RU2799804C1 - Y-block to provide access to the main and lateral wellbores and related system and multilateral connection - Google Patents
Y-block to provide access to the main and lateral wellbores and related system and multilateral connection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2799804C1 RU2799804C1 RU2022111567A RU2022111567A RU2799804C1 RU 2799804 C1 RU2799804 C1 RU 2799804C1 RU 2022111567 A RU2022111567 A RU 2022111567A RU 2022111567 A RU2022111567 A RU 2022111567A RU 2799804 C1 RU2799804 C1 RU 2799804C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- channel
- main
- wellbore
- axial line
- diameter
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Перекрестная ссылка на родственную заявкуCross-reference to related application
[0001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США № 17/118,317, поданной 10 декабря 2020 г. и озаглавленной «HIGH-PRESSURE MULTILATERAL JUNCTION WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL», которая испрашивает преимущество предварительной заявки на патент США № 62/946,219, поданной 10 декабря 2019 г. и озаглавленной «HIGH PRESSURE MIC WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL», в настоящее время находящихся на рассмотрении и полностью включенных в данный документ посредством ссылки.[0001] This application claims the benefit of U.S. Patent Application No. 17/118,317, filed December 10, 2020, entitled "HIGH-PRESSURE MULTILATERAL JUNCTION WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL," which claims the benefit of U.S. Provisional Application No. 62/946,219, filed December 10, 2020 19 and entitled "HIGH PRESSURE MIC WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL", currently under review and incorporated herein by reference in their entirety.
Уровень техникиState of the art
[0002] Различные операции в стволе скважины требуют избирательного доступа к определенным участкам ствола скважины. Одной из таких избирательных скважинных операций является горизонтальная многостадийная гидравлическая интенсификация притока, а также многостадийный гидроразрыв пласта («ГРП» или «гидроразрыв»). В многоствольных скважинах обработки путем многостадийной интенсификации притока проводят внутри нескольких боковых стволов скважины. Эффективный доступ ко всем боковым стволам скважины имеет решающее значение для завершения успешной обработки путем интенсификации притока под давлением, а также имеет решающее значение для избирательного входа в несколько боковых стволов скважины с помощью других скважинных устройств. Из публикации US 2010/163240 известно устройство для обеспечения доступа к различным стволам многоствольной скважины. Однако это известное устройство обладает недостаточной эффективностью.[0002] Various operations in the wellbore require selective access to certain sections of the wellbore. One such selective well operation is horizontal multi-stage hydraulic stimulation, as well as multi-stage hydraulic fracturing (“HF” or “fracturing”). In multilateral wells, multi-stage stimulation treatments are carried out within several lateral wellbores. Efficient access to all lateral wellbores is critical to completing a successful pressure stimulation treatment, and is also critical to selectively entering multiple lateral wellbores with other downhole devices. From publication US 2010/163240, a device is known for providing access to different boreholes of a multilateral well. However, this known device has insufficient efficiency.
Краткое описание чертежейBrief description of the drawings
[0003] Далее приведена ссылка на следующее описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:[0003] Reference is made to the following description, taken in conjunction with the accompanying drawings, in which:
[0004] на фиг. 1 проиллюстрирована скважинная система для добычи из углеводородного пласта-коллектора, причем скважинная система содержит y-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[0004] in FIG. 1 illustrates a well system for production from a hydrocarbon reservoir, the well system comprising a y-block designed, manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;
[0005] на фиг. 2 проиллюстрирован вид в перспективе y-образного блока, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения; [0005] in FIG. 2 is a perspective view of a y-block designed, manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;
[0006] на фиг. 3 проиллюстрирован вид в перспективе в поперечном разрезе y-образного блока, проиллюстрированного на фиг. 2;[0006] in FIG. 3 is a cross-sectional perspective view of the y-block illustrated in FIG. 2;
[0007] на фиг. 4 проиллюстрирован вид не в перспективе в поперечном разрезе y-образного блока, проиллюстрированного на фиг. 2;[0007] in FIG. 4 illustrates a non-perspective cross-sectional view of the y-block illustrated in FIG. 2;
[0008] на фиг. 5А и фиг. 5В проиллюстрированы различные виды в поперечном разрезе области y-образного блока, в которой второй и третий каналы перекрывают друг друга;[0008] in FIG. 5A and FIG. 5B illustrates various cross-sectional views of a region of a y-block in which the second and third channels overlap each other;
[0009] на фиг. 6 проиллюстрирован один вариант реализации многоствольного соединения, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с данным изобретением; и[0009] in FIG. 6 illustrates one embodiment of a multi-barrel joint designed, manufactured and operated in accordance with the present invention; And
[0010] на фиг. 7-19 проиллюстрирован способ образования, гидроразрыва и/или добычи из скважинной системы.[0010] in FIG. 7-19 illustrate a method of formation, fracturing and/or production from a well system.
Осуществление изобретенияImplementation of the invention
[0011] В графических материалах и последующем описании одинаковые части обычно обозначены в описании и в графических материалах соответственно одинаковыми ссылочными позициями. Фигуры не обязательно представлены с соблюдением масштаба. Некоторые признаки данного изобретения могут быть показаны в преувеличенном масштабе или в несколько схематической форме, а некоторые детали определенных элементов могут быть не показаны в интересах ясности и краткости. Настоящее изобретение может быть реализовано в вариантах реализации различных форм.[0011] In the drawings and the following description, like parts are generally referred to in the description and drawings, respectively, by the same reference numerals. The figures are not necessarily drawn to scale. Some features of the present invention may be shown on an exaggerated scale or in a somewhat schematic form, and some details of certain elements may be omitted in the interests of clarity and brevity. The present invention may be embodied in various forms.
[0012] Конкретные варианты реализации подробно описаны и показаны в графических материалах при понимании того, что настоящее описание следует рассматривать как иллюстративное представление принципов данного изобретения и оно не предназначено для ограничения данного изобретения тем, что проиллюстрировано и описано в данном документе. Следует полностью признать, что различные идеи обсуждаемых в данном документе вариантов реализации можно использовать отдельно или в любой подходящей комбинации для получения требуемых результатов.[0012] Specific embodiments are described in detail and shown in the drawings with the understanding that the present description is to be considered as an illustrative representation of the principles of the present invention and is not intended to limit the present invention to what is illustrated and described herein. It should be fully recognized that the various ideas discussed in this document options for implementation can be used alone or in any suitable combination to obtain the desired results.
[0013] Если не указано иное, использование терминов «соединять», «входить в зацепление», «связывать», «прикреплять» или любых других подобных терминов, описывающих взаимодействие между элементами, не означает ограничение взаимодействия прямым взаимодействием между элементами и может также включать косвенное взаимодействие между описанными элементами. Если не указано иное, использование терминов «вверху», «верхний», «вверх», «выше по стволу скважины», «выше по течению» или других подобных терминов следует толковать как преимущественно направленное к поверхности земли; аналогичным образом, использование терминов «внизу», «нижний», «вниз», «ниже по стволу скважины» или других подобных терминов следует толковать как преимущественно направленное к забою, забойному концу скважины, независимо от ориентации ствола скважины. Использование любого одного или более из вышеуказанных терминов не следует толковать как обозначение положений вдоль идеально вертикальной оси. В некоторых случаях часть вблизи конца скважины может быть горизонтальной или даже слегка направленной вверх. В таких случаях термины «вверху», «верхний», «вверх», «выше по стволу скважины», «выше по течению» или другие подобные термины следует использовать для обозначения направления к концу поверхности скважины. Если не указано иное, использование термина[0013] Unless otherwise indicated, the use of the terms "connect", "engage", "bind", "attach" or any other similar terms describing interaction between elements is not intended to limit interaction to direct interaction between elements and may also include indirect interaction between the described elements. Unless otherwise indicated, the use of the terms "up", "upper", "up", "uphole", "upstream" or other similar terms should be construed as predominantly directed towards the surface of the earth; similarly, the use of the terms "downhole", "lower", "down", "downhole" or other similar terms should be interpreted as predominantly directed to the bottom, bottomhole end of the well, regardless of the orientation of the wellbore. The use of any one or more of the above terms should not be construed as indicating positions along a perfectly vertical axis. In some cases, the portion near the end of the well may be horizontal or even slightly upward. In such cases, the terms "up", "upper", "up", "uphole", "upstream" or other similar terms should be used to indicate the direction towards the end of the surface of the well. Unless otherwise noted, the use of the term
«подземный пласт» следует толковать как охватывающее как участки под открытой землей, так и участки под землей, покрытой водой, такой как воды океана или пресная вода."subterranean formation" should be interpreted to include both areas under open land and areas under ground covered by water, such as ocean water or fresh water.
[0014] Особой проблемой для нефтегазовой отрасли является разработка герметичного многоствольного соединения уровня 5 по стандарту модернизации технологии многоствольных скважин (TAML; Technology Advancement of Multilaterals), которое может быть установлено в обсадной колонне (например, обсадной колонне диаметром 7 5/8 дюйма), а также обеспечивает доступ по внутреннему диаметру (ВД) (например, доступ по ВД ~3 1/2 дюйма) к основному стволу скважины после установки соединения. Этот тип многоствольного соединения может быть полезен для интенсификации притока и/или операций по очистке скважины с помощью гибких насосно-компрессорных труб. Предполагается, что будущие многоствольные скважины будут бурить из существующих буровых окон/скважин, где к существующему стволу скважины будут добавлены дополнительные боковые стволы. Если из обсадной колонны (например, обсадной колонны диаметром 9 5/8 дюйма) можно образовать боковой ствол скважины, то можно установить хвостовик (например, хвостовик диаметром 7 дюймов или 7 5/8 дюйма) с новой точкой выхода обсадной колонны, расположенной в оптимальном местоположении для доступа к неисчерпаемым запасам.[0014] A particular challenge for the oil and gas industry is the development of a Technology Advancement of Multilaterals (TAML) pressure-tight multilateral connection that can be installed in a casing string (e.g., 7 5/8 inch diameter casing) and also provides internal diameter (ID) access (e.g., ~3 1/2 inch ID access) to the main wellbore after the connection is established. This type of multilateral connection may be useful for stimulation and/or cleanout operations using coiled tubing. It is envisaged that future multilateral wells will be drilled from existing drilling windows/wells where additional sidetracks will be added to the existing wellbore. If the casing string (e.g., 9 5/8" diameter casing) can be formed into a lateral wellbore, then a liner (e.g., 7" or 7 5/8" diameter liner) can be installed with a new casing exit point located in an optimal location to access inexhaustible reserves.
[0015] Далее в соответствии с фиг. 1 проиллюстрирована схема скважинной системы 100 для добычи из углеводородного пласта в соответствии с некоторыми приведенными в качестве примера вариантами реализации. Скважинная система 100 в одном или более вариантах реализации содержит насосную станцию 110, основной ствол 120 скважины, насосно-компрессорные трубы 130, 135, которые могут иметь различные диаметры трубчатых элементов, и совокупность многоствольных соединений 140, а также боковые ответвления 150 с дополнительными трубами, объединенными с основным каналом труб 130, 135. Каждое многоствольное соединение 140 может содержать соединение, спроектированное, изготовленное или эксплуатируемое в соответствии с данным изобретением, включая многоствольное соединение, содержащее новый y-образный блок в соответствии с данным изобретением. Скважинная система 100 может дополнительно содержать блок 160 управления. Блок 160 управления в этом варианте реализации выполнен с возможностью управления потоком в многоствольные соединения и/или боковые ответвления 150 и/или из них, а также другими устройствами в скважине.[0015] Further, referring to FIG. 1 illustrates a diagram of a downhole system 100 for production from a hydrocarbon reservoir, in accordance with some exemplary embodiments. The well system 100 in one or more embodiments includes a pumping station 110, a main wellbore 120, tubing 130, 135, which may have different tubular diameters, and a plurality of multilateral connections 140, as well as lateral branches 150 with additional pipes integrated with the main channel of the pipes 130, 135. Each multilateral connection 140 may contain a connection , designed, manufactured or operated in accordance with this invention, including a multi-barrel connection containing a new y-block in accordance with this invention. The downhole system 100 may further comprise a control unit 160. The control unit 160 in this embodiment is configured to control flow to and/or from the multilateral connections and/or side branches 150, as well as other devices in the well.
[0016] Со ссылкой на фиг. 2 проиллюстрирован вид в перспективе y-образного блока 200, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Y-образный блок 200 содержит корпус 210. Например, корпус 210 может представлять собой цельный элемент металла, отфрезерованный таким образом, чтобы иметь различные каналы в соответствии с данным изобретением. В другом варианте реализации корпус 210 представляет собой литой металлический корпус, выполненный с различными каналами в соответствии с данным изобретением. Корпус 210 в соответствии с одним вариантом реализации может содержать первый конец 220 и второй противоположный конец 225. Первый конец 220 в одном или более вариантах реализации представляет собой первый расположенный выше по стволу скважины конец, а второй конец 225 в одном или более вариантах реализации представляет собой второй расположенный ниже по стволу скважины конец.[0016] With reference to FIG. 2 is a perspective view of a y-block 200 designed, manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. The Y-block 200 includes a housing 210. For example, the housing 210 may be a single piece of metal milled to have various channels in accordance with the present invention. In another embodiment, housing 210 is a cast metal housing provided with various channels in accordance with the present invention. The housing 210, in accordance with one embodiment, may include a first end 220 and a second opposite end 225. The first end 220, in one or more embodiments, is the first uphole end, and the second end 225, in one or more embodiments, is the second downhole end.
[0017] Корпус 210 может иметь длину (L), которая в раскрытом варианте реализации определяется первым концом 220 и вторым противоположным концом 225. Длина (L) может сильно варьироваться и оставаться в пределах объема данного изобретения. Однако в одном варианте реализации длина (L) составляет от около 0,5 метра до около 4 метров. В еще одном варианте реализации длина (L) находится в диапазоне от около 1,5 метра до около 2,0 метра, а в еще одном варианте реализации длина (L) составляет около 1,8 метра (например, около 72 дюйма).[0017] The body 210 may have a length (L), which in the disclosed embodiment is defined by the first end 220 and the second opposite end 225. The length (L) can vary greatly and remain within the scope of this invention. However, in one embodiment, the length (L) is from about 0.5 meters to about 4 meters. In another embodiment, the length (L) is in the range of about 1.5 meters to about 2.0 meters, and in another embodiment, the length (L) is about 1.8 meters (eg, about 72 inches).
[0018] Y-образный блок 200 в одном или более вариантах реализации содержит одиночный первый канал 230, проходящий в корпус 210 от первого конца 220. В раскрытом варианте реализации одиночный первый канал 230 определяет первую осевую линию 235. Y-образный блок 200 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит второй 5 канал 240 и третий канал 250, проходящие в корпус 210. В проиллюстрированном варианте реализации второй канал 240 и третий канал 250 ответвляются от одиночного первого канала 230 в точке между первым концом 220 и вторым противоположным концом 225. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения второй канал 240 определяет вторую осевую линию 245, а третий канал 250 определяет третью осевую линию 255. Как будет более подробно рассмотрено ниже, вторая осевая линия 245 и третья осевая линия 255 могут быть расположены под углом друг к другу в одном или более вариантах реализации в соответствии с данным изобретением. Более того, Y-образный блок 200 обеспечивает равный и избирательный доступ к обеим ответвлениям.[0018] The Y-block 200 in one or more embodiments includes a single first channel 230 extending into the housing 210 from the first end 220. In the disclosed embodiment, the single first channel 230 defines the first centerline 235. The Y-block 200 in one or more embodiments further comprises a second 5 channel 240 and a third channel 250 extending into the housing 210. In the illustrated embodiment second conduit 240 and third conduit 250 branch off from a single first conduit 230 at a point between first end 220 and second opposite end 225. In accordance with one embodiment of the present invention, second conduit 240 defines second centerline 245 and third conduit 250 defines third centerline 255. As will be discussed in more detail below, second centerline 245 and third centerline 255 may be located below angle to each other in one or more embodiments in accordance with the present invention. Moreover, the Y-block 200 provides equal and selective access to both branches.
[0019] Со ссылкой на фиг. 3 проиллюстрирован вид в перспективе в поперечном разрезе y-образного блока 200, проиллюстрированного на фиг. 2. На фиг. 3 более четко проиллюстрированы первая осевая линия 235, вторая осевая линия 245 и третья осевая линия 255. На фиг. 3 дополнительно проиллюстрировано, как второй канал 240 и третий канал 250 ответвляются от одиночного первого канал 230 в точке между первым концом 220 и вторым противоположным концом 225. Конкретно для варианта реализации, показанного на фиг. 3, второй канал 240 и третий канал 250 ответвляются от одиночного первого канала 230 в точке, находящейся в непосредственной близости от первого конца[0019] With reference to FIG. 3 illustrates a cross-sectional perspective view of the y-block 200 illustrated in FIG. 2. In FIG. 3 more clearly illustrates the first center line 235, the second center line 245, and the third center line 255. In FIG. 3 further illustrates how second conduit 240 and third conduit 250 branch off from single first conduit 230 at a point between first end 220 and second opposite end 225. Specifically, for the embodiment shown in FIG. 3, the second conduit 240 and the third conduit 250 branch off from the single first conduit 230 at a point immediately adjacent to the first end.
220. В некоторых вариантах реализации, таких как показанный, второй и третий каналы 240, 250 перекрывают друг друга в непосредственной близости от одиночного первого канала 230. Соответственно, перекрывающаяся часть второго и третьего каналов 240, 250 может обеспечивать смешивание флюидов из второго канала 240 и третьего канала 250 внутри y-образного блока 200. Второй канал 240 и третий канал 250 в одном или более вариантах реализации представляют собой канал основного ответвления и канал бокового ответвления, соответственно.220. In some embodiments, such as the one shown, the second and third channels 240, 250 overlap each other in close proximity to the single first channel 230. Accordingly, the overlapping portion of the second and third channels 240, 250 may allow fluids to be mixed from the second channel 240 and the third channel 250 within the y-block 200. The second channel 240 and the third channel 250, in one or more embodiments, are a channel main branch and side branch channel, respectively.
[0020] Со ссылкой на фиг. 4 проиллюстрирован вид не в перспективе в поперечном разрезе y-образного блока 200, проиллюстрированного на фиг. 2. На фиг. 4 дополнительно проиллюстрировано, что вторая осевая линия 245 и третья осевая линия 255 расположены под углом друг к другу, например под углом (β). Этот угол (β) помогает с оценкой скорости выброса ГРП y-образного блока 200. В некоторых вариантах реализации угол (β) помогает y-образному блоку 200 достигать скорости выброса 5000 фунтов/кв. дюйм, в еще других вариантах реализации угол (β) помогает y-образному блоку 200 достигать скорости выброса[0020] With reference to FIG. 4 illustrates a non-perspective cross-sectional view of the y-block 200 illustrated in FIG. 2. In FIG. 4 further illustrates that the second center line 245 and the third center line 255 are at an angle to each other, such as at an angle (β). This angle (β) helps with estimating the frac kick rate of the y-block 200. In some embodiments, the angle (β) helps the y-block 200 achieve a kick rate of 5000 psi. inch, in still other embodiments, the angle (β) helps the y-block 200 achieve the ejection velocity
8000 фунтов/кв. дюйм, а в еще других вариантах реализации угол (β) помогает y-образному блоку 200 достигать скорости выброса 10 000 фунтов/5 кв. дюйм. Угол (β) может сильно варьироваться в зависимости от длины (L), но обычно составляет менее около 3 градусов. В некоторых других вариантах реализации угол (β) может составлять менее 2 градусов, а в некоторых вариантах реализации - приблизительно 1 градус или менее.8000 psi inch, and in yet other implementations, the angle (β) helps the y-block 200 to achieve a release rate of 10,000 psi. inch. The angle (β) can vary greatly with length (L), but is typically less than about 3 degrees. In some other embodiments, the angle (β) may be less than 2 degrees, and in some embodiments, approximately 1 degree or less.
[0021] В дополнение к варианту реализации, показанному на фиг. 4, вторая осевая линия 245 расположена под углом относительно первой осевой линии 235, а в еще одном варианте реализации третья осевая линия 255 расположена под углом относительно первой осевой линии 235. Соответственно, одна или обе из второй осевой линии 245 и/или третьей осевой линии 255 могут быть расположены под углом относительно первой осевой линии 235. Например, вторая осевая линия 245 может иметь угол (θ) между собой и первой осевой линией 235, а третья осевая линия 255 может иметь угол (α) между собой и первой осевой линией 235. В одном или более вариантах реализации данного изобретения угол (θ) больше, чем угол (α). Угол (θ) может сильно варьироваться в зависимости от длины (L), но обычно[0021] In addition to the embodiment shown in FIG. 4, the second center line 245 is angled with respect to the first center line 235, and in another embodiment, the third center line 255 is angled with respect to the first center line 235. Accordingly, one or both of the second center line 245 and/or the third center line 255 may be angled with respect to the first center line 235. For example, the second center line 245 may have an angle (θ) between itself and the first axis line 235, and the third axis line 255 may have an angle (α) between itself and the first axis line 235. In one or more embodiments of the present invention, the angle (θ) is greater than the angle (α). The angle (θ) can vary greatly depending on the length (L), but usually
составляет менее около 1 градуса. В некоторых других вариантах реализации угол (θ) может составлять менее 0,75 градуса, а в некоторых вариантах реализации - приблизительно 0,6 градуса. Угол (α) также может сильно варьироваться в зависимости от длины (L), но обычно составляет менее около 1 градуса. В некоторых других вариантах реализации угол (α) может составлять менее 0,75 градуса, а в некоторых вариантах реализации - приблизительно 0,4 градуса. Предполагают, что первая осевая линия 235 представляет собой горизонтальную линию, вторая осевая линия 245 наклонена вниз от горизонтали под углом (θ), а третья осевая линия 255 наклонена вверх от горизонтальной линии под углом (α), причем угол (θ) и угол (α) будут совместно составлять угол (β), обсуждавшийся выше.is less than about 1 degree. In some other embodiments, the angle (θ) may be less than 0.75 degrees, and in some embodiments, approximately 0.6 degrees. The angle (α) can also vary greatly with length (L), but is typically less than about 1 degree. In some other embodiments, the angle (α) may be less than 0.75 degrees, and in some embodiments, approximately 0.4 degrees. It is assumed that the first center line 235 is a horizontal line, the second center line 245 is inclined downward from the horizontal at an angle (θ), and the third center line 255 is inclined upward from the horizontal line at an angle (α), and the angle (θ) and the angle (α) will together constitute the angle (β) discussed above.
[0022] Вторая и третья осевые линии 245, 255 в одном или более вариантах реализации представляют собой прямые осевые линии, проходящие по длине (L) y - образного блока 200. Например, в этом варианте реализации и второй канал 240 и/или третий канал 250 будет включать только одну прямую осевую линию, в отличие от каждого, включающего две или более осевых линий, смещенных под углом. Более того, даже если второй канал 240 и/или третий канал 250 имеют разные части с разными диаметрами, как в случае со вторым каналом 240, проиллюстрированным на фиг. 4, в соответствии с этим вариантом реализации и вторая осевая линия 245, и третья осевая линия 255 по-прежнему будут включать только одну прямую осевую линию. Кроме того, следует отметить, что осевая линия 235 не обязательно должна быть концентричной с наружным диаметром (НД), определенным позицией 244.[0022] The second and third centerlines 245, 255 in one or more embodiments are straight centerlines extending along the length (L) of the y-block 200. For example, in this embodiment, both the second channel 240 and/or the third channel 250 will include only one straight centerline, as opposed to each including two or more angled centerlines. Moreover, even if the second channel 240 and/or the third channel 250 have different portions with different diameters, as is the case with the second channel 240 illustrated in FIG. 4, in accordance with this embodiment, both the second center line 245 and the third center line 255 will still include only one straight center line. In addition, it should be noted that the center line 235 need not be concentric with the outside diameter (OD) defined by 244.
[0023] Одиночный первый канал 230, второй канал 240 и третий канал 250 могут иметь разные диаметры и оставаться в объеме данного изобретения. В одном варианте реализации одиночный первый канал 230 имеет диаметр (d1). Диаметр (d1) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d1) находится в диапазоне от около 2,5 см до около 60,1 см (например, от около 1 дюйма до около 24 дюймов). Диаметр (d1) в одном или более вариантах реализации составляет от около 7,6 см до около 40,6 см (например, от около 3 дюймов до около 16 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d1) может находиться в диапазоне от около 15,2 см до около 30,5 см (например, от около 6 дюймов до около 12 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d1) может находиться в диапазоне от около 17,8 см до около 25,4 см (например, от около 7 дюймов до около 10 дюймов), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 21,6 см (например, около 8,5 дюйма).[0023] Single first channel 230, second channel 240 and third channel 250 may have different diameters and remain within the scope of this invention. In one embodiment, the implementation of a single first channel 230 has a diameter (d 1 ). The diameter (d 1 ) can vary widely, but in one or more embodiments, the diameter (d 1 ) ranges from about 2.5 cm to about 60.1 cm (eg, about 1 inch to about 24 inches). The diameter (d 1 ) in one or more embodiments is from about 7.6 cm to about 40.6 cm (eg, from about 3 inches to about 16 inches). In yet another embodiment, the diameter (d 1 ) may range from about 15.2 cm to about 30.5 cm (eg, about 6 inches to about 12 inches). In another embodiment, the diameter (d1) may range from about 17.8 cm to about 25.4 cm (e.g., about 7 inches to about 10 inches), and more specifically, in one embodiment, the value is about 21.6 cm (e.g., about 8.5 inches).
[0024] В одном варианте реализации третий канал 250 имеет диаметр (d3). Диаметр (d3) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d3) находится в диапазоне от около 0,64 см до около 50,8 см (например, от около 1/4 дюйма до около 20 дюймов). Диаметр (d3) в одном или более других вариантах реализации находится в диапазоне от около 2,5 см до около 17,8 см (например, от около 1 дюйма до около 7 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d3) может находиться в диапазоне от около 6,4 см до около 12,7 см (например, от около 2,5 дюйма до около 5 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d3) может находиться в диапазоне от около 7,6 см до около 10,2 см (например, от около 3 дюйма до около 4 дюйма), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 8,9 см (например, около 3,5 дюйма).[0024] In one implementation, the third channel 250 has a diameter (d 3 ). The diameter (d 3 ) can vary widely, but in one or more embodiments, the diameter (d 3 ) ranges from about 0.64 cm to about 50.8 cm (eg, about 1/4 inch to about 20 inches). The diameter (d 3 ) in one or more other embodiments is in the range of about 2.5 cm to about 17.8 cm (eg, about 1 inch to about 7 inches). In yet another embodiment, the diameter (d 3 ) may range from about 6.4 cm to about 12.7 cm (eg, from about 2.5 inches to about 5 inches). In another embodiment, the diameter (d 3 ) may range from about 7.6 cm to about 10.2 cm (e.g., about 3 inches to about 4 inches), and more specifically, in one embodiment, the value is about 8.9 cm (e.g., about 3.5 inches).
[0025] В одном варианте реализации третий канал 240 имеет диаметр (d2). Диаметр (d2) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d2) находится в диапазоне от около 0,64 см до около 50,8 см (например, от около 1/4 дюйма до около 20 дюймов). Диаметр (d2) в одном или более вариантах реализации составляет от около 2,5 см до около 17,8 см (например, от около 1 дюйм до около 7 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d2) может находиться в диапазоне от около 6,4 см до около 12,7 см (например, от около 2,5 дюйма до около 5 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d2) может находиться в диапазоне от около 7,6 см до около[0025] In one implementation, the third channel 240 has a diameter (d 2 ). The diameter (d 2 ) can vary widely, but in one or more embodiments, the diameter (d 2 ) ranges from about 0.64 cm to about 50.8 cm (eg, about 1/4 inch to about 20 inches). The diameter (d 2 ) in one or more embodiments is from about 2.5 cm to about 17.8 cm (eg, from about 1 inch to about 7 inches). In yet another embodiment, the diameter (d 2 ) may range from about 6.4 cm to about 12.7 cm (eg, from about 2.5 inches to about 5 inches). In yet another embodiment, the diameter (d 2 ) may range from about 7.6 cm to about
10,2 см (например, от около 3 дюйма до около 4 дюйма), 5 и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 8,9 см (например, около 3,5 дюйма). В некоторых других вариантах реализации второй канал 240 имеет первую часть 242 и вторую часть 244. В проиллюстрированном варианте реализации первая часть 242 имеет диаметр (d2), а вторая часть имеет больший диаметр (d2’). Больший диаметр (d2’) обеспечивает возможность размещения всех необходимых инструментов в y-образном блоке 200. Больший диаметр (d2’) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации больший диаметр (d2’) находится в диапазоне от около 0,95 см до около 53,3 см (например, от около 3/8 дюйма до около 21 дюйма). Больший диаметр (d2’) в одном или более вариантах реализации находится в диапазоне от около 3,18 см до около 18,4 см (например, от около 1,25 дюйма до около 7,25 дюйма). В еще одном варианте реализации больший диаметр (d2’) может находиться в диапазоне от около 7 см до около 13,34 см (например, от около 2,75 дюйма до около 5,25 дюйма). В еще одном варианте10.2 cm (eg, about 3 inches to about 4 inches), 5, and more specifically, in one embodiment, the value is about 8.9 cm (eg, about 3.5 inches). In some other embodiments, the second channel 240 has a first part 242 and a second part 244. In the illustrated embodiment, the first part 242 has a diameter (d 2 ) and the second part has a larger diameter (d 2' ). The larger diameter (d2') allows all necessary tools to be accommodated in the y-block 200. The larger diameter (d 2' ) can vary widely, but in one or more embodiments, the larger diameter (d 2' ) ranges from about 0.95 cm to about 53.3 cm (e.g., about 3/8 inch to about 21 inch). The major diameter (d 2' ) in one or more embodiments is in the range of about 3.18 cm to about 18.4 cm (eg, about 1.25 inches to about 7.25 inches). In yet another embodiment, the larger diameter (d 2' ) may range from about 7 cm to about 13.34 cm (eg, about 2.75 inches to about 5.25 inches). In another variant
реализации диаметр (d2) может находиться в диапазоне от около 8,26 см до около 10,8 см (например, от около 3,25 дюйма до около 4,25 дюйма), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 9,53 см (например, около 3,75 дюйма). В некоторых других вариантах реализации второй диаметр (d2) равен третьему диаметру (d3), а больший диаметр (d2’) больше как второго диаметра (d2), так и третьего диаметра (d3).implementation diameter (d2) may range from about 8.26 cm to about 10.8 cm (for example, from about 3.25 inches to about 4.25 inches), and more specifically, in one embodiment, the value is about 9.53 cm (for example, about 3.75 inches). In some other embodiments, the second diameter (d 2 ) is equal to the third diameter (d 3 ) and the larger diameter (d 2' ) is greater than both the second diameter (d 2 ) and the third diameter (d 3 ).
[0026] В некоторых вариантах реализации вторая часть 244 расположена между первой частью 242 и одиночным первым каналом 230. Кроме того, в некоторых других вариантах реализации первая часть 242 имеет длину (L1), а вторая часть 244 имеет длину (L2). В соответствии с одним или более вариантами реализации длина (L2) второй части 244 по меньшей мере в два раза превышает длину (L1) первой части 242. В соответствии с одним или более другими вариантами реализации длина (L2) второй части 244 по меньшей мере в три раза превышает длину (L1) первой части 242.[0026] In some embodiments, the second part 244 is located between the first part 242 and a single first channel 230. In addition, in some other implementations, the first part 242 has a length (L 1 ) and the second part 244 has a length (L 2 ). In accordance with one or more implementation options, the length (L 2 ) of the second part 244 is at least twice the length (L 1 ) of the first part 242. In accordance with one or more other implementation options, the length (L 2 ) of the second part 244 is at least three times the length (L 1 ) of the first part 242.
[0027] Одиночный первый канал 230, второй канал 240 и третий канал 250 в одном или более вариантах реализации выполнены с возможностью соединения с различными другими элементами. Например, в одном или более вариантах реализации одиночный первый канал 230 скважины может содержать муфтовое соединение или штифтовое соединение для вхождения в зацепление с другими расположенными выше по стволу скважины элементами. Аналогично, второй канал 240 может содержать муфтовое соединение или штифтовое соединение для вхождения в зацепление с другими скважинными элементами, такими как ответвление основного ствола скважины. В одном или более других вариантах реализации третий канал 250 может быть направлен в муфтовое соединение для вхождения в зацепление с другими скважинными элементами, такими как ответвление бокового ствола скважины. Тем не менее, настоящее изобретение не должно ограничивать тип соединения, которое может быть использовано в одиночном первом канале 230, втором канале 240 или третьем канале 250.[0027] A single first channel 230, a second channel 240, and a third channel 250, in one or more embodiments, are configured to connect to various other elements. For example, in one or more embodiments, the single first well bore 230 may include a box joint or a pin joint for engagement with other uphole elements. Similarly, the second channel 240 may include a box connection or a pin connection for engagement with other downhole elements, such as a branch of the main wellbore. In one or more other embodiments, the third channel 250 may be routed into a box joint for engagement with other downhole elements, such as a lateral wellbore branch. However, the present invention should not limit the type of connection that can be used in a single first channel 230, second channel 240, or third channel 250.
[0028] Со ссылкой на фиг. 5А и фиг. 5В проиллюстрированы различные другие виды в поперечном разрезе области y-образного блока 200, в которой второй и третий каналы 240, 250 перекрывают друг друга. Как показано на фиг. 5A, что аналогично y-образному блоку, показанному на фиг. 4, общая внутренняя стенка 510 второго и третьего каналов 240, 250 подходит к притупленному концу 520 снятия напряжения в местоположении, в котором сходятся второй и третий каналы 240, 250. По существу, притупленный конец 520 снятия напряжения удаляет чрезвычайно тонкие области боковых стенок второго и третьего каналов 240, 250, когда они приближаются друг к другу, например, для предотвращения их физического разрушения под давлением и потенциального повреждения y-образного блока 200. Этот притупленный конец 520 снятия напряжения может быть образован с помощью одного или более различных процессов механической обработки. В некоторых вариантах реализации для образования притупленного конца 520 снятия напряжения используют процесс фрезерования. В других 25 вариантах реализации для образования притупленного конца 520 снятия напряжения используют процесс электроискровой обработки (EDM; electric discharge machining). В противоположность этому, на фиг. 5В проиллюстрирована общая внутренняя стенка второго и третьего каналов 240, 250, доходящая до острого конца 530 в местоположении, в котором сходятся второй и третий каналы 240, 250. Острый конец 530 по-прежнему подвержен смятию, но в некоторых вариантах реализации смятая область дает определенные преимущества.[0028] With reference to FIG. 5A and FIG. 5B illustrates various other cross-sectional views of the region of the y-block 200 in which the second and third channels 240, 250 overlap. As shown in FIG. 5A, which is similar to the y-block shown in FIG. 4, the common inner wall 510 of the second and third channels 240, 250 approaches the blunt end 520 of the stress relief at the location where the second and third channels 240, 250 converge. As such, the blunt end 520 of the stress relief removes extremely thin areas of the side walls of the second and third channels 240, 250 as they approach each other, for example, to prevent their physical failure under pressure and potential damage to the y-block. 200. This stress relief blunt end 520 may be formed by one or more different machining processes. In some embodiments, a milling process is used to form the stress relief blunt end 520. In the other 25 embodiments, an electric discharge machining (EDM) process is used to form the stress relief blunt end 520 . In contrast, in Fig. 5B illustrates the common inner wall of the second and third channels 240, 250 extending to the sharp end 530 at the location where the second and third channels 240, 250 converge. The sharp end 530 is still prone to crinkling, but in some embodiments, the crinkled area provides certain advantages.
[0029] Со ссылкой на фиг. 6 проиллюстрирован один вариант реализации многоствольного соединения 600, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с данным изобретением. Многоствольное соединение 600 в проиллюстрированном варианте реализации содержит y- образный блок 610, ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала. Y-образный блок 610 может содержать любой Y-образный блок в соответствии с данным изобретением, включая Y-образный блок 200, рассмотренный выше в отношении фиг. 2-5B.[0029] With reference to FIG. 6 illustrates one embodiment of a multi-barrel joint 600 designed, manufactured and operated in accordance with the present invention. The multi-link 600 in the illustrated embodiment includes a y-block 610, a main channel branch 620, and a side channel branch 630. The Y-block 610 may comprise any Y-block according to the present invention, including the Y-block 200 discussed above with respect to FIG. 2-5B.
[0030] Ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала в проиллюстрированном варианте реализации находятся в зацеплении посредством резьбового соединения с y-образным блоком 610. По меньшей мере в одном или более вариантах реализации ответвление 620 бокового канала имеет наружный диаметр (dО/НД) и внутренний диаметр (dО/НД). Аналогично, ответвление 630 бокового канала имеет наружный диаметр (dБ/НД) и внутренний диаметр (dБ/ВД).[0030] Main channel branch 620 and side channel branch 630 in the illustrated embodiment are threadedly engaged with y-block 610. In at least one or more embodiments, side channel branch 620 has an outer diameter (d O/OD ) and an inner diameter (d O/OD ). Similarly, side channel branch 630 has an outer diameter (d B/OD ) and an inner diameter (d B/ID ).
[0031] Многоствольное соединение 600 может дополнительно содержать трубчатый элемент 640. Трубчатый элемент 640 по меньшей мере в одном варианте реализации выполнен с возможностью обеспечения постоянного (например, ламинарного) потока через многоствольное соединение 600 для снижения турбулентности и содержит разделительную вставку. Трубчатый элемент 640 также может, в некоторых вариантах реализации, направлять инструмент для проведения работ (например, инструмент для ГРП) на стороне второго канала (например, основного канала) y-образного блока 610.[0031] The multi-line connection 600 may further comprise a tubular element 640. The tubular element 640, in at least one embodiment, is configured to provide constant (eg, laminar) flow through the multi-line connection 600 to reduce turbulence and includes a separating insert. The tubular member 640 may also, in some embodiments, guide a work tool (e.g., fracturing tool) on the second channel (e.g., main channel) side of the y-block 610.
[0032] В соответствии с одним вариантом реализации дефлектор (не показан) может быть установлен в y-образном блоке 610 или над ним. Дефлектор в этом примере может быть установлен стационарно, спущен в скважину в отдельной операции спуска, как многоствольное соединение 600, или спущен в скважину в той же операции спуска, что и многоствольное соединение 600. В других вариантах реализации y-образный блок 610 представляет собой одиночный цельный корпус, имеющий одиночный первый канал, второй канал и третий канал, образованные в нем, и в той степени, в которой необходим дефлектор, он выполнен как неотъемлемая часть корпуса. Это отличается от ситуации, когда отдельный узел дефлектора расположен внутри корпуса y-образного блока 610.[0032] According to one embodiment, a baffle (not shown) may be installed in or above the y-block 610. The deflector in this example may be permanently installed, run in a separate running operation, as multilateral connection 600, or run in the well in the same running operation as multilateral connection 600. In other embodiments, the y-block 610 is a single integral body having a single first channel, a second channel, and a third channel formed therein, and to the extent that a deflector is required, it is made as an integral part of the body. This is different from the situation where a separate deflector assembly is located inside the body of the y-block 610.
[0033] Многоствольное соединение 600 может дополнительно содержать муфту выходного скважинного отклонителя насосно-компрессорных труб (TEW; tubing exit whipstock). Муфта TEW (не показана) расположена внутри трубчатого элемента 640 и, в некоторых вариантах реализации, в непосредственной близости от y-образного блока 610 или внутри него. Муфта TEW при использовании выполнена с возможностью отклонения инструментов для проведения работ (например, таких как колонна для гидроразрыва) в третий канал (например, боковой канал) многоствольного соединения 600. Муфта TEW может быть установлена и извлечена с помощью, помимо других инструментов, гидравлического инструмента для спуска/извлечения. В некоторых вариантах реализации муфта TEW удерживается в многоствольном соединении 600 с помощью цанги.[0033] The multilateral connection 600 may further comprise a tubing exit whipstock (TEW) sleeve. A TEW sleeve (not shown) is located within the tubular member 640 and, in some embodiments, in close proximity to or within the y-block 610. The TEW sleeve, in use, is configured to deflect work tools (eg, such as a fracturing string) into a third channel (eg, lateral channel) of the multilateral connection 600. The TEW sleeve can be installed and retrieved using, among other tools, a hydraulic running/retrieval tool. In some embodiments, the TEW sleeve is held in the multi-barrel joint 600 by a collet.
[0034] Многоствольное соединение 600 в одном или более вариантах реализации представляет собой многоствольное соединение высокого давления. Например, по меньшей мере в одном варианте реализации многоствольное соединение 600 способно выдерживать скорость выброса по меньшей мере 8000 фунтов/кв. дюйм. В еще одном примере многоствольное соединение 600 способно выдерживать скорость выброса по меньшей мере 10 000 фунтов/кв. дюйм. По меньшей мере в одном варианте реализации многоствольное соединение 600 способно выдерживать скорость выброса по меньшей мере 5000 фунтов/кв. дюйм. В еще одном примере многоствольное соединение 600 способно выдерживать скорость выброса по меньшей мере 7000 фунтов/кв. дюйм. Соответственно, многоствольное соединение 600 может быть использовано для доступа и гидроразрыва одного или обоих из основного ствола скважины и/или бокового ствола скважины. Например, многоствольное соединение 600 может иметь необходимые номинальные значения давления, наружные диаметры и внутренние диаметры, необходимые для спуска через него колонны для гидроразрыва и последующего надлежащего и безопасного гидроразрыва одного или обоих из основного ствола скважины и/или бокового ствола скважины.[0034] The multi-barrel connection 600, in one or more embodiments, is a high pressure multi-barrel connection. For example, in at least one embodiment, the multi-barrel connection 600 is capable of withstanding a blowout rate of at least 8,000 psi. inch. In yet another example, the multi-barrel connection 600 is capable of withstanding a blowout rate of at least 10,000 psi. inch. In at least one embodiment, the multi-barrel connection 600 is capable of withstanding a blowout rate of at least 5,000 psi. inch. In yet another example, multi-barrel connection 600 is capable of withstanding a blowout rate of at least 7,000 psi. inch. Accordingly, the multilateral connection 600 may be used to access and fracture one or both of the main wellbore and/or lateral wellbore. For example, the multilateral connection 600 may have the necessary pressure ratings, outer diameters and inner diameters necessary to run a fracturing string through it and subsequently properly and safely fracturing one or both of the main wellbore and/or lateral wellbore.
[0035] Таким образом, в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения, многоствольное соединение 600 способно выдерживать скорость выброса по меньшей мере 10 000 фунтов/кв. дюйм, причем ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 80 мм (например, около 3,15 дюйма). В некоторых других вариантах реализации ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 87 мм (например, около 3,423 дюйма). В некоторых других вариантах реализации ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 90 мм (например, около 3,548 дюйма). В некоторых вариантах реализации ответвление 620 основного канала и ответвление 630 бокового канала имеют наружный диаметр (dО/НД) и диаметр (dБ/НД), соответственно, по меньшей мере около 101,6 мм (например, около 4,0 дюйма). Соответственно, колонна для гидроразрыва, имеющая наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 78 мм (например, около 3,07 дюйма), может пройти через многоствольное соединение 600 и войти в зацепление с системой заканчивания основного ствола скважины или системой заканчивания бокового ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины, соответственно. В еще одном варианте реализации колонна для гидроразрыва, имеющая наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 85,7 мм (например, около 5 3,375 дюйма), может пройти через многоствольное соединение 600 и войти в зацепление с системой заканчивания основного ствола скважины или системой заканчивания бокового ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины, соответственно. Такие колонны для гидроразрыва могут дополнительно иметь внутренний диаметр (dГ/ВД) по меньшей мере около 50,8 мм (например, около 2 дюймов). В соответствии с этим вариантом реализации диаметр (d2) второго канала y-образного блока 610 и диаметр (d3) третьего канала y-образного блока 610 могут иметь внутренний диаметр около 87 мм (например, около 3,423 дюйма). До сих пор никто не мог произвести гидроразрыв ответвления 620 основного канала и/или ответвления 630 бокового канала при вышеупомянутых высоких давлениях.[0035] Thus, in accordance with one or more embodiments of the present invention, the multi-barrel connection 600 is capable of withstanding a burst rate of at least 10,000 psi. inch, and branch 620 of the main channel and branch 630 of the side channel have an internal diameter (d O/VD ) and a diameter (d B/ID ), respectively, of at least about 80 mm (for example, about 3.15 inches). In some other embodiments, main channel branch 620 and side channel branch 630 have an inside diameter (d O/ID ) and a diameter (d B/ID ), respectively, of at least about 87 mm (eg, about 3.423 inches). In some other embodiments, main channel branch 620 and side channel branch 630 have an internal diameter (d O/ID ) and a diameter (d B/ID ), respectively, of at least about 90 mm (eg, about 3.548 inches). In some embodiments, main channel branch 620 and side channel branch 630 have an outer diameter (d O/OD ) and a diameter (d B/OD ), respectively, of at least about 101.6 mm (eg, about 4.0 inches). Accordingly, a fracturing string having an outer diameter (d OD ) of at least about 78 mm (e.g., about 3.07 inches) may pass through the multilateral connection 600 and engage with a main wellbore completion system or a side well completion system to fracture the main wellbore or side wellbore, respectively. In yet another embodiment, a fracturing string having an outside diameter (d OD/OD ) of at least about 85.7 mm (e.g., about 5″3.375 inches) may pass through the multilateral connection 600 and engage with a main wellbore completion system or a lateral wellbore completion system to fracture the main wellbore or lateral wellbore, respectively. Such fracturing strings may further have an inside diameter (d H/VD ) of at least about 50.8 mm (eg, about 2 inches). According to this embodiment, the diameter (d 2 ) of the second bore of y-block 610 and the diameter (d 3 ) of the third bore of y-block 610 may have an internal diameter of about 87 mm (eg, about 3.423 inches). So far, no one has been able to fracture the main channel branch 620 and/or the side channel branch 630 at the aforementioned high pressures.
[0036] Далее со ссылкой на фиг. 7-18 проиллюстрирован способ образования, доступа, потенциального гидроразрыва и добычи из скважинной системы 700. На фиг. 7 представлена схема скважинной системы 700 на начальных этапах образования. Основной ствол 710 скважины может быть пробурен, например, с помощью роторной управляемой системы на конце бурильной колонны и может проходить от начала скважины (не показано), такого как земная поверхность или морское дно. Основной ствол 710 скважины может быть обсажен одной или более обсадными колоннами 715, 720, каждая из которых может заканчиваться башмаком 725, 730.[0036] Next, with reference to FIG. 7-18 illustrate the formation, access, potential fracturing, and production of a well system 700. FIG. 7 is a diagram of a well system 700 in the early stages of formation. The main wellbore 710 may be drilled, for example, with a rotary steerable system at the end of a drill string, and may extend from the start of the well (not shown), such as the earth's surface or the seabed. The main wellbore 710 may be cased with one or more casing strings 715, 720, each of which may terminate in a shoe 725, 730.
[0037] Скважинная система 700, показанная на фиг. 7, дополнительно содержит систему 740 заканчивания основного ствола скважины, расположенную в основном стволе 710 скважины. В определенных вариантах реализации система 740 заканчивания основного ствола скважины может содержать хвостовик 745 основного ствола скважины (например, с муфтами для ГРП в одном варианте реализации), а также один или более пакеров 750 (например, разбухающих пакеров в одном варианте реализации). Хвостовик 745 основного ствола скважины и один или более пакеров 750 в некоторых вариантах реализации могут быть спущены на анкерной системе 760. Анкерная система 760 в одном варианте реализации содержит профиль 765 цанги для вхождения в зацепление со спускным инструментом 790, а также башмак 770 направляющего инструмента с косым срезом (например, башмак с косым срезом для выравнивания с прорезями).[0037] The well system 700 shown in FIG. 7 further includes a main wellbore completion system 740 located in the main wellbore 710. In certain embodiments, the main wellbore completion system 740 may include a main wellbore liner 745 (eg, with fracturing sleeves in one implementation) as well as one or more packers 750 (eg, swellable packers in one implementation). The main wellbore liner 745 and one or more packers 750 may, in some embodiments, be run on an anchor system 760. Anchor system 760 in one embodiment includes a collet profile 765 for engagement with a running tool 790, as well as a bevel cut guide shoe 770 (e.g., a bevel cut shoe for alignment with the cuts).
Стандартный инструмент для ориентации рабочей колонны (WOT; workstring orientation tool) и инструмент для измерения в процессе бурения (ИПБ) могут быть соединены со спускным инструментом 790 и, таким образом, могут использоваться для ориентации анкерной системы 760.A standard workstring orientation tool (WOT) and a measurement-while-drilling (MDD) tool can be connected to the running tool 790 and thus can be used to orient the anchor system 760.
[0038] Со ссылкой на фиг. 8 5 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 7, после размещения узла 810 скважинного отклонителя в скважине в местоположении, в котором должен быть образован боковой ствол скважины. Узел 810 скважинного отклонителя содержит цангу 820 для вхождения в зацепление с профилем 765 цанги в анкерной системе 760. Узел 810 скважинного отклонителя дополнительно содержит одно или более уплотнений 830 (например, комплект скребков для очистки в одном варианте реализации) для герметизации узла 810 скважинного отклонителя с системой 740 заканчивания основного ствола скважины. В некоторых вариантах реализации, таких как показанный на фиг. 8, узел 810 скважинного отклонителя состоит из направляющей фрезы 840, например, с использованием срезного болта, а затем его спускают в ствол на бурильной колонне 850. Инструмент WOT/ИПБ могут использовать для ориентации узла 810 скважинного отклонителя.[0038] With reference to FIG. 8-5 illustrates the well system 700 shown in FIG. 7, after the whipstock assembly 810 has been placed in the well at the location where the lateral wellbore is to be formed. The whipstock assembly 810 includes a collet 820 for engaging with a collet profile 765 in the anchor system 760. The whipstock assembly 810 further comprises one or more seals 830 (e.g., a set of pigs for cleaning in one embodiment) for sealing the whipstock assembly 810 with the main wellbore completion system 740. In some embodiments, such as shown in FIG. 8, the whipstock assembly 810 consists of a guide cutter 840, such as using a shear bolt, and then run into the hole on the drill string 850. The WOT/IPB tool may be used to orient the whipstock assembly 810.
[0039] Со ссылкой на фиг. 9 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 8, после установки груза для срезания срезного болта между направляющей фрезой 840 и узлом 810 скважинного отклонителя с последующим фрезерованием начального оконного кармана 910. В некоторых вариантах реализации начальный оконный карман 910 имеет длину от 1,5 м до 7,0 м, а в некоторых других вариантах реализации - около 2,5 м и проходит через обсадную колонну 720. После этого может происходить процесс циркуляции и очистки, после чего бурильная колонна 850 и направляющая фреза 840 могут быть извлечены изствола.[0039] With reference to FIG. 9 illustrates the well system 700 shown in FIG. 8, after placing a shear weight between the guide cutter 840 and the whipstock assembly 810, and then milling the initial pocket 910. In some embodiments, the initial pocket 910 has a length of 1.5 m to 7.0 m, and in some other embodiments, about 2.5 m and passes through the casing 720. After this, a circulation and cleaning process may occur, whereupon the drill string 850 and guide cutter 840 can be removed from the hole.
[0040] Со ссылкой на фиг. 10 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 9, после запуска направляющей фрезы 1020 и фрезы 1030 шаровой формы в скважину на бурильной колонне 1010. В вариантах реализации, показанных на фиг. 10, бурильная колонна 1010, направляющая фреза 1020 и фреза 1030 шаровой формы бурят в пласте полный оконный карман 1040. В некоторых вариантах реализации полный оконный карман 1040 имеет длину от 5 м до 10 м, а в некоторых других вариантах реализации - около 8,5 м. После этого может происходить процесс циркуляции и очистки, после чего бурильная колонна 1010, направляющая фреза 1020 и фреза 1030 шаровой формы могут быть извлечены из ствола.[0040] With reference to FIG. 10 illustrates the well system 700 shown in FIG. 9, after the guide cutter 1020 and ball cutter 1030 are driven into the hole on the drill string 1010. In the embodiments shown in FIG. 10, the drill string 1010, guide cutter 1020, and ball cutter 1030 drill a full pocket 1040 into the formation. 020 and ball cutter 1030 can be removed from the barrel.
[0041] Со ссылкой на фиг. 11 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 10, после спуска в ствол бурильной колонны 1110 с роторной управляемой компоновкой 1120, бурение по касательной 1130 после наклона узла 810 скважинного отклонителя с последующим продолжением бурения бокового ствола 1140 скважины до глубины. После этого 5 бурильная колонна 1110 и роторная управляемая компоновка 1120 могут быть извлечены из ствола. [0041] With reference to FIG. 11 illustrates the well system 700 shown in FIG. 10, after running the drill string 1110 with the rotary steerable assembly 1120 into the borehole, drilling tangentially 1130 after tilting the whipstock assembly 810, and then continuing to drill the borehole sidetrack 1140 to depth. Thereafter, the 5 drill string 1110 and the rotary steerable assembly 1120 can be retrieved from the hole.
[0042] Со ссылкой на фиг. 12 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 11, после применения внутренней колонны 1210 для расположения системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 1140 скважины. В некоторых вариантах реализации система 1220 заканчивания бокового ствола скважины может содержать хвостовик 1230 бокового ствола скважины (например, с муфтами для ГРП в одном варианте реализации), а также один или более пакеров 1240 (например, разбухающих пакеров в одном варианте реализации). После этого внутреннюю колонну 1210 можно протянуть в основной ствол 710 скважины для извлечения узла 810 скважинного отклонителя.[0042] With reference to FIG. 12 illustrates the well system 700 shown in FIG. 11, after using the inner string 1210 to position the lateral completion system 1220 in the lateral wellbore 1140. In some embodiments, the lateral wellbore completion system 1220 may include a lateral wellbore liner 1230 (eg, with fracturing sleeves in one implementation) as well as one or more packers 1240 (eg, swellable packers in one implementation). The inner string 1210 can then be pulled into the main wellbore 710 to retrieve the whipstock assembly 810.
[0043] Со ссылкой на фиг. 13 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 12, после фиксации инструмента 1310 для извлечения скважинного отклонителя внутренней колонны 1210 с профилем в узле 810 скважинного отклонителя. Затем узел 810 скважинного отклонителя может быть извлечен с высвобождением из анкерной системы 760, а затем извлечен из ствола. Результатом операции является расположение системы 740 заканчивания основного ствола скважины в основном стволе 710 скважины и системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 1140 скважины.[0043] With reference to FIG. 13 illustrates the well system 700 shown in FIG. 12, after fixing the tool 1310 to retrieve the whipstock of the inner string 1210 with a profile in the whipstock assembly 810. The whipstock assembly 810 can then be released from the anchor system 760 and then removed from the wellbore. The result of the operation is the location of the main wellbore completion system 740 in the main wellbore 710 and the lateral wellbore completion system 1220 in the wellbore lateral wellbore 1140 .
[0044] Со ссылкой на фиг. 14 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 13, после применения спускного инструмента 1410 для установки узла 1420 дефлектора в непосредственной близости от места соединения основного ствола 710 скважины и бокового ствола 1140 скважины. Узел 1420 дефлектора можно соответствующим образом сориентировать с помощью инструмента WOT/ИПБ. Затем спускной инструмент 1410 может быть извлечен из ствола.[0044] With reference to FIG. 14 illustrates the well system 700 shown in FIG. 13, after using the running tool 1410 to position the deflector assembly 1420 in close proximity to the junction of the main wellbore 710 and the lateral wellbore 1140. The deflector assembly 1420 can be oriented appropriately using the WOT/IPB tool. The running tool 1410 can then be removed from the hole.
[0045] Со ссылкой на фиг. 15 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 14, после применения спускного инструмента 1510 для размещения многоствольного соединения 1520 в непосредственной близости от пересечения основного ствола 710 скважины с боковым стволом 1410 скважины. В соответствии с одним вариантом реализации, многоствольное соединение 1520 может содержать такие же элементы, что и многоствольное соединение 600, описанное выше. Соответственно, многоствольное соединение 1520 может быть установлено как унитарное соединение, при этом y-образный блок, ответвление основного канала и ответвление бокового канала спускают одновременно. В других вариантах реализации могут использовать другие типы многоствольных соединений 1520, такие как двухкомпонентное соединение, в котором часть многоствольного соединения (например, ответвление основного канала) спускают отдельно перед спуском другой части соединения (например, ответвления бокового канала). В других вариантах реализации, в которых не требуется обширный доступ к основному каналу и/или боковому ответвлению, можно использовать многоствольное соединение 1520 с меньшими ответвлениями. Соответственно, многоствольное соединение 1520 будет содержать y-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения и выполненный с возможностью выдерживать скорость выброса по меньшей мере 8000 фунтов/кв. 15 дюйм или, в еще одном варианте реализации, скорость выброса по меньшей мере около 10 000 фунтов/кв. дюйм.[0045] With reference to FIG. 15 illustrates the well system 700 shown in FIG. 14 after running tool 1510 has been used to place multilateral connection 1520 in close proximity to the intersection of the main wellbore 710 with the lateral wellbore 1410. In accordance with one implementation variant, the multi-link connection 1520 may contain the same elements as the multi-link connection 600 described above. Accordingly, the multi-line connection 1520 can be set up as a unitary connection, with the y-block, the main channel branch, and the side channel branch being run simultaneously. In other embodiments, other types of multi-line connections 1520 may be used, such as a two-piece connection, in which a part of the multi-line connection (eg, a branch of the main channel) is run separately before the other part of the connection (eg, a branch of the side channel) is lowered. In other implementations that do not require extensive access to the main channel and/or side branch, you can use the multi-link 1520 with smaller branches. Accordingly, the multi-barrel connection 1520 will comprise a y-block designed, manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention and configured to withstand a discharge rate of at least 8000 psi. 15 inches or, in yet another implementation, a release rate of at least about 10,000 psi. inch.
[0046] В проиллюстрированном варианте реализации многоствольное соединение 1520 содержит y-образный блок, аналогичный y-образному блоку 200, проиллюстрированному на фиг. 2-5B. Например, хотя это и сложно проиллюстрировать с учетом масштаба на фиг. 15, многоствольное соединение 1520 может иметь y-образный блок с вышеупомянутыми второй и третьей осевыми линиями, расположенными под углом друг к другу. Кроме того, ответвление основного канала и ответвление бокового канала могут иметь внутренние диаметры (dО/ВД) и диаметры (dБ/ВД), а также наружные диаметры (dО/НД) и диаметры (dБ/НД), рассмотренные выше. Например, ответвление основного канала и ответвление бокового канала могут иметь внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД) по меньшей мере около 80 мм, или в другом варианте реализации по меньшей мере около 87 мм, или в еще другом варианте реализации по меньшей мере около 90 мм.[0046] In the illustrated embodiment, multi-link 1520 includes a y-block similar to y-block 200 illustrated in FIG. 2-5B. For example, although difficult to illustrate to scale in FIG. 15, the multi-link 1520 may have a y-block with the aforementioned second and third center lines at an angle to each other. In addition, the main channel branch and the side channel branch can have inner diameters (d O/VD ) and diameters (d B/VD ), as well as outer diameters (d O/OD ) and diameters (d B/OD ) discussed above. For example, the main channel branch and the side channel branch may have an inner diameter (d O/ID ) and a diameter (d B/ID ) of at least about 80 mm, or in another embodiment, at least about 87 mm, or in yet another implementation, at least about 90 mm.
[0047] Со ссылкой на фиг. 16 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 15, после избирательного доступа к основному стволу 710 скважины с помощью первого инструмента 1610 для проведения работ через y-образный блок многоствольного соединения 1520. В проиллюстрированном варианте реализации первый инструмент 1610 для проведения работ представляет собой первую колонну для гидроразрыва и, более конкретно, колонну для гидроразрыва, транспортируемую с помощью гибких насосно-компрессорных труб. Первая колонна для гидроразрыва может иметь любой из наружных диаметров (dГ/НД) и внутренних диаметров (dГ/ВД), рассмотренных выше, и оставаться в пределах объема данного изобретения. Например, первая колонна для гидроразрыва может иметь наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 78 мм или, в еще одном варианте реализации, по меньшей мере около 85,7 мм. Аналогично, первая колонна для гидроразрыва может иметь внутренний диаметр (dГ/ВД) по меньшей мере около 50,8 мм. При установленном первом инструменте1610 для проведения работ могут образовываться трещины 1620 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем систему 740 заканчивания основного ствола скважины. После этого первый инструмент 1610 для проведения работ может быть извлечен из системы 740 заканчивания основного ствола скважины.[0047] With reference to FIG. 16 illustrates the well system 700 shown in FIG. 15 after selectively accessing the main wellbore 710 with the first work tool 1610 through the y-block of the multilateral connection 1520. In the illustrated embodiment, the first work tool 1610 is a first fracturing string, and more specifically, a fracturing string transported by coiled tubing. The first fracturing string may have any of the outer diameters (d H/OD ) and inner diameters (d H/H ) discussed above and remain within the scope of this invention. For example, the first fracturing string may have an outside diameter (d OD ) of at least about 78 mm, or in yet another embodiment, at least about 85.7 mm. Similarly, the first fracturing string may have an internal diameter (d H/VD ) of at least about 50.8 mm. With the first work tool 1610 installed, hydraulic fractures 1620 may be formed in the subterranean formation surrounding the main wellbore completion system 740. Thereafter, the first work tool 1610 may be retrieved from the main wellbore completion system 740.
[0048] Со ссылкой на фиг. 17 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 16, после расположения второго инструмента 1710 для проведения работ внутри многоствольного соединения 1520, включая y-образный блок. В проиллюстрированном варианте реализации второй инструмент 1710 для проведения работ представляет собой вторую колонну для гидроразрыва и, более конкретно, колонну для гидроразрыва, транспортируемую с помощью гибких насосно-компрессорных труб. Вторая колонна для гидроразрыва может иметь любой из наружных диаметров (dГ/НД) и внутренних диаметров (dГ/ВД), рассмотренных выше, и оставаться в пределах объема данного изобретения. Например, вторая колонна для гидроразрыва может иметь наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 78 мм или, в еще одном варианте реализации, по меньшей мере около 85,7 мм. Аналогично, вторая колонна для гидроразрыва может иметь внутренний диаметр (dГ/ВД) по меньшей мере около 50,8 мм.[0048] With reference to FIG. 17 illustrates the well system 700 shown in FIG. 16 after positioning the second tool 1710 to work inside the multi-link 1520, including the y-block. In the illustrated embodiment, the second work tool 1710 is a second fracturing string, and more specifically, a fracturing string transported by coiled tubing. The second fracturing string may have any of the outer diameters (d H/OD ) and inner diameters (d H/H ) discussed above and remain within the scope of this invention. For example, the second fracturing string may have an outer diameter (d OD ) of at least about 78 mm, or in yet another embodiment, at least about 85.7 mm. Similarly, the second fracturing string may have an internal diameter (d H/VD ) of at least about 50.8 mm.
[0049] Со ссылкой на фиг. 18 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 17, после размещения дополнительного груза на втором инструменте 1710 для проведения работ и обеспечения входа второго инструмента 1710 для проведения работ в боковой ствол 1140 скважины. При установленном скважинном инструменте 1710 могут образоваться трещины 1820 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем систему 1220 заканчивания бокового ствола скважины. В некоторых вариантах реализации первый инструмент 1610 для проведения работ и второй инструмент 1710 для проведения работ представляют собой один и тот же инструмент для проведения работ и, следовательно, один и тот же инструмент для гидроразрыва пласта в одном или более вариантах реализации. После этого второй инструмент 1710 для проведения работ может быть извлечен из системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины и из ствола.[0049] With reference to FIG. 18 illustrates the well system 700 shown in FIG. 17 after placing additional weight on the second intervention tool 1710 and allowing the second intervention tool 1710 to enter the sidetrack 1140 of the well. With the downhole tool 1710 installed, hydraulic fractures 1820 may be formed in the subterranean formation surrounding the sidetrack completion system 1220. In some embodiments, the first work tool 1610 and the second work tool 1710 are the same work tool and therefore the same fracturing tool in one or more embodiments. Thereafter, the second work tool 1710 may be retrieved from the lateral completion system 1220 and out of the wellbore.
[0050] Варианты реализации, рассмотренные выше, указывают на то, что доступ к основному стволу 710 скважины и его гидроразрыв осуществляют избирательно перед боковым стволом 1140 скважины. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых доступ к боковому стволу 1140 скважины и его гидроразрыв осуществляют 5 избирательно перед основным стволом 710 скважины. Варианты реализации, рассмотренные выше, дополнительно указывают на то, что доступ как в основной ствол 710 скважины, так и в боковой ствол 1140 скважины и гидроразрыв осуществляются избирательно через y-образный блок. Могут существовать другие варианты реализации, в которых доступ только в один из основного ствола 710 скважины или бокового ствола 1140 скважины и гидроразрыв осуществляются избирательно через y-образный блок. [0050] The embodiments discussed above indicate that the main wellbore 710 is accessed and fractured selectively ahead of the lateral wellbore 1140. However, there may be other implementations in which access to the lateral wellbore 1140 and hydraulic fracturing is carried out 5 selectively before the main wellbore 710. The embodiments discussed above further indicate that both the main wellbore 710 and the lateral wellbore 1140 are accessed and fractured selectively through the y-block. There may be other implementations in which only one of the main wellbore 710 or lateral wellbore 1140 is accessed and fractured selectively through a y-block.
[0051] Со ссылкой на фиг. 19 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 18, после добычи флюидов 1910 из трещин 1620 гидроразрыва в основном стволе 710 скважины и добычи флюидов 1920 из трещин 1820 гидроразрыва в боковом стволе 1140 скважины. Добыча флюидов 1910, 1920 происходит через многоствольное соединение 1520 и, более конкретно, через конструкцию y-образного блока, изготовленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения.[0051] With reference to FIG. 19 illustrates the well system 700 shown in FIG. 18, after production of fluids 1910 from hydraulic fractures 1620 in the main wellbore 710 and production of fluids 1920 from hydraulic fractures 1820 in the lateral wellbore 1140. Production of fluids 1910, 1920 occurs through a multilateral connection 1520 and, more specifically, through a y-block structure constructed and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention.
[0052] Аспекты, раскрытые в данном документе, включают:[0052] Aspects disclosed herein include:
A. Y-образный блок, содержащий: 1) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; 2) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и 3) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию, при этом вторая и третья осевые линии расположены под углом друг к другу. A. Y-shaped block containing: 1) a body having a first end and a second opposite end; 2) a single first channel extending into the body from the first end, the single first channel defining a first centerline; and 3) second and third separate channels extending into the housing and branching off from a single first channel, the second channel defining a second centerline and the third channel defining a third centerline, the second and third centerlines being at an angle to each other.
B. Многоствольное соединение, содержащее: 1) y-образный блок, содержащий; а) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; b) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и c) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию, при этом вторая и третья осевые линии расположены под углом друг к другу; 2) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом для прохождения в основной ствол скважины; и 3) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом для прохождения в боковой ствол скважины.B. Multi-link, containing: 1) a y-shaped block containing; a) a body having a first end and a second opposite end; b) a single first channel extending into the body from the first end, the single first channel defining a first center line; and c) second and third separate passages extending into the housing and branching off from a single first passage, the second passage defining a second centerline and the third passage defining a third centerline, the second and third axis lines being at an angle to each other; 2) a branch of the main channel connected to the second channel for passage into the main wellbore; and 3) a lateral channel branch connected to the third channel for passage into the lateral wellbore.
C. Скважинная система, содержащая: 1) основной ствол скважины; 2) боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины; и 3) многоствольное соединение, расположенное 5 на пересечении основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит: а) y-образный блок, содержащий: i) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; ii) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и iii) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию, при этом вторая и третья осевые линии расположены под углом друг к другу; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и c) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины.C. Downhole system, comprising: 1) the main wellbore; 2) a lateral wellbore extending from the main wellbore; and 3) a multilateral connection located 5 at the intersection of the main wellbore and the lateral wellbore, the multilateral connection comprising: a) a y-shaped block comprising: i) a body having a first end and a second opposite end; ii) a single first channel extending into the body from the first end, the single first channel defining a first centerline; and iii) second and third separate passages extending into the housing and branching off from a single first passage, the second passage defining a second centerline and the third passage defining a third centerline, the second and third axislines being at an angle to each other; b) a branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore; and c) a lateral channel branch connected to the third channel and extending into the lateral wellbore.
D. Способ доступа к скважинной системе, включающий: 1) размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит: а) y-образный блок, содержащий: i) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; ii) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и iii) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и c) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины; и 2) избирательный доступ к по меньшей мере одному из основного ствола скважины или бокового ствола скважины с помощью колонны для гидроразрыва через y-образный блок.D. A method of accessing a well system, comprising: 1) placing a multilateral connection in close proximity to the intersection of the main wellbore and the side wellbore, and the multilateral connection contains: a) a y-shaped block, containing: i) a housing having a first end and a second opposite end; ii) a single first channel extending into the body from the first end, the single first channel defining a first centerline; and iii) second and third separate passages extending into the housing and branching off from a single first passage, the second passage defining a second centerline and the third passage defining a third centerline; b) a branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore; and c) a lateral channel branch connected to the third channel and extending into the lateral wellbore; and 2) selectively accessing at least one of the main wellbore or lateral wellbore with a fracturing string through a y-block.
[0053] Аспекты A, B, C и D могут иметь один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что вторая осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии. Элемент 2: отличающийся тем, что третья осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии. Элемент 3: отличающийся тем, что вторая осевая линия имеет больший угол (θ) между собой и первой осевой линией, чем угол (α) между третьей осевой линией и первой осевой линией. Элемент 4: отличающийся тем, что второй канал представляет собой канал основного ответвления, а третий канал представляет собой канал бокового ответвления. Элемент 5: отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d2), а третий канал имеет диаметр (d3), и дополнительно при этом диаметр (d2) такой же, как диаметр (d3). Элемент 6: отличающийся тем, что второй канал имеет первую часть, имеющую диаметр (d2), и вторую часть, имеющую больший диаметр (d2’). Элемент 7: отличающийся тем, что вторая часть расположена между первой частью и одиночным первым каналом. Элемент 8: отличающийся тем, что длина (L2) второй части по меньшей мере в два раза превышает длину (L1) первой части. Элемент 9: отличающийся тем, что второй и третий каналы перекрывают друг друга в непосредственной близости от одиночного первого канала. Элемент 10: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до острого конца в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 11: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до притупленного конца снятия напряжения в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 12: отличающийся тем, что третий канал содержит муфтовое соединение на втором противоположном конце. Элемент 13: отличающийся тем, что второй канал содержит штифтовое соединение на втором противоположном конце. Элемент 14: отличающийся тем, что ответвление основного канала и ответвление бокового канала находятся в зацеплении посредством резьбового соединения с y-образным блоком. Элемент 15: отличающийся тем, что и второй канал, и третий канал имеют только одну прямую осевую линию. Элемент 16: отличающийся тем, что вторая осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии. Элемент 17: отличающийся тем, что третья осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии. Элемент 18: отличающийся тем, что вторая осевая линия имеет больший угол (θ) между собой и первой осевой линией, чем угол (α) между третьей осевой линией и первой осевой линией. Элемент 19: отличающийся тем, что второй канал представляет собой канал основного ответвления, а третий канал представляет собой канал бокового ответвления. Элемент 20: отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d2), а третий канал имеет диаметр (d3), и дополнительно при этом диаметр (d2) такой же, как диаметр (d3). Элемент 22: отличающийся тем, что второй канал имеет первую часть, имеющую диаметр (d2), и вторую часть, имеющую больший диаметр (d2’). Элемент 23: отличающийся тем, что вторая часть расположена между первой частью и одиночным первым каналом. Элемент 24: отличающийся тем, что длина (L2) второй части по меньшей мере в два раза превышает длину (L1) первой части. Элемент 25: отличающийся тем, что второй и третий каналы перекрывают друг друга в непосредственной близости от одиночного первого канала. Элемент 26: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до острого конца в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 27: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до притупленного конца снятия напряжения в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 28: отличающийся тем, что третий канал содержит муфтовое соединение на втором противоположном конце. Элемент 29: отличающийся тем, что второй канал содержит штифтовое соединение на втором противоположном конце. Элемент 30: отличающийся тем, что ответвление основного канала и ответвление бокового канала находятся в зацеплении посредством резьбового соединения с y-образным блоком. Элемент 31: отличающийся тем, что и второй канал, и третий канал имеют только одну прямую осевую линию. Элемент 32: отличающийся тем, что вторая осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии, и третья осевая линия расположена под углом относительно первой осевой линии. Элемент 33: отличающийся тем, что вторая осевая линия имеет больший угол (θ) между собой и первой осевой линией, чем угол (α) между третьей осевой линией и первой осевой линией. Элемент 34: отличающийся тем, что второй канал имеет первую часть, имеющую диаметр (d2), и вторую часть, имеющую больший диаметр (d2’). Элемент 35: отличающийся тем, что вторая часть расположена между первой частью и одиночным первым каналом. Элемент 36: отличающийся тем, что второй и третий каналы перекрывают друг друга в непосредственной близости от одиночного первого канала. Элемент 37: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до острого конца в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 38: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до притупленного конца снятия напряжения в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга. Элемент 39: отличающийся тем, что дополнительно включает гидроразрыв по меньшей мере одного из основного ствола скважины или бокового ствола скважины с помощью колонны для гидроразрыва, проходящей через y-образный блок. Элемент 40: отличающийся тем, что избирательный доступ к по меньшей мере одному из основного ствола скважины или бокового ствола скважины включает избирательный доступ к основному стволу скважины с помощью первой колонны для гидроразрыва через y- образный блок. Элемент 41: дополнительно включающий гидроразрыв основного ствола скважины с помощью первой колонны для гидроразрыва, проходящей через y-образный блок. Элемент 42: дополнительно включающий избирательный доступ к боковому стволу скважины с помощью второй 5 колонны для гидроразрыва через y- образный блок. Элемент 43: дополнительно включающий гидроразрыв бокового ствола скважины с помощью второй колонны для гидроразрыва, проходящей через y-образный блок. Элемент 44: отличающийся тем, что избирательный доступ к основному стволу скважины и гидроразрыв основного ствола скважины происходят до избирательного доступа к боковому стволу скважины и гидроразрыва бокового ствола скважины. Элемент 45: отличающийся тем, что избирательный доступ к основному стволу скважины и гидроразрыв основного ствола скважины происходят после избирательного доступа к боковому стволу скважины и гидроразрыва бокового ствола скважины. Элемент 46: отличающийся тем, что дополнительно включает добычу флюидов из трещин гидроразрыва в основном стволе скважины и трещин гидроразрыва в боковом стволе скважины через y-образный блок. Элемент 47: отличающийся тем, что ответвление основного канала и ответвление бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 80 мм. Элемент 48: отличающийся тем, что ответвление основного канала и ответвление бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 87 мм. Элемент 49: отличающийся тем, что ответвление основного канала и ответвление бокового канала имеют внутренний диаметр (dО/ВД) и диаметр (dБ/ВД), соответственно, по меньшей мере около 90 мм. Элемент 50: отличающийся тем, что колонна для гидроразрыва имеет наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 78 мм. Элемент 51: отличающийся тем, что колонна для гидроразрыва имеет наружный диаметр (dГ/НД) по меньшей мере около 85,7 мм. Элемент 52: отличающийся тем, что колонна для гидроразрыва имеет внутренний диаметр (dГ/ВД) по меньшей мере около 50,8 мм. Элемент 53: отличающийся тем, что многоствольное соединение выполнено с возможностью выдерживать скорость выброса по меньшей мере 8000 фунтов/кв. дюйм. Элемент 54: отличающийся тем, что многоствольное соединение выполнено с возможностью выдерживать скорость выброса по меньшей мере 10 000 фунтов/кв. дюйм. Элемент 55: отличающийся тем, что вторая и третья осевые линии расположены под углом друг к другу. Элемент 56: отличающийся тем, что второй и третий каналы перекрывают друг друга в непосредственной близости от одиночного первого канала. Элемент 57: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до острого конца в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга.[0053] Aspects A, B, C and D may have one or more of the following additional elements in combination: Element 1: characterized in that the second center line is at an angle relative to the first center line. Element 2: characterized in that the third axial line is located at an angle relative to the first axial line. Element 3: characterized in that the second center line has a larger angle (θ) between itself and the first center line than the angle (α) between the third center line and the first center line. Element 4: characterized in that the second channel is a main branch channel and the third channel is a side branch channel. Element 5: characterized in that the second channel has a diameter (d 2 ), and the third channel has a diameter (d 3 ), and additionally, the diameter (d 2 ) is the same as the diameter (d 3 ). Element 6: characterized in that the second channel has a first part having a diameter (d 2 ) and a second part having a larger diameter (d 2' ). Element 7: characterized in that the second part is located between the first part and the single first channel. Element 8: characterized in that the length (L 2 ) of the second part is at least twice the length (L 1 ) of the first part. Element 9: characterized in that the second and third channels overlap each other in close proximity to the single first channel. Element 10: characterized in that the common inner wall of the second and third channels reaches a sharp end at a location where the second and third channels overlap each other. Element 11: characterized in that the common inner wall of the second and third channels extends to the blunt end of stress relief at a location where the second and third channels overlap each other. Element 12: characterized in that the third channel contains a coupling at the second opposite end. Element 13: characterized in that the second channel contains a pin connection at the second opposite end. Element 14: characterized in that the branch of the main channel and the branch of the side channel are engaged by means of a threaded connection with a y-block. Element 15: characterized in that both the second channel and the third channel have only one straight center line. Element 16: characterized in that the second axial line is located at an angle relative to the first axial line. Element 17: characterized in that the third axial line is located at an angle relative to the first axial line. Element 18: characterized in that the second axis line has a larger angle (θ) between itself and the first axis line than the angle (α) between the third axis line and the first axis line. Element 19: characterized in that the second channel is a main branch channel and the third channel is a side branch channel. Element 20: characterized in that the second channel has a diameter (d 2 ) and the third channel has a diameter (d 3 ), and additionally, the diameter (d 2 ) is the same as the diameter (d 3 ). Element 22: characterized in that the second channel has a first part having a diameter (d 2 ) and a second part having a larger diameter (d 2' ). Element 23: characterized in that the second part is located between the first part and the single first channel. Element 24: characterized in that the length (L 2 ) of the second part is at least twice the length (L 1 ) of the first part. Element 25: characterized in that the second and third channels overlap each other in close proximity to the single first channel. Element 26: characterized in that the common inner wall of the second and third channels reaches a sharp end at a location where the second and third channels overlap each other. Element 27: characterized in that the common inner wall of the second and third channels extends to the blunt end of stress relief at a location where the second and third channels overlap each other. Element 28: characterized in that the third channel contains a coupling at the second opposite end. Element 29: characterized in that the second channel contains a pin connection at the second opposite end. Element 30: characterized in that the branch of the main channel and the branch of the side channel are engaged by means of a threaded connection with a y-block. Element 31: characterized in that both the second channel and the third channel have only one straight center line. Element 32: characterized in that the second axial line is located at an angle relative to the first axial line, and the third axial line is located at an angle relative to the first axial line. Element 33: characterized in that the second center line has a larger angle (θ) between itself and the first center line than the angle (α) between the third center line and the first center line. Element 34: characterized in that the second channel has a first part having a diameter (d 2 ) and a second part having a larger diameter (d 2' ). Element 35: characterized in that the second part is located between the first part and the single first channel. Element 36: characterized in that the second and third channels overlap each other in close proximity to the single first channel. Element 37: characterized in that the common inner wall of the second and third channels reaches a sharp end at a location where the second and third channels overlap each other. Element 38: characterized in that the common inner wall of the second and third channels extends to the blunt end of stress relief at a location where the second and third channels overlap each other. Element 39: characterized in that it further includes fracturing at least one of the main wellbore or lateral wellbore with a fracturing string passing through the y-block. Element 40: characterized in that selectively accessing at least one of the main wellbore or lateral wellbore includes selectively accessing the main wellbore with the first fracturing string through the y-block. Element 41: further comprising fracturing the main wellbore with a first fracturing string passing through the y-block. Element 42: further including selective access to the lateral wellbore with a second 5 fracturing string through a y-block. Element 43: further including fracturing the lateral wellbore with a second fracturing string passing through the y-block. Element 44: characterized in that selective access to the main wellbore and hydraulic fracturing of the main wellbore occur before selective access to the lateral wellbore and hydraulic fracturing of the lateral wellbore. Element 45: characterized in that selective access to the main wellbore and hydraulic fracturing of the main wellbore occur after selective access to the lateral wellbore and hydraulic fracturing of the lateral wellbore. Element 46: characterized in that it further includes the production of fluids from hydraulic fractures in the main wellbore and hydraulic fractures in the lateral wellbore through a y-shaped block. Element 47: characterized in that the branch of the main channel and the branch of the side channel have an inner diameter (d O/VD ) and a diameter (d B/VD ), respectively, of at least about 80 mm. Element 48: characterized in that the branch of the main channel and the branch of the side channel have an internal diameter (d O/VD ) and a diameter (d B/VD ), respectively, of at least about 87 mm. Element 49: characterized in that the branch of the main channel and the branch of the side channel have an inner diameter (d O/VD ) and a diameter (d B/VD ), respectively, of at least about 90 mm. Element 50: characterized in that the fracturing string has an outer diameter (d G/OD ) of at least about 78 mm. Element 51: characterized in that the fracturing string has an outer diameter (d H/OD ) of at least about 85.7 mm. Element 52: characterized in that the fracturing string has an internal diameter (d H/VD ) of at least about 50.8 mm. Element 53: characterized in that the multi-barrel connection is configured to withstand a discharge rate of at least 8000 psi. inch. Element 54: characterized in that the multi-barrel connection is configured to withstand a blowout rate of at least 10,000 psi. inch. Element 55: characterized in that the second and third axial lines are at an angle to each other. Element 56: characterized in that the second and third channels overlap each other in close proximity to the single first channel. Element 57: characterized in that the common inner wall of the second and third channels reaches a sharp end at a location where the second and third channels overlap each other.
Элемент 58: отличающийся тем, что общая внутренняя стенка второго и третьего каналов доходит до притупленного конца снятия напряжения в местоположении, в котором второй и третий каналы перекрывают друг друга.Element 58: characterized in that the common inner wall of the second and third channels extends to the blunt end of stress relief at a location where the second and third channels overlap each other.
[0054] Специалистам в данной 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.[0054] 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 (15)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US62/946,219 | 2019-12-10 | ||
| US17/118,317 | 2020-12-10 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2799804C1 true RU2799804C1 (en) | 2023-07-12 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100163240A1 (en) * | 2008-12-31 | 2010-07-01 | Smith International, Inc. | Downhole multiple bore tubing apparatus |
| WO2015030842A1 (en) * | 2013-08-31 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deflector assembly for a lateral wellbore |
| RU2608375C2 (en) * | 2012-10-12 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Y-unit multi-shaft system |
| RU2655517C2 (en) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well formation |
| RU2719842C2 (en) * | 2011-06-03 | 2020-04-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Variable-configuration borehole assembly |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100163240A1 (en) * | 2008-12-31 | 2010-07-01 | Smith International, Inc. | Downhole multiple bore tubing apparatus |
| RU2719842C2 (en) * | 2011-06-03 | 2020-04-23 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Variable-configuration borehole assembly |
| RU2608375C2 (en) * | 2012-10-12 | 2017-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Y-unit multi-shaft system |
| WO2015030842A1 (en) * | 2013-08-31 | 2015-03-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deflector assembly for a lateral wellbore |
| RU2655517C2 (en) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10161227B2 (en) | Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
| CA2361359C (en) | Method and apparatus for multilateral junction | |
| US10954769B2 (en) | Ported casing collar for downhole operations, and method for accessing a formation | |
| US6354375B1 (en) | Lateral well tie-back method and apparatus | |
| US20230235647A1 (en) | Multilateral junction with twisted mainbore and lateral bore legs | |
| WO2019140336A1 (en) | Ported casing collar for downhole operations, and method for accessing a formation | |
| WO2019140287A2 (en) | Method of avoiding frac hits during formation stimulation | |
| RU2799804C1 (en) | Y-block to provide access to the main and lateral wellbores and related system and multilateral connection | |
| RU2807724C1 (en) | Method of access to fueling system through multi-channel connection | |
| RU2794296C1 (en) | Drain hole connection with bent branches of the main drain and side drain, well system with drain hole connection and method for its formation | |
| RU2809572C1 (en) | Branch of multi-junction channel, as well as multi-well joint and well system containing specified branch of multi-junction channel | |
| 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 | |
| US11851992B2 (en) | Isolation sleeve with I-shaped seal | |
| US11867030B2 (en) | Slidable isolation sleeve with I-shaped seal | |
| CA2707136C (en) | A permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore |