embodiments, the exit assembly 700 includes an offset sub located in close proximity to the downhole end of the tubular, the offset sub further including an offset angle (θ) associated with the drill bit. For example, the offset angle (θ) may in certain implementations be in the range of 0.5 degrees to 5 degrees from the central axis. The exit assembly 700 may further comprise a weighted bit sub (WBS) to increase the side cutting force and tend to drop the exit assembly 700.

[42] В проиллюстрированном варианте реализации выходной узел 700 спущен в ствол скважины с помощью спускного инструмента 798. При наличии выходного узла 700 в узле 500 пробуриваемого окна, выходной узел 700 может вращаться до тех пор, пока два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 730 не защелкнутся с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами 525 в первом трубчатом элементе 520 обсадной колонны. В проиллюстрированном варианте реализации с двумя или более смещенными в радиальном направлении штанговыми захватами 730, защелкнутыми внутри двух или более смещенных в радиальном направлении пазах 525, буровое долото может быть расположено в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия 555 в боковой стенке.[42] In the illustrated embodiment, exit assembly 700 is lowered into the wellbore by running tool 798. With exit assembly 700 at drill window assembly 500, exit assembly 700 may be rotated until two or more radially offset rod grippers 730 will not snap into place with two or more radially offset slots 525 in the first casing tubular 520. In the illustrated embodiment, with two or more radially offset rod grippers 730 latched within two or more radially offset slots 525, the drill bit may be positioned in close proximity to the downhole end of hole 555 in the side wall.

[43] В соответствии с фиг. 8 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 7, после вращения бурового долота 740 выходного узла 700 вдоль отверстия 555 в боковой стенке во втором трубчатом элементе 550 обсадной колонны, в то время как два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 730 защелкиваются с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами 525. В определенных вариантах реализации выходной узел 700 содержит узел забойного двигателя для приведения в движение/вращения бурового долота 740 таким образом, что не требуется вращение бурильной колонны с поверхности для вращения бурового долота 740. В других вариантах реализации буровое долото 740 вращается с поверхности. В результате получают участок бокового ствола скважины или ствол 810 малого диаметра в подземном пласте. В определенных вариантах реализации буровое долото 740 совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед внутри узла 500 пробуриваемого окна во время его вращения, тем самым образуя ствол 810 малого диаметра. В других вариантах реализации буровое долото 740 вращается и совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия 555 в боковой стенке в течение первого периода времени, прежде чем оно будет вращаться и совершать возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца отверстия 555 в боковой стенке в течение второго периода времени. В определенных вариантах реализации буровое долото 740 вращается и совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед по всей длине отверстия 555 в боковой стенке в течение второго периода времени.[43] Referring to FIG. 8 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 7, after rotation of the drill bit 740 of the exit assembly 700 along the sidewall hole 555 in the second casing tubular 550 while two or more radially offset rod grippers 730 snap into place with the two or more radially offset slots 525. In certain embodiments, the output assembly 700 includes a downhole motor assembly to drive/rotate the drill bit 740 such that rotation of the drill string from the surface is not required to rotate the drill bit 740. In other embodiments, the drill bit 740 is rotated from the surface. The result is a section of a lateral wellbore or a small borehole 810 in a subterranean formation. In certain embodiments, the drill bit 740 reciprocates back and forth within the drilled window assembly 500 as it rotates, thereby forming a small borehole 810. In other embodiments, the drill bit 740 rotates and reciprocates back and forth in close proximity to the downhole end of the hole 555 in the sidewall for a first period of time before it rotates and reciprocates back. and forward in close proximity to the uphole end of the hole 555 in the side wall during the second period of time. In certain embodiments, the drill bit 740 rotates and reciprocates back and forth along the entire length of the sidewall opening 555 for a second period of time.

[44] В одном варианте реализации после заданного количества времени и количества ходов длина возвратно-поступательного движения увеличивается относительно конца отверстия 555 в боковой стенке. Это можно делать систематически до тех пор, пока буровое долото 740 не достигнет предварительно определенного расположенного выше по стволу скважины конца отверстия 555 в боковой стенке. Этот процесс приведет к образованию низкого бокового выхода без скатывания, более глубокого в нижней части разреза относительно верхней части разреза. Как только предварительно определенные возвратно-поступательные движения завершены, выходной узел 700 может вернуться к расположенному ниже по стволу скважины концу отверстия 555 в боковой стенке, чтобы проверить, принимает ли он нагрузку. На этом этапе в новом пласте за пределами предварительно фрезерованного окна образуется определенный низкий боковой уступ. Выходной узел 700 будет проходить до тех пор, пока два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов 730 не выйдут в нижней части на конце двух или более смещенных в радиальном направлении пазов 525, что обеспечит ствол 810 малого диаметра, имеющий предварительно определенную длину.[44] In one embodiment, after a predetermined amount of time and number of strokes, the length of the reciprocating motion increases relative to the end of the hole 555 in the side wall. This can be done systematically until the drill bit 740 reaches the predetermined uphole end of the hole 555 in the sidewall. This process will result in a low lateral exit without rolling, deeper at the bottom of the cut relative to the top of the cut. Once the predetermined reciprocations have been completed, the exit assembly 700 may return to the downhole end of the side wall opening 555 to see if it is receiving a load. At this stage, a certain low side ledge is formed in the new formation outside the pre-milled window. The exit assembly 700 will extend until the two or more radially offset rod grippers 730 exit at the bottom end of the two or more radially offset slots 525 to provide a small diameter shaft 810 having a predetermined length.

[45] В соответствии с фиг. 9 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 8, после извлечения выходного узла 710 и бурового долота 740 из основного ствола 430 скважины. Опять же, то, что остается, это ствол 810 малого диаметра, отходящий по меньшей мере частично от основного ствола 430 скважины.[45] Referring to FIG. 9 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 8 after the exit assembly 710 and drill bit 740 have been removed from the main wellbore 430. Again, what remains is a small borehole 810 extending at least partially from the main borehole 430.

[46] В соответствии с фиг. 10 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 9, после бурения бокового ствола 1010 скважины на глубину буровой компоновкой 1020, имеющей буровое долото 1030. В проиллюстрированном варианте реализации буровое долото 1030, естественно, будет следовать по плавному выходному пути с нижней стороны, создаваемому выходным узлом 700, без необходимости значительного (или любого) отклонения. [46] Referring to FIG. 10 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 9, after drilling a sidetrack 1010 well into depth with a drilling assembly 1020 having a drill bit 1030. In the illustrated embodiment, the drill bit 1030 will naturally follow the smooth underside exit path created by the exit assembly 700 without the need for significant (or any ) deviations.

[47] В соответствии с фиг. 11 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 10, после извлечения буровой компоновки 1020 из ствола скважины из бокового ствола 1010 скважины и основного ствола 430 скважины. После этого система 1190 заканчивания бокового ствола скважины может быть расположена внутри бокового ствола 1010 скважины. В по меньшей мере одном варианте реализации система 1190 заканчивания бокового ствола скважины содержит сетчатые фильтры 1192. В определенном варианте реализации система 1190 заканчивания бокового ствола скважины содержит многоствольное окно со встроенным дефлектором.[47] Referring to FIG. 11 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 10 after the drilling assembly 1020 has been withdrawn from the wellbore from the lateral wellbore 1010 and the main wellbore 430. Thereafter, the lateral wellbore completion system 1190 may be located within the lateral wellbore 1010. In at least one embodiment, the lateral well completion system 1190 includes strainers 1192. In a particular embodiment, the lateral well completion system 1190 includes a multilateral window with an integral deflector.

[48] В соответствии с фиг. 12 проиллюстрирована многоствольная скважина 400, показанная на фиг. 11, после размещения эксплуатационной компоновки 1210 в непосредственной близости как от системы 590 заканчивания основного ствола скважины в основном стволе 430 скважины, так и от системы 1190 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 1010 скважины. На этом этапе многоствольная скважина 400 готова к добыче. [48] Referring to FIG. 12 illustrates the multilateral well 400 shown in FIG. 11, after the production assembly 1210 has been placed in close proximity to both the main wellbore completion system 590 in the main wellbore 430 and the lateral wellbore completion system 1190 in the lateral wellbore 1010. At this point, the multilateral well 400 is ready for production.

[49] В соответствии с фиг. 13 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации многоствольной скважины 1300, спроектированной, изготовленной и эксплуатируемой в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Многоствольная скважина 1300 во многих отношениях аналогична многоствольной скважине 400. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных (если не идентичных) элементов. Многоствольная скважина 1300 по большей части отличается от многоствольной скважины 400 тем, что ее узел 1305 пробуриваемого окна содержит: 1) третье предварительно вырезанное соединение 1310 обсадной колонны, причем третье предварительно вырезанное соединение 1310 обсадной колонны содержит третий трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более дополнительных смещенных в радиальном направлении пазов вдоль своей внутренней поверхности; 2) четвертое предварительно вырезанное соединение 1340 обсадной колонны, соединенное с третьим предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем четвертое предварительно вырезанное соединение 1340 обсадной колонны содержит четвертый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий второе отверстие в боковой стенке, образованное в нем; и 3) вторую внешнюю муфту, окружающую по меньшей мере участок второго отверстия в боковой стенке и открывающую второе отверстие в боковой стенке для второго бокового ствола 1390 скважины. Хотя только два боковых ствола 1010 и 1390 скважины проиллюстрированы в варианте реализации, показанном на фиг. 13, настоящее изобретение может охватывать любое количество боковых стволов скважины. [49] Referring to FIG. 13 illustrates an alternate embodiment of a multilateral well 1300 designed, constructed, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. Multilateral well 1300 is similar in many respects to multilateral well 400. Accordingly, like reference numerals have been used to refer to similar (if not identical) features. The multilateral wellbore 1300 differs for the most part from the multilateral wellbore 400 in that its drilling window assembly 1305 comprises: additional radially offset grooves along its inner surface; 2) a fourth casing precut 1340 connected to a third casing precut connection, the fourth casing precut 1340 comprising a fourth tubular casing member having a second side wall opening formed therein; and 3) a second outer sleeve surrounding at least a portion of the second opening in the sidewall and opening the second opening in the sidewall for the second sidetrack 1390 well. Although only two sidetracks 1010 and 1390 are illustrated in the embodiment shown in FIG. 13, the present invention may encompass any number of lateral wellbores.

[50] Устройство, спроектированное, изготовленное и эксплуатируемое в соответствии с настоящим изобретением, обладает многими преимуществами, включая: исключение операции спуска-подъема в стволе скважины для спуска в стволе скважины и защелкивания скважинного отклонителя; исключение операции спуска-подъема в стволе скважины для извлечения скважинного отклонителя из ствола скважины; исключение операции спуска-подъема в стволе скважины для спуска дефлектора заканчивания; исключение раннего или позднего выхода из окна, поскольку бурением окон теперь управляют геометрически; исключение высоких темпов набора кривизны ствола через выход из окна; исключение затрат на скважинные отклонители и фрезерные узлы, а также на связанное с ними резервное оборудование, необходимое для этих узлов.[50] The device designed, manufactured and operated in accordance with the present invention has many advantages, including: the elimination of the trip operation in the wellbore to run in the wellbore and snap the whipstock; elimination of a trip operation in the wellbore to retrieve the whipstock from the wellbore; exclusion of tripping operation in the wellbore to run the completion deflector; elimination of early or late exit from the window, since the drilling of windows is now geometrically controlled; exclusion of high rates of curvature of the trunk through the exit from the window; elimination of costs for downhole whipstocks and milling assemblies, as well as for the associated standby equipment required for these assemblies.

[51] В отличие от существующих устройств и способов, настоящее изобретение не использует скважинный отклонитель или наклонное отклоняющее устройство для образования бокового ствола и выхода из соединения окна, при этом сохраняя управление геометрией, необходимое для строительства многоствольных скважин и решений заканчивания. Данное решение также обеспечивает постоянную опорную глубину и ориентацию, обеспечивая при этом направляющую для фрезерования/бурения без уменьшения внутреннего диаметра канала, что дает возможность укладывать друг на друга соединения для трех- и четырехствольных установок. Кроме того, низкоугловое отклонение нижней стороны выгодно для соединений «в пластовом резервуаре» и может быть использовано для нестандартных применений интенсификации притока с помощью конструкции многоствольной технологии (MLT; multilateral technology). [51] Unlike existing devices and methods, the present invention does not use a whipstock or deviator to form a sidetrack and exit a window junction while retaining the geometry control required for multilateral well construction and completion solutions. This solution also provides consistent reference depth and orientation while providing guidance for milling/drilling without reducing bore bore diameter, allowing stacking connections for triple and quadruple rigs. In addition, low-angle underside deflection is advantageous for "in-reservoir" connections and can be used for non-standard stimulation applications with a multilateral technology (MLT) design.

[52] Инструменты и способы, описанные в данной заявке, не ограничиваются нестандартными месторождениями, так как они также могут быть задействованы в строительстве стандартных многоствольных стволов скважин в любых возможных применениях и средах. Описанные инструменты и способы нацелены на сокращение общего количества спусков-подъемов / операций, необходимых для строительства многоствольного соединения, поэтому сокращение времени строительства многоствольного соединения и, следовательно, затрат будет применимо в любом сценарии строительства ствола скважины, как нестандартном, так и стандартном.[52] The tools and methods described in this application are not limited to non-standard fields, as they can also be used in the construction of standard multilateral wellbores in any possible applications and environments. The described tools and methods are aimed at reducing the total trips/operations required to build a multilateral connection, so reducing the construction time of a multilateral connection and, therefore, costs will be applicable in any wellbore construction scenario, both non-standard and standard.

[53] Раскрытые в данном документе аспекты включают: [53] Aspects disclosed herein include:

А. Узел пробуриваемого окна, содержащий: 1) первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль его внутренней поверхности; 2) второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем; и 3) внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке второго трубчатого элемента обсадной колонны.A. Drillable window assembly comprising: 1) a first precut casing connection, the first precut casing connection comprising a first tubular casing member having two or more radially offset slots along its inner surface; 2) a second precut casing connection connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing member having a side wall opening formed therein; and 3) an outer sleeve surrounding the opening in the sidewall of the second casing tubular.

В. Способ образования многоствольного ствола скважины, включающий: 1) размещение узла пробуриваемого окна внутри основного ствола скважины, расположенного в подземном пласте, причем узел пробуриваемого окна содержит первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль его внутренней поверхности, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны соединено с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющую отверстие в боковой стенке, образованное в нем, и внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны; 2) спуск выходного узла ниже по стволу скважины к узлу пробуриваемого окна, причем выходной узел содержит трубчатый элемент, определяющий центральную ось, два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов вдоль его внешней стороны и буровое долото, соединенное с его расположенным ниже по стволу скважины концом; 3) вращение выходного узла внутри узла пробуриваемого окна до тех пор, пока два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов не защелкнутся с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами в первом трубчатом элементе обсадной колонны; и 4) вращение бурового долота выходного узла вдоль отверстия в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны, в то время как два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов защелкиваются с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами для образования бокового ствола скважины в подземном пласте.B. A method for forming a multilateral wellbore, comprising: 1) placing a drillable window assembly within a main wellbore located in a subterranean formation, the drillable window assembly comprising a first pre-cut casing connection, the first pre-cut casing connection comprising a first tubular casing element. having two or more radially offset slots along its inner surface, wherein the second precut casing connection is connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing element having an opening in the side a wall formed therein and an outer sleeve surrounding a hole in the side wall in the second casing tubular; 2) running the exit assembly down the wellbore to the drilled window assembly, wherein the exit assembly comprises a tubular element defining a central axis, two or more radially displaced rod grips along its outer side, and a drill bit connected to its downhole end; 3) rotating the exit assembly within the drilled window assembly until the two or more radially offset rod grippers snap into place with the two or more radially offset slots in the first casing tubular; and 4) rotating the drill bit of the exit assembly along a hole in the sidewall in the second tubular casing while two or more radially offset rod grippers snap into place with the two or more radially offset slots to form a lateral wellbore in the subterranean wellbore. formation.

С. Многоствольный ствол скважины, содержащий: 1) основной ствол скважины; 2) боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины; и 3) узел пробуриваемого окна, расположенный в месте соединения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем узел пробуриваемого окна содержит первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль его внутренней поверхности, второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем, и внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны.C. A multilateral wellbore comprising: 1) a main wellbore; 2) a lateral wellbore extending from the main wellbore; and 3) a drillable window assembly located at the junction of the main wellbore and the lateral wellbore, the drillable window assembly comprising a first precut casing connection, the first precut casing connection comprising a first tubular casing member having two or more offset in the radial direction of the slots along its inner surface, a second precut casing joint connected to the first precut casing joint, the second precut casing joint comprising a second tubular casing member having a sidewall hole formed therein, and an outer sleeve surrounding a side wall opening in the second casing tubular.

[54] Аспекты A, B и C могут содержать один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что радиальная центральная точка отверстия в боковой стенке по существу одинаково смещена в радиальном направлении от двух из двух или более смещенных в радиальном направлении пазов. Элемент 2: отличающийся тем, что внешняя муфта представляет собой неферромагнитную внешнюю муфту, полностью окружающую второй трубчатый элемент обсадной колонны. Элемент 3: дополнительно содержащий вторую неферромагнитную внешнюю муфту, полностью окружающую первый трубчатый элемент обсадной колонны. Элемент 4: отличающийся тем, что указанная внешняя муфта и вторая внешняя муфта представляют собой единую внешнюю муфту. Элемент 5: отличающийся тем, что длина (L2) отверстия в боковой стенке составляет по меньшей мере 20 процентов длины второго трубчатого элемента обсадной колонны. Элемент 6: отличающийся тем, что внешняя муфта содержит рельеф внутреннего выреза в непосредственной близости от отверстия в боковой стенке. Элемент 7: отличающийся тем, что рельеф внутреннего выреза представляет собой уменьшенную толщину боковой стенки внешней муфты в непосредственной близости от отверстия в боковой стенке. Элемент 8: отличающийся тем, что рельеф внутреннего выреза представляет собой паз внешней муфты, расположенный вдоль внутренней поверхности внешней муфты. Элемент 9: дополнительно содержащий центрирующий переводник обсадной колонны, соединенный между первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны и вторым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны. Элемент 10: отличающийся тем, что вращение бурового долота включает вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед внутри узла пробуриваемого окна. Элемент 11: отличающийся тем, что выходной узел содержит смещенный переводник, расположенный в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца трубчатого элемента, причем смещенный переводник дополнительно включает угол смещения (θ), связанный с буровым долотом. Элемент 12: отличающийся тем, что угол смещения (θ) находится в диапазоне от 0,5 градуса до 5 градусов от центральной оси. Элемент 13: отличающийся тем, что два или более смещенных в боковом направлении штанговых захватов выполнены с возможностью перемещения из сжатого состояния в расширенное состояние для защелкивания с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами в первом трубчатом элементе обсадной колонны. Элемент 14: отличающийся тем, что размещение узла пробуриваемого окна включает размещение узла пробуриваемого окна с отверстием в боковой стенке, расположенным в непосредственной близости от нижней стороны основного ствола скважины. Элемент 15: дополнительно включающий размещение бурового долота в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке перед вращением бурового долота, и дополнительно включает вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение первого периода времени, перед вращением бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени. Элемент 16: отличающийся тем, что вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени, включает вращение и возвратно-поступательное движение бурового долота по всей длине отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени. Элемент 1: отличающийся тем, что боковой ствол скважины представляет собой первый боковой ствол скважины, и дополнительно содержащий второй боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины выше по стволу скважины от первого бокового ствола скважины, и дополнительно при этом узел пробуриваемого окна содержит третье предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем третье предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит третий трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более дополнительных смещенных в радиальном направлении паза вдоль его внутренней поверхности, четвертый предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с третьим предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем четвертое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит четвертый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий второе отверстие в боковой стенке, образованное в нем, и вторую внешнюю муфту, окружающую по меньшей мере часть второго отверстия в боковой стенке и открывающую второе отверстие в боковой стенке для второго бокового ствола скважины.[54] Aspects A, B, and C may comprise one or more of the following additional elements in combination: Element 1: characterized in that the radial center point of the opening in the side wall is substantially equally radially offset from two of the two or more offset in grooves in the radial direction. Element 2: characterized in that the outer sleeve is a non-ferromagnetic outer sleeve that completely surrounds the second casing tubular element. Element 3: further comprising a second non-ferromagnetic outer sleeve completely surrounding the first casing tubular element. Element 4: characterized in that said outer sleeve and the second outer sleeve are a single outer sleeve. Element 5: characterized in that the length (L 2 ) of the opening in the side wall is at least 20 percent of the length of the second casing tubular element. Element 6: characterized in that the outer sleeve contains the relief of the internal cutout in the immediate vicinity of the hole in the side wall. Element 7: characterized in that the relief of the inner cutout is a reduced thickness of the side wall of the outer sleeve in the immediate vicinity of the hole in the side wall. Element 8: characterized in that the relief of the inner cutout is a groove of the outer sleeve, located along the inner surface of the outer sleeve. Element 9: further comprising a casing centering sub connected between the first precut casing connection and the second precut casing connection. Element 10: characterized in that the rotation of the drill bit includes the rotation of the drill bit while the exit assembly reciprocates back and forth within the drilling window assembly. Element 11: characterized in that the exit assembly includes an offset sub located in close proximity to the downhole end of the tubular element, and the offset sub additionally includes an offset angle (θ) associated with the drill bit. Element 12: characterized in that the offset angle (θ) is in the range from 0.5 degrees to 5 degrees from the central axis. Element 13: characterized in that two or more laterally displaced rod grips are movable from a compressed state to an expanded state for snapping into place with two or more radially displaced slots in the first casing tubular element. Element 14: characterized in that the placement of the drilled window assembly includes the placement of the drilling window assembly with a hole in the side wall located in close proximity to the lower side of the main wellbore. Element 15: further including placing the drill bit in close proximity to the downhole end of the hole in the sidewall prior to rotation of the drill bit, and further comprising rotating the drill bit while the exit assembly reciprocates back and forth in the immediate vicinity. proximity to the downhole end of the hole in the sidewall for a first period of time, before the drill bit rotates, while the exit assembly reciprocates back and forth in close proximity to the uphole end of the hole in the sidewall wall during the second period of time. Element 16: characterized in that the rotation of the drill bit while the exit assembly is reciprocating back and forth in the immediate vicinity of the uphole end of the hole in the side wall during the second period of time includes rotation and reciprocation translational movement of the drill bit along the entire length of the hole in the side wall during the second period of time. Element 1: characterized in that the lateral wellbore is the first lateral wellbore, and additionally containing a second lateral wellbore extending from the main wellbore up the wellbore from the first lateral wellbore, and additionally, the drilling window assembly comprises a third pre-drilled a cut casing connection, wherein the third pre-cut casing connection comprises a third tubular casing element having two or more additional radially offset grooves along its inner surface, a fourth pre-cut casing connection connected to the third pre-cut casing connection, wherein the fourth precut casing joint comprises a fourth tubular casing member having a second side wall opening formed therein and a second outer sleeve surrounding at least one hour part of the second hole in the side wall and opening the second hole in the side wall for the second side wellbore.

[55] Специалистам в области техники, к которой относится данная заявка, будет понятно, что в описанные варианты реализации могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и модификации.[55] 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 (33)

1. Узел пробуриваемого окна, содержащий:1. The node of the drilled window, containing: первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль своей внутренней поверхности, причем указанные два или более смещенных в радиальном направлении пазов расположены на равном расстоянии вокруг первого трубчатого элемента обсадной колонны;a first precut casing connection, wherein the first precut casing connection comprises a first tubular casing member having two or more radially offset slots along its inner surface, said two or more radially offset slots being equally spaced around the first tubular element of the casing string; второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем;a second precut casing connection connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing member having a side wall opening formed therein; и внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны.and an outer sleeve surrounding a side wall opening in the second casing tubular. 2. Узел пробуриваемого окна по п. 1, отличающийся тем, что радиальная центральная точка отверстия в боковой стенке по существу одинаково смещена в радиальном направлении от двух из двух или более смещенных в радиальном направлении пазов.2. The drillable window assembly of claim 1, wherein the radial center point of the opening in the side wall is substantially equally radially offset from two of the two or more radially offset slots. 3. Узел пробуриваемого окна по п. 1, отличающийся тем, что внешняя муфта представляет собой неферромагнитную внешнюю муфту, которая полностью окружает второй трубчатый элемент обсадной колонны, или, необязательно, дополнительно содержащий вторую неферромагнитную внешнюю муфту, полностью окружающую первый трубчатый элемент обсадной колонны, или, необязательно, при этом указанная внешняя муфта и вторая внешняя муфта представляют собой единую внешнюю муфту.3. The drilling window assembly of claim 1, wherein the outer sleeve is a non-ferromagnetic outer sleeve that completely surrounds the second tubular casing, or optionally further comprising a second non-ferromagnetic external sleeve that completely surrounds the first tubular casing, or, optionally, wherein said outer sleeve and the second outer sleeve are a single outer sleeve. 4. Узел пробуриваемого окна по п. 1, отличающийся тем, что длина (L2) отверстия в боковой стенке составляет по меньшей мере 20 процентов длины второго трубчатого элемента обсадной колонны.4. Drillable window assembly according to claim 1, characterized in that the length (L 2 ) of the hole in the side wall is at least 20 percent of the length of the second casing tubular. 5. Узел пробуриваемого окна по п. 1, отличающийся тем, что внешняя муфта содержит рельеф внутреннего выреза в непосредственной близости от отверстия в боковой стенке, или, необязательно, при этом рельеф внутреннего выреза представляет собой уменьшенную толщину боковой стенки внешней муфты в непосредственной близости от отверстия в боковой стенке, или, необязательно, при этом рельеф внутреннего выреза представляет собой паз внешней муфты, расположенный вдоль внутренней поверхности внешней муфты.5. The drilled window assembly according to claim 1, characterized in that the outer sleeve comprises an internal cutout pattern in the immediate vicinity of the hole in the side wall, or, optionally, the inner cutout relief is a reduced thickness of the side wall of the outer sleeve in the immediate vicinity of holes in the side wall, or, optionally, the relief of the internal cutout is a groove of the outer sleeve located along the inner surface of the outer sleeve. 6. Узел пробуриваемого окна по п. 1, дополнительно содержащий центрирующий переводник обсадной колонны, соединенный между первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны и вторым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны.6. The drilling window assembly of claim 1, further comprising a casing centering sub connected between the first precut casing connection and the second precut casing connection. 7. Способ образования многоствольной скважины, включающий: размещение узла пробуриваемого окна внутри основного ствола скважины, расположенного в подземном пласте, причем узел пробуриваемого окна содержит:7. A method for forming a multilateral well, including: placing a drilled window assembly inside the main wellbore located in a subterranean formation, the drilling window assembly comprising: первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль своей внутренней поверхности, причем указанные два или более смещенных в радиальном направлении пазов расположены на равном расстоянии вокруг первого трубчатого элемента обсадной колонны;a first precut casing connection, wherein the first precut casing connection comprises a first tubular casing member having two or more radially offset slots along its inner surface, said two or more radially offset slots being equally spaced around the first tubular element of the casing string; второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем;a second precut casing connection connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing member having a side wall opening formed therein; и внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны;and an outer sleeve surrounding a side wall opening in the second casing tubular; спуск выходного узла ниже по стволу скважины к узлу пробуриваемого окна, причем выходной узел содержит трубчатый элемент, определяющий центральную ось, два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов вдоль его внешней стороны и буровое долото, соединенное с его расположенным ниже по стволу скважины концом;running an exit assembly downhole downhole to a drilled window assembly, the exit assembly comprising a tubular member defining a central axis, two or more radially offset rod grips along its outer side, and a drill bit connected to its downhole end; вращение выходного узла внутри узла пробуриваемого окна до тех пор, пока два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов не защелкнутся с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами в первом трубчатом элементе обсадной колонны;rotating the exit assembly within the drilled window assembly until the two or more radially offset rod grippers snap into place with the two or more radially offset slots in the first casing tubular; и вращение бурового долота выходного узла вдоль отверстия в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны, в то время как два или более смещенных в радиальном направлении штанговых захватов защелкиваются с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами для образования бокового ствола скважины в подземном пласте.and rotating the drill bit of the exit assembly along a hole in the side wall in the second casing tubular while the two or more radially offset rod grippers snap into place with the two or more radially offset slots to form a lateral wellbore in the subterranean formation. 8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что вращение бурового долота включает вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед внутри узла пробуриваемого окна.8. The method of claim 7 wherein the rotation of the drill bit includes rotation of the drill bit while the exit assembly reciprocates back and forth within the drilled window assembly. 9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что выходной узел содержит смещенный переводник, расположенный в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца трубчатого элемента, причем смещенный переводник дополнительно включает угол смещения (θ), при этом угол смещения (θ) находится в диапазоне от 0,5 градуса до 5 градусов от центральной оси.9. The method according to claim 7, characterized in that the output node contains an offset sub located in close proximity to the downhole end of the tubular element, and the offset sub further includes an offset angle (θ), while the offset angle (θ) is in the range from 0.5 degrees to 5 degrees from the central axis. 10. Способ по п. 7, отличающийся тем, что два или более смещенных в боковом направлении штанговых захватов выполнены с возможностью перемещения из сжатого состояния в расширенное состояние для защелкивания с двумя или более смещенными в радиальном направлении пазами в первом трубчатом элементе обсадной колонны.10. The method according to claim 7, characterized in that two or more laterally displaced rod grippers are movable from a compressed state to an expanded state for snapping with two or more radially displaced slots in the first tubular element of the casing string. 11. Способ по п. 7, отличающийся тем, что размещение узла пробуриваемого окна включает размещение узла пробуриваемого окна с отверстием в боковой стенке, расположенным в непосредственной близости от нижней стороны основного ствола скважины.11. The method of claim. 7, characterized in that the placement of the drilled window assembly includes placing the drilled window assembly with a hole in the side wall located in close proximity to the lower side of the main wellbore. 12. Способ по п. 7, дополнительно включающий размещение бурового долота в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке перед вращением бурового долота, и дополнительно включает вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного ниже по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение первого периода времени, перед вращением бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени.12. The method of claim 7, further comprising placing the drill bit in close proximity to the downhole end of the opening in the side wall prior to rotating the drill bit, and further comprising rotating the drill bit while the exit assembly reciprocates back and forth in close proximity to the downhole end of the hole in the side wall during the first period of time, before the drill bit rotates, while the exit assembly reciprocates back and forth in close proximity to the uphole borehole end holes in the side wall during the second period of time. 13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что вращение бурового долота, в то время как выходной узел совершает возвратно-поступательное движение назад и вперед в непосредственной близости от расположенного выше по стволу скважины конца отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени, включает вращение и возвратно-поступательное движение бурового долота по всей длине отверстия в боковой стенке в течение второго периода времени.13. The method of claim. 12, characterized in that the rotation of the drill bit, while the exit node reciprocates back and forth in close proximity to the uphole end of the hole in the side wall located upstream during the second period of time, includes rotation and reciprocation of the drill bit along the entire length of the hole in the side wall during the second period of time. 14. Многоствольная скважина, содержащая:14. Multilateral well containing: основной ствол скважины;main wellbore; боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины;a lateral wellbore extending from the main wellbore; и узел пробуриваемого окна, расположенный в месте соединения между основным стволом скважины и боковым стволом скважины, причем узел пробуриваемого окна содержит:and a drillable window assembly located at a junction between the main wellbore and the lateral wellbore, the drillable window assembly comprising: первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем первое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит первый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более смещенных в радиальном направлении пазов вдоль своей внутренней поверхности, причем указанные два или более смещенных в радиальном направлении пазов расположены на равном расстоянии вокруг первого трубчатого элемента обсадной колонны;a first precut casing connection, wherein the first precut casing connection comprises a first tubular casing member having two or more radially offset slots along its inner surface, said two or more radially offset slots being equally spaced around the first tubular element of the casing string; второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с первым предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем второе предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит второй трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий отверстие в боковой стенке, образованное в нем;a second precut casing connection connected to the first precut casing connection, the second precut casing connection comprising a second tubular casing member having a side wall opening formed therein; и внешнюю муфту, окружающую отверстие в боковой стенке во втором трубчатом элементе обсадной колонны.and an outer sleeve surrounding a side wall opening in the second casing tubular. 15. Многоствольная скважина по п. 14, отличающаяся тем, что боковой ствол скважины представляет собой первый боковой ствол скважины, и дополнительно содержащая второй боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины выше по стволу скважины от первого бокового ствола скважины, и дополнительно при этом узел пробуриваемого окна содержит:15. A multilateral well according to claim 14, characterized in that the lateral wellbore is the first lateral wellbore, and further comprising a second lateral wellbore extending from the main wellbore up the wellbore from the first lateral wellbore, and additionally the drilled window node contains: третье предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, причем третье предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит третий трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий два или более дополнительных смещенных в радиальном направлении пазов вдоль его внутренней поверхности;a third precut casing connection, the third precut casing connection comprising a third tubular casing member having two or more additional radially offset slots along its inner surface; четвертое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны, соединенное с третьим предварительно вырезанным соединением обсадной колонны, причем четвертое предварительно вырезанное соединение обсадной колонны содержит четвертый трубчатый элемент обсадной колонны, имеющий второе отверстие в боковой стенке, образованное в ней;a fourth precut casing connection connected to a third precut casing connection, the fourth precut casing connection comprising a fourth tubular casing member having a second side wall opening formed therein; и вторую внешнюю муфту, окружающую по меньшей мере часть второго отверстия в боковой стенке и открывающую второе отверстие в боковой стенке для второго бокового ствола скважины.and a second outer sleeve surrounding at least a portion of the second sidewall opening and exposing the second sidewall opening to the second lateral wellbore.
RU2021139531A 2019-08-13 2020-07-28 Drilling window assembly to control the geometry of the connection of a multilateral well bore RU2779959C1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US62/885,886 2019-08-13
US16/940,507 2020-07-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2779959C1 true RU2779959C1 (en) 2022-09-15

Family

ID=

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2147666C1 (en) * 1994-06-09 2000-04-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Device for drilling of well branches from bore of well drilled in geological formation
US6848504B2 (en) * 2002-07-26 2005-02-01 Charles G. Brunet Apparatus and method to complete a multilateral junction
US8505621B2 (en) * 2010-03-30 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Well assembly with recesses facilitating branch wellbore creation
US9394753B2 (en) * 2013-08-15 2016-07-19 Schlumberger Technology Corporation System and methodology for locating a deflector
RU2687729C1 (en) * 2015-12-10 2019-05-15 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. System for drilling multi-barrel wells, which enables to minimize number of round-trip operations

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2147666C1 (en) * 1994-06-09 2000-04-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. Device for drilling of well branches from bore of well drilled in geological formation
US6848504B2 (en) * 2002-07-26 2005-02-01 Charles G. Brunet Apparatus and method to complete a multilateral junction
US8505621B2 (en) * 2010-03-30 2013-08-13 Halliburton Energy Services, Inc. Well assembly with recesses facilitating branch wellbore creation
US9394753B2 (en) * 2013-08-15 2016-07-19 Schlumberger Technology Corporation System and methodology for locating a deflector
RU2687729C1 (en) * 2015-12-10 2019-05-15 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. System for drilling multi-barrel wells, which enables to minimize number of round-trip operations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6454007B1 (en) Method and apparatus for casing exit system using coiled tubing
US10161227B2 (en) Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore
US7575050B2 (en) Method and apparatus for a downhole excavation in a wellbore
US11286722B2 (en) Deflector assembly and method for forming a multilateral well
AU2020402043A1 (en) Downhole tool with a releasable shroud at a downhole tip thereof
CA3144980C (en) A drillable window assembly for controlling the geometry of a multilateral wellbore junction
US6923274B2 (en) Retrievable pre-milled window with deflector
US20050133268A1 (en) Method and apparatus for casing and directional drilling using bi-centered bit
RU2779959C1 (en) Drilling window assembly to control the geometry of the connection of a multilateral well bore
US8763701B2 (en) Window joint for lateral wellbore construction
US11466544B2 (en) Lateral locating assembly for lateral intervention
RU2799804C1 (en) Y-block to provide access to the main and lateral wellbores and related system and multilateral connection
RU2809576C1 (en) Well tools and system, method for forming well system (embodiments), and y-shaped block to provide access to the main or side well branch
RU2776020C1 (en) Deflector assembly with a window for a multilateral borehole, multilateral borehole system and method for forming a multilateral borehole system
EA039909B1 (en) System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole
CA2707136A1 (en) A permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore