RU2809576C1 - Well tools and system, method for forming well system (embodiments), and y-shaped block to provide access to the main or side well branch - Google Patents

Well tools and system, method for forming well system (embodiments), and y-shaped block to provide access to the main or side well branch Download PDF

Info

Publication number
RU2809576C1
RU2809576C1 RU2022111568A RU2022111568A RU2809576C1 RU 2809576 C1 RU2809576 C1 RU 2809576C1 RU 2022111568 A RU2022111568 A RU 2022111568A RU 2022111568 A RU2022111568 A RU 2022111568A RU 2809576 C1 RU2809576 C1 RU 2809576C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
channel
bha
casing
main
Prior art date
Application number
RU2022111568A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Дэвид Джо Стил
Шриниваса Прасанна ВЕМУРИ
Стейси Блейн Донован
Мортен ФАЛЬНЕС
Уэсли Пол ДИЦ
Кристиан Александер РАМИРЕС
Original Assignee
Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. filed Critical Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2809576C1 publication Critical patent/RU2809576C1/en

Links

Abstract

FIELD: selective operations in a wellbore.
SUBSTANCE: downhole tool contains a bottom hole assembly (BHA), a casing and one or more shear elements. The casing is located around and in close proximity to the downhole end of the BHA. The casing is configured to slide relative to the BHA and to be detached from and slide along the BHA when shearing one or more said shear elements when the casing engages with a recess element made in the Y-block to provide access to the main or side wellbore. The Y-shaped block contains the deflector housing and ramp. The housing has a first end and a second opposite end, a single first channel extending into the housing from the first end, second and third separate channels extending into the housing and branching from the single first channel. The deflector ramp is configured to push the downhole tool towards the third separate channel. The body of the Y-block is a one-piece unit, and these channels are located inside this one-piece unit. The well system contains a main wellbore and a side wellbore, a multilateral connection located in close proximity to the intersection of the main wellbore and the lateral wellbore. A method for forming a wellbore system includes placing a multi-junction connection in close proximity to the intersection of a main wellbore and a lateral wellbore, selectively accessing the main wellbore or lateral wellbore through a y-shaped block to hydraulically fracture the main wellbore or lateral wellbore.
EFFECT: increased efficiency of selective access to the main and lateral wellbores.
15 cl, 19 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США №17/118,019, поданной 10 декабря 2020 г. и озаглавленной «DOWNHOLE TOOL WITH A RELEASABLE SHROUD AT A DOWNHOLE TIP THEREOF», 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. [001] This application claims the benefit of U.S. Patent Application No. 17/118,019, filed December 10, 2020, entitled "DOWNHOLE TOOL WITH A RELEASABLE SHROUD AT A DOWNHOLE TIP THEREOF", which claims the benefit of U.S. Provisional Patent Application No. 62/946,219 , filed December 10, 2019, entitled “HIGH PRESSURE MIC WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL,” are currently pending and are incorporated herein by reference in their entirety.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART

[002] Разнообразие избирательных операций в стволе скважины под давлением требует изоляции давления для избирательной обработки определенных участков ствола скважины. Одной из таких избирательных операций в стволе скважины под давлением является горизонтальный многостадийный гидроразрыв («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. Из публикации US 2010/163240 известен скважинный элемент, который может быть веден в различные стволы многоствольной скважины. Однако этот известный инструмент не обладает достаточной надежностью.[002] The variety of selective operations in a pressure wellbore requires pressure isolation to selectively treat certain areas of the wellbore. One such selective operation in a pressure wellbore is horizontal multi-stage hydraulic fracturing (“fracturing” or “hydraulic fracturing”). In multilateral wells, treatments by multi-stage stimulation are carried out inside several lateral wellbores. Effective access to all well laterals is critical to completing a successful pressure stimulation treatment. From publication US 2010/163240 there is known a downhole element that can be inserted into different trunks of a multilateral well. However, this well-known tool is not reliable enough.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS

[003] Далее приведена ссылка на следующее описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:[003] Reference is made to the following description, taken in conjunction with the accompanying drawings, in which:

[004] на фиг. 1 проиллюстрирована скважинная система для добычи из углеводородного пласта-коллектора, причем скважинная система содержит у-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[004] 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;

[005] на фиг. 2А проиллюстрирован вид в перспективе скважинного инструмента, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[005] in FIG. 2A illustrates a perspective view of a downhole tool designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;

[006] на фиг. 2В и фиг. 2С проиллюстрированы различные разные виды у-образного блока, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[006] in FIG. 2B and FIG. 2C illustrates various different views of a y-block designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention;

[007] на фиг. 3-6 проиллюстрирован способ развертывания скважинного инструмента внутри у-образного блока в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения; и[007] in FIG. 3-6 illustrate a method for deploying a downhole tool within a Y-block in accordance with one or more embodiments of the present invention; And

[008] на фиг. 7-19 проиллюстрирован способ образования, гидроразрыва и/или добычи из скважинной системы.[008] in FIG. 7-19 illustrate a method of formation, fracturing and/or production from a well system.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[009] 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.[009] In the drawings and the following description, like parts are generally designated in the description and in the drawings, respectively, by the same reference numerals. Figures are not necessarily drawn to scale. Certain features of the present invention may be shown in exaggerated scale or in somewhat schematic form, and some details of certain elements may not be shown in the interests of clarity and brevity. The present invention may be embodied in various forms.

[0010] 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.[0010] 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 is fully appreciated that the various ideas of the embodiments discussed herein can be used alone or in any suitable combination to achieve the desired results.

[0011] 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 «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.[0011] Unless otherwise indicated, the use of the terms “connect,” “engage,” “couple,” “attach,” or any other similar terms describing interaction between elements is not intended to limit the interaction to direct interaction between elements and may also include indirect interaction between the described elements. Unless otherwise indicated, the use of the terms “upstream,” “upstream,” “upstream,” “upstream,” “upstream,” or other similar terms should be construed as primarily directed toward the surface of the earth; likewise, the use of the terms “down,” “bottom,” “down,” “downhole,” or other similar terms should be construed as primarily directed toward the bottom, downhole 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 "upstream", "top", "upstream", "uphole", "upstream" or other similar terms should be used to indicate the direction towards the end of the wellbore surface. Unless otherwise noted, the use of the term "subterranean formation" should be construed to include both areas beneath open ground and areas beneath ground covered by water, such as ocean waters or fresh water.

[0012] Особой проблемой для нефтегазовой отрасли является разработка герметичного многоствольного соединения уровня 5 по стандарту модернизации технологии многоствольных скважин (TAML; Technology Advancement of Multilateral), которое может быть установлено в обсадной колонне (например, обсадной колонне диаметром 7 5/8 дюйма), а также обеспечивает доступ по внутреннему диаметру (ID; inner diameter) (например, доступ по ID ~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.[0012] A particular challenge for the oil and gas industry is the development of a Technology Advancement of Multilateral (TAML) Level 5 sealed multilateral connection that can be installed in casing (e.g., 7 5/8-inch casing), and also provides inner diameter access (e.g. ~3 1/2 inch ID access) to the main wellbore after the connection is installed. This type of multilateral connection can be useful for stimulation and/or well clean-out operations using coiled tubing. It is anticipated that future multilateral wells will be drilled from existing drill windows/wells where additional laterals will be added to the existing wellbore. If the casing (eg 9 5/8 inch casing) can be sidetracked, a liner (eg 7 inch or 7 5/8 inch liner) can be installed with the new casing exit point located at the optimum location to access inexhaustible supplies.

[0013] Далее со ссылкой на 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 у-образный блок в соответствии сданным 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.[0013] Next, with reference to FIG. 1 illustrates a diagram of a well system 100 for production from a hydrocarbon formation in accordance with certain exemplary embodiments. The well system 100 in one or more embodiments contains a pumping station 110, a main wellbore 120, tubing 130, 135, which may have different diameters of tubular elements, and a set of multi-well connections 140, as well as side branches 150 with additional pipes, integrated with the main channel of pipes 130, 135. Each multi-joint 140 may include a joint designed, manufactured or operated in accordance with the present invention, including a multi-joint containing a new y-block in accordance with the present invention. Downhole system 100 may further include 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 laterals 150, as well as other devices in the well.

[0014] Со ссылкой на фиг. 2А проиллюстрирован вид в перспективе скважинного инструмента 200, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Скважинный инструмент 200 в проиллюстрированном варианте реализации содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 210. КНБК 210 в проиллюстрированном варианте реализации содержит расположенный выше по стволу скважины конец 220 и расположенный ниже по стволу скважины конец 225. КНБК 210 во многих вариантах реализации может быть соединена с длинномерным средством транспортировки. Например, в одном варианте реализации длинномерное средство транспортировки представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу или трос, который проходит от расположенного ниже по стволу скважины местоположения в стволе скважины до поверхности ствола скважины. Соответственно, КНБК 210 в некоторых вариантах реализации может проходить в ствол скважины на сотни метров, если не на тысячи метров. В варианте реализации, в котором КНБК 210 соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой, КНБК 210 может представлять собой КНБК для интенсификации притока, используемую для гидроразрыва подземного пласта основного ствола скважины или, альтернативно, бокового ствола скважины.[0014] With reference to FIG. 2A illustrates a perspective view of a downhole tool 200 designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. The downhole tool 200 in the illustrated embodiment includes a bottom hole assembly (BHA) 210. The BHA 210 in the illustrated embodiment includes an uphole end 220 and a downhole end 225. The BHA 210 in many embodiments may be coupled to long means of transportation. For example, in one embodiment, the long conveyance is a coiled tubing or cable that extends from a downhole location in the wellbore to the surface of the wellbore. Accordingly, the BHA 210 in some embodiments may extend hundreds of meters, if not thousands of meters, into the wellbore. In an embodiment in which the BHA 210 is connected to a coiled tubing, the BHA 210 may be a stimulation BHA used to hydraulically fracture a subterranean formation in a main wellbore or, alternatively, a lateral wellbore.

[0015] Скважинный инструмент 200 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит кожух 230, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца 225 КНБК 210 и в непосредственной близости от него. Кожух 230 в проиллюстрированном варианте реализации выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК 210. Кожух 230 в проиллюстрированном варианте реализации имеет закругленную переднюю часть 235 в непосредственной близости от его расположенного ниже по стволу скважины конца. Закругленная передняя часть 235 в этом варианте реализации выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока, который может быть расположен на пересечении основного ствола скважины с боковым стволом скважины. Однако в альтернативном варианте реализации кожух 230 может иметь переднюю часть квадратной формы или переднюю часть другой удобной формы.[0015] The downhole tool 200, in one or more embodiments, further includes a housing 230 located around and in close proximity to the downhole end 225 of the BHA 210. The housing 230 in the illustrated embodiment is slidable relative to the BHA 210. The housing 230 in the illustrated embodiment has a rounded front portion 235 in close proximity to its downhole end. The rounded front portion 235 in this embodiment is configured to engage a recess element in a branch of the y-block, which may be located at the intersection of the main wellbore with a side wellbore. However, in an alternative embodiment, the housing 230 may have a square-shaped front portion or another conveniently shaped front portion.

[0016] Кожух 230 в некоторых вариантах реализации может иметь один или более проходных каналов 245 для флюида, проходящих по его длине (Ls). Проходные каналы 245 для флюида в этом варианте реализации позволяют кожуху 230 проходить вниз по стволу скважины внутри трубчатого элемента ствола скважины, в то же время позволяя флюиду внизу проходить снизу вверх. Проходные каналы 245 для флюида также помогают поддерживать большую площадь проходного сечения через кожух 230, если требуется гидроразрыв с расклиниванием трещины в кольцевом пространстве. Один или более проходных каналов 245 для флюида в проиллюстрированном варианте реализации представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (Ls) его внешней поверхности. Тем не менее, в другом варианте реализации один или более проходных каналов 245 для флюида представляют собой одно или более отверстий в толщине боковой стенки, проходящих по длине (Ls) кожуха 230. Тем не менее, другие различные типы проходных каналов 245 для флюида входят в объем данного изобретения.[0016] The housing 230 in some embodiments may have one or more fluid passages 245 extending along its length (L s ). The fluid passageways 245 in this embodiment allow the casing 230 to pass down the wellbore within the wellbore tubular member while allowing the fluid below to flow upward. The fluid flow passages 245 also help maintain a large flow area through the casing 230 if fracturing is required in the annulus. The one or more fluid passageways 245 in the illustrated embodiment are one or more grooves extending along the length (L s ) of its outer surface. However, in another embodiment, one or more fluid passages 245 are one or more openings in the side wall thickness extending along the length (L s ) of the housing 230. However, other various types of fluid passages 245 include within the scope of this invention.

[0017] Скважинный инструмент 200, в по меньшей мере одном или более вариантах реализации, дополнительно содержит один или более срезных элементов 240, соединяющих кожух 230 с расположенным ниже по стволу скважины концом 225 КНБК 210. Один или более срезных элементов 240 в данном варианте реализации прикрепляют с возможностью съема кожух 230 к КНБК 210, например, при спуске скважинного инструмента 200 в стволе скважины в требуемое местоположение. Можно использовать любое количество срезных элементов 240 при условии, что совокупное срезающее усилие, необходимое для среза срезных элементов 240, превышает сопротивление перемещению и другие виды сопротивления, с которыми столкнется скважинный инструмент 200 при его размещении в требуемом месте в стволе скважины. В соответствии с этой идеей в одном варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). В дополнение к этой идее и в другом варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Хотя может использоваться любое количество срезных элементов 240, по меньшей мере в одном варианте реализации три или более срезных элемента 240 соединяют кожух 230 с расположенным ниже по стволу скважины концом 225 КНБК 210. В дополнение к этому варианту реализации три или более срезных элементов 240 могут быть расположены в радиальном направлении на одинаковом расстоянии вокруг кожуха 230.[0017] The downhole tool 200, in at least one or more embodiments, further includes one or more shear members 240 connecting the housing 230 to the downhole end 225 of the BHA 210. The one or more shear members 240 in this embodiment and removably attach the housing 230 to the BHA 210, for example, when running the downhole tool 200 in the wellbore to a desired location. Any number of shear elements 240 may be used, provided that the total shear force required to shear the shear elements 240 exceeds the resistance to movement and other types of resistance that the downhole tool 200 will encounter when positioned at the desired location in the wellbore. In accordance with this idea, in one embodiment, one or more shear elements 240 together have a minimum shear force of at least about 91 kg (200 lbs). In addition to this idea and in another embodiment, one or more shear members 240 together have a shear force ranging from about 227 kg to 4536 kg (about 500 lbs to about 10,000 lbs). Although any number of shear members 240 may be used, in at least one embodiment, three or more shear members 240 connect the casing 230 to the downhole end 225 of the BHA 210. In addition to this embodiment, the three or more shear members 240 may be located radially at equal distances around the housing 230.

[0018] Хотя это не показано на виде, изображенном на фиг. 2А, в некоторых вариантах реализации КНБК 210 имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу. Один или более выступов в этом варианте реализации выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 230. В по меньшей мере одном варианте реализации один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей таким образом, что один или более выступов захватывают один или более профилей при извлечении КНБК 210 и кожуха 230.[0018] Although not shown in the view of FIG. 2A, in some embodiments, the BHA 210 has one or more projections extending radially outward therefrom. One or more protrusions in this embodiment are configured to engage one or more profiles extending from the inner surface of housing 230. In at least one embodiment, one or more protrusions are located downhole from one or more profiles such that one or more protrusions engage one or more profiles as the BHA 210 and casing 230 are removed.

[0019] Со ссылкой на фиг. 2В проиллюстрирован вид в перспективе в поперечном разрезе у-образного блока 250, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. У-образный блок 250 содержит корпус 255. Например, корпус 255 может представлять собой цельный элемент металла, отфрезерованный таким образом, чтобы иметь различные каналы в соответствии с данным изобретением. В другом варианте реализации корпус 255 представляет собой литой металлический корпус, выполненный с различными каналами в соответствии с данным изобретением. Корпус 255 в соответствии с одним вариантом реализации может содержать первый конец 255а и второй противоположный конец 255b. Первый конец 255а в одном или более вариантах реализации представляет собой первый расположенный выше по стволу скважины конец, а второй конец 255b в одном или более вариантах реализации представляет собой второй расположенный ниже по стволу скважины конец.[0019] With reference to FIG. 2B illustrates a perspective cross-sectional view of a y-block 250 designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. Y-block 250 includes a housing 255. For example, housing 255 may be a solid piece of metal milled to have various channels in accordance with the present invention. In another embodiment, housing 255 is a cast metal housing configured with various channels in accordance with the present invention. Housing 255, in accordance with one embodiment, may include a first end 255a and a second opposite end 255b. The first end 255a in one or more embodiments is a first uphole end, and the second end 255b in one or more embodiments is a second downhole end.

[0020] Корпус 255 может иметь длину (L), которая в раскрытом варианте реализации определяется первым концом 255а и вторым противоположным концом 255b. 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).[0020] The housing 255 may have a length (L), which in the disclosed embodiment is defined by a first end 255a and a second opposite end 255b. 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 yet another embodiment, the length (L) is in the range of about 1.5 meters to about 2.0 meters, and in yet another embodiment, the length (L) is about 1.8 meters (eg, about 72 inches).

[0021] Y-образный блок 250 в одном или более вариантах реализации содержит одиночный первый канал 260, проходящий в корпус 255 от первого конца 255а. В раскрытом варианте реализации одиночный первый канал 260 определяет первую осевую линию 265. Y-образный блок 250 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит второй канал 270 и третий канал 280, проходящие в корпус 255. В проиллюстрированном варианте реализации второй канал 270 и третий канал 280 ответвляются от одиночного первого канала 260 в точке между первым концом 255а и вторым противоположным концом 255b. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения второй канал 270 определяет вторую осевую линию 275, а третий канал 280 определяет третью осевую линию 285. Вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 могут иметь различные конфигурации относительно друг друга. В одном варианте реализации вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 параллельны друг другу. В другом варианте реализации вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 расположены под углом друг относительно друга и, например, относительно первой осевой линии 265.[0021] Y-block 250 in one or more embodiments includes a single first channel 260 extending into housing 255 from first end 255a. In the disclosed embodiment, a single first channel 260 defines a first centerline 265. The Y-shaped block 250 in one or more embodiments further includes a second channel 270 and a third channel 280 extending into the housing 255. In the illustrated embodiment, the second channel 270 and the third channel 280 branch from a single first channel 260 at a point between the first end 255a and the second opposite end 255b. In accordance with one embodiment of the present invention, a second channel 270 defines a second centerline 275, and a third channel 280 defines a third centerline 285. The second centerline 275 and the third centerline 285 may have different configurations relative to each other. In one embodiment, second centerline 275 and third centerline 285 are parallel to each other. In another embodiment, the second centerline 275 and the third centerline 285 are angled relative to each other and, for example, relative to the first centerline 265.

[0022] Одиночный первый канал 260, второй канал 270 и третий канал 280 могут иметь разные диаметры и оставаться в объеме данного изобретения. В одном варианте реализации одиночный первый канал 260 имеет диаметр (d1). В одном варианте реализации одиночный первый канал 260 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).[0022] The single first channel 260, second channel 270, and third channel 280 may have different diameters and remain within the scope of this invention. In one embodiment, the single first channel 260 has a diameter of (d 1 ). In one embodiment, the single first channel 260 has a diameter of (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 (for example, from 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 (for example, 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 yet another embodiment, the diameter (d 1 ) may range from about 17.8 cm to about 25.4 cm (for example, from 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).

[0023] В одном варианте реализации второй канал 270 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 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).[0023] In one embodiment, the second channel 270 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 (for example, from 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 (for example, 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, 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 cm (for example, from 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).

[0024] В одном варианте реализации третий канал 280 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). В дополнение к этим вариантам реализации в некоторых случаях диаметр (d2) является таким же, как и диаметр (d3), а в еще других случаях диаметр (d2) больше диаметра (d3).[0024] In one embodiment, the third channel 280 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 (for example, from about 1/4 inch to about 20 inches). The diameter (d 3 ) in one or more other embodiments ranges from 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, about 2.5 inches to about 5 inches). In yet another embodiment, the diameter (d 3 ) may range from about 7.6 cm to about 10.2 cm (for example, from about 3 inches to about 4 inches), and more specifically, in one embodiment, the value is about 8 .9 cm (for example, about 3.5 inches). In addition to these embodiments, in some cases the diameter (d 2 ) is the same as the diameter (d 3 ), and in still other cases the diameter (d 2 ) is larger than the diameter (d 3 ).

[0025] Y-образный блок 250, проиллюстрированный на фиг. 2В дополнительно содержит рампу 290 дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом 260 и вторым и третьим отдельными каналами 270, 280. В этом варианте реализации рампа 290 дефлектора выполнена с возможностью направления скважинного инструмента к третьему отдельному каналу 280. Рампа 290 дефлектора в одном или более вариантах реализации имеет угол отклонения (θ). Угол отклонения (θ) может сильно варьироваться и оставаться в пределах объема данного изобретения, но в некоторых вариантах реализации угол отклонения (θ) составляет по меньшей мере 30 градусов. В еще другом варианте реализации угол отклонения (θ) составляет по меньшей мере 45 градусов. Хотя это не четко проиллюстрировано на фиг. 2В, рампа 290 дефлектора может быть выполнено как неотъемлемая часть корпуса 255 или, альтернативно, может представлять собой вставку рампы дефлектора.[0025] The Y-block 250 illustrated in FIG. 2B further includes a deflector ramp 290 located at the junction between the single first channel 260 and the second and third individual channels 270, 280. In this embodiment, the deflector ramp 290 is configured to guide the downhole tool towards the third separate channel 280. The deflector ramp 290 is in one or more embodiments has a deflection angle (θ). The deflection angle (θ) can vary greatly and remain within the scope of this invention, but in some embodiments, the deflection angle (θ) is at least 30 degrees. In yet another embodiment, the deflection angle (θ) is at least 45 degrees. Although this is not clearly illustrated in FIG. 2B, the deflector ramp 290 may be configured as an integral part of the housing 255 or, alternatively, may be a deflector ramp insert.

[0026] В некоторых вариантах реализации расположенный выше по стволу скважины конец третьего канала 280 содержит элемент 292 углубления. Элемент 292 углубления в этом варианте реализации выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента. Например, когда передняя часть скважинного инструмента продвигается вверх по рампе 290 дефлектора, она входит в зацепление с элементом 292 углубления. В некоторых вариантах реализации элемент 292 углубления содержит уплотнительный элемент 294, расположенный в элементе 292 углубления. Что касается этого варианта реализации, уплотнительный элемент 294 (например, уплотнительное кольцо) будет обеспечивать герметичное уплотнение между корпусом 255 и скважинным инструментом (не показано).[0026] In some embodiments, the uphole end of the third channel 280 includes a recess element 292. The recess element 292 in this embodiment is configured to engage the front portion of the downhole tool. For example, as the front portion of the downhole tool moves up the deflector ramp 290, it engages the recess element 292. In some embodiments, the recess element 292 includes a sealing element 294 located in the recess element 292. With respect to this embodiment, sealing element 294 (eg, an O-ring) will provide a tight seal between housing 255 and the downhole tool (not shown).

[0027] Кратко со ссылкой на фиг. 2С проиллюстрирован вид в поперечном разрезе у-образного блока 250, проиллюстрированного на фиг. 2В, например, выполненный по линии 2С-2С. На фиг. 2С проиллюстрированы второй канал 270 и третий канал 280, а также рампа 290 дефлектора и элемент 292 углубления, расположенный в третьем канале 280. На фиг.2С дополнительно показаны первый диаметр канала (d1), второй диаметр канала (d2) и третий диаметр канала (d3).[0027] Briefly with reference to FIG. 2C illustrates a cross-sectional view of the y-shaped block 250 illustrated in FIG. 2B, for example, made along the line 2C-2C. In fig. 2C illustrates a second channel 270 and a third channel 280, as well as a deflector ramp 290 and a recess element 292 located in the third channel 280. FIG. 2C further illustrates a first channel diameter (d 1 ), a second channel diameter (d 2 ), and a third diameter channel (d 3 ).

[0028] Далее со ссылкой на фиг. 3-6 проиллюстрирован способ развертывания скважинного инструмента 300 внутри у-образного блока 350 в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Скважинный инструмент 300 во многих отношениях аналогичен скважинному инструменту 200, проиллюстрированному выше в отношении фиг. 2А. Y-образный блок 350 во многих отношениях аналогичен у-образному блоку 250, проиллюстрированному выше в отношении фиг. 2В и фиг. 2С. Соответственно, одинаковая ссылочная позиция использовалась для указания аналогичных, если не идентичных, признаков. С первоначальной ссылкой на фиг. 3, скважинный инструмент 300 приближается к рампе 290 дефлектора в у-образном блоке 350. На этом этапе кожух 230 закрепляют относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240. Один или более срезных элементов 240 в одном или более вариантах реализации в совокупности имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). В еще одном варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов).[0028] Next, with reference to FIG. 3-6 illustrate a method for deploying a downhole tool 300 within a y-block 350 in accordance with one or more embodiments of the present invention. Downhole tool 300 is similar in many respects to downhole tool 200 illustrated above in relation to FIG. 2A. Y-block 350 is similar in many respects to the y-block 250 illustrated above in relation to FIG. 2B and FIG. 2C. Accordingly, the same reference number was used to indicate similar, if not identical, features. With initial reference to FIG. 3, the downhole tool 300 approaches the deflector ramp 290 in the y-block 350. At this point, the housing 230 is secured relative to the BHA 210 by one or more shear members 240. The one or more shear members 240, in one or more embodiments, collectively have a minimum shear force of at least about 91 kg (200 lb). In yet another embodiment, one or more shear members 240 together have a shear force ranging from about 227 kg to 4536 kg (about 500 lbs to about 10,000 lbs).

[0029] Со ссылкой на фиг. 4 проиллюстрирован скважинный инструмент 300, перемещающийся вверх по рампе 290 дефлектора. В частности, кожух 230 имеет больший диаметр, чем второй канал 270, и, таким образом, кожух 230 приводит к перемещению скважинного инструмента 300 вверх по рампе 290 дефлектора. Опять же, на этом этапе кожух 230 остается закрепленным относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240.[0029] With reference to FIG. 4 illustrates a downhole tool 300 moving up a deflector ramp 290. In particular, the housing 230 has a larger diameter than the second channel 270, and thus the housing 230 causes the downhole tool 300 to move up the deflector ramp 290. Again, at this stage, the casing 230 remains secured to the BHA 210 by one or more shear members 240.

[0030] Со ссылкой на фиг. 5 проиллюстрирован скважинный инструмент 300 после проталкивания КНБК 210 дальше вниз по стволу скважины, приводящего расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха 230 к перемещению вверх по рампе 290 дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом 280. В проиллюстрированном варианте реализации кожух 230 входит в зацепление с элементом 292 углубления в третьем канале 280. Опять же, на этом этапе кожух 230 остается закрепленным относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240.[0030] With reference to FIG. 5 illustrates the downhole tool 300 after the BHA 210 has been pushed further down the wellbore causing the downhole end of the housing 230 to move up the deflector ramp 290 and engage the third channel 280. In the illustrated embodiment, the housing 230 engages the a recess element 292 in the third channel 280. Again, at this stage, the casing 230 remains secured to the BHA 210 by one or more shear elements 240.

[0031] Со ссылкой на фиг. 6 проиллюстрирован скважинный инструмент 300 после приложения дополнительного веса вниз к КНБК 210, в то время как кожух 230 находится в зацеплении с третьим каналом 280. В этом варианте реализации дополнительный вес срезает срезные элементы 240 и приводит к вхождению КНБК 210 боковой ствол скважины. На фиг.6 дополнительно проиллюстрированы вышеупомянутые один или более выступов 610, проходящих в радиальном направлении наружу от КНБК 210. Как обсуждалось выше, один или более выступов 610 выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 230, например, когда КНБК 210 и кожух 230 извлекают вверх по стволу скважины.[0031] With reference to FIG. 6 illustrates the downhole tool 300 after additional weight has been applied downward to the BHA 210 while the housing 230 is engaged with the third channel 280. In this embodiment, the additional weight shears the shear elements 240 and causes the BHA 210 to enter the lateral wellbore. 6 further illustrates the aforementioned one or more projections 610 extending radially outward from the BHA 210. As discussed above, the one or more projections 610 are configured to engage one or more profiles extending from the inner surface of the casing 230, such as when The BHA 210 and casing 230 are removed up the wellbore.

[0032] Далее со ссылкой на фиг. 7-19 проиллюстрирован способ образования, проведения работ, гидроразрыва и/или 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.[0032] Next, with reference to FIG. 7-19 illustrate a method for generating, executing, fracturing, and/or producing from a well system 700. FIG. 7 shows a diagram of the well system 700 in the initial stages of formation. The main wellbore 710 may be drilled, for example, by a rotary steerable system at the end of the drill string and may extend from a wellhead (not shown), such as the earth's surface or the seabed. The main wellbore 710 may be lined with one or more casing strings 715, 720, each of which may terminate in a shoe 725, 730.

[0033] 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). 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.[0033] 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 (e.g., with frac sleeves in one embodiment), as well as one or more packers 750 (e.g., swellable packers in one embodiment). The main wellbore liner 745 and one or more packers 750 may, in some embodiments, be run on an anchor system 760. The anchor system 760 in one embodiment includes a collet profile 765 for engaging the running tool 790, as well as a guide tool shoe 770 with bias cut (for example, a shoe with a bias cut to align with slots). A standard workstring orientation tool (WOT) and a measurement while drilling (MWD) tool can be coupled to the running tool 790 and thus can be used to orient the anchor system 760.

[0034] Со ссылкой на фиг. 8 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 подтверждения надлежащей ориентации узла 810 скважинного отклонителя.[0034] With reference to FIG. 8 illustrates the well system 700 shown in FIG. 7, after the downhole whipstock assembly 810 is positioned in the well at the location where the well lateral is to be formed. The downhole whipstock assembly 810 includes a collet 820 for engaging a collet profile 765 in the anchor system 760. The downhole whipstock assembly 810 further includes one or more seals 830 (e.g., a set of cleaning pigs in one embodiment) for sealing the downhole whipstock assembly 810 with main wellbore completion system 740. In some embodiments, such as that shown in FIG. 8, the whipstock assembly 810 consists of a guide cutter 840, for example using a shear bolt, and is then run into the bore on a drill string 850. A WOT tool may be used to confirm proper orientation of the whipstock assembly 810.

[0035] 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 3,0 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 из ствола.[0035] With reference to FIG. 9 illustrates the well system 700 shown in FIG. 8, after installing a shear bolt weight between the guide cutter 840 and the whipstock assembly 810, followed by milling the initial window pocket 910. In some embodiments, the initial window pocket 910 has a length of from 1.5 m to 3.0 m, and in some in other embodiments, about 2.5 m and passes through the casing 720. After this, a circulation and cleaning process can occur, after which the drill string 850 and guide cutter 840 can be removed from the hole.

[0036] 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 6 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.[0036] With reference to FIG. 10 illustrates the wellbore system 700 of FIG. 9 after the guide cutter 1020 and ball cutter 1030 have been launched into the wellbore on the drill string 1010. In the embodiments shown in FIGS. 10, a drill string 1010, a guide cutter 1020, and a ball cutter 1030 drill a full window pocket 1040 into the formation. In some embodiments, the full window pocket 1040 is between 6 m and 10 m in length, and in some other embodiments it is about 8.5 m long. m. After this, a circulation and cleaning process can occur, after which the drill string 1010, guide cutter 1020 and ball cutter 1030 can be removed from the hole.

[0037] 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 бурильная колонна 1110 и роторная управляемая компоновка 1120 могут быть извлечены из ствола.[0037] 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 bore, drilling tangentially 1130 after tilting the downhole whipstock assembly 810 and then continuing to drill the lateral borehole 1140 to depth. The drill string 1110 and rotary steerable assembly 1120 can then be removed from the hole.

[0038] 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.[0038] 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 (e.g., with frac sleeves in one embodiment), as well as one or more packers 1240 (e.g., swellable packers in one embodiment). The inner string 1210 can then be pulled into the main wellbore 710 to retrieve the downhole whipstock assembly 810.

[0039] 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.[0039] With reference to FIG. 13 illustrates the well system 700 shown in FIG. 12, after fixing the tool 1310 to remove the downhole whipstock of the inner casing 1210 with a profile in the downhole whipstock assembly 810. The downhole whip 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 lateral wellbore 1140.

[0040] 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.[0040] With reference to FIG. 14 illustrates the well system 700 shown in FIG. 13, after using the running tool 1410 to install 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 accordingly using the WOT/IPB tool. The running tool 1410 can then be removed from the barrel.

[0041] 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 будет содержать y-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации многоствольное соединение 1520 содержит y-образный блок, аналогичный у-образному блоку 250, проиллюстрированному на фиг. 2В и фиг. 2С.[0041] With reference to FIG. 15 illustrates the well system 700 shown in FIG. 14, after using the running tool 1510 to position the multilateral connection 1520 in close proximity to the intersection of the main wellbore 710 with the wellbore 1410. In accordance with one embodiment, the multi-joint 1520 will comprise a y-block designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention. In the illustrated embodiment, multi-joint 1520 includes a y-block similar to y-block 250 illustrated in FIG. 2B and FIG. 2C.

[0042] 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 у-образный блок многоствольного соединения 1520. В проиллюстрированном варианте реализации первый инструмент 1610 для проведения работ представляет собой инструмент для гидроразрыва и, более конкретно, инструмента для гидроразрыва, транспортируемую с помощью гибких насосно-компрессорных труб. При установленном инструменте 1610 для проведения работ могут образоваться 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.[0042] With reference to FIG. 16 illustrates the well system 700 shown in FIG. 15, after selectively accessing the main wellbore 710 with a first work tool 1610 through the y-block of the multilateral connection 1520. In the illustrated embodiment, the first work tool 1610 is a fracturing tool and, more specifically, a fracturing tool. , transported using flexible tubing. When the work tool 1610 is installed, hydraulic fractures 1620 may be formed in the subterranean formation surrounding the main wellbore completion system 740. The first work tool 1610 can then be removed from the main wellbore completion system 740.

[0043] Со ссылкой на фиг. 17 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 16, после расположения скважинного инструмента 1710 внутри многоствольного соединения 1520, содержащего y-образный блок. Скважинный инструмент 1710, в одном или более вариантах реализации, аналогичен скважинному инструменту 200, рассмотренному выше в отношении фиг. 2А и фиг. 3-6. Соответственно, скважинный инструмент 1710 содержит КНБК 1720 и кожух 1730, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК 1720 и в непосредственной близости от него. В проиллюстрированном варианте реализации один или более срезных элементов соединяют кожух 1730 с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК 1720. Кроме того, кожух 1730 перемещается вверх по рампе дефлектора в у-образном блоке, таким образом приводя кожух 1730 к вхождению в зацепление с элементом углубления в боковом канале у-образного блока. В проиллюстрированном варианте реализации скважинный инструмент 1710 представляет собой инструмент для гидроразрыва и, более конкретно, инструмент для гидроразрыва, транспортируемый с помощью гибких насосно-компрессорных труб.[0043] With reference to FIG. 17 illustrates the well system 700 shown in FIG. 16, after positioning the downhole tool 1710 within a multi-joint 1520 containing a y-block. Downhole tool 1710, in one or more embodiments, is similar to downhole tool 200 discussed above with respect to FIG. 2A and FIG. 3-6. Accordingly, the downhole tool 1710 includes a BHA 1720 and a housing 1730 located around and in close proximity to the downhole end of the BHA 1720. In the illustrated embodiment, one or more shear members couple the housing 1730 to the downhole end of the BHA 1720. Additionally, the housing 1730 moves up the deflector ramp in the y-block, thereby causing the housing 1730 to engage the recess element. in the side channel of the y-shaped block. In the illustrated embodiment, the downhole tool 1710 is a fracturing tool and, more specifically, a fracturing tool transported using coiled tubing.

[0044] Со ссылкой на фиг. 18 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 17, после приложения дополнительного веса вниз к КНБК 1720, в то время как кожух 1730 находится в зацеплении с боковым каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК 1720 в боковой ствол скважины. При наличии установленного скважинного инструмента 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 скважинный инструмент 1710 представляют собой один и тот же инструмент для проведения работ. После этого скважинный инструмент 1710 может быть извлечен из системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины и из ствола. Как обсуждалось выше, КНБК 1720 может иметь один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов захватывают один или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 1730, и, таким образом, извлекают кожух 1730 вверх по стволу скважины, когда КНБК 1720 извлекают вверх по стволу скважины.[0044] With reference to FIG. 18 illustrates the well system 700 shown in FIG. 17, after additional weight is applied downward to the BHA 1720 while the housing 1730 is engaged with the side channel, the additional weight shears the shear elements and causes the BHA 1720 to enter the side borehole. With the downhole tool 1710 installed, hydraulic fractures 1820 may form in the subterranean formation surrounding the lateral wellbore completion system 1220. In some embodiments, the first job tool 1610 and the downhole tool 1710 are the same job tool. Thereafter, the downhole tool 1710 can be removed from the lateral wellbore completion system 1220 and from the wellbore. As discussed above, the BHA 1720 may have one or more protrusions extending radially outward therefrom, the one or more protrusions engaging one or more profiles extending from the inner surface of the casing 1730 and thereby retrieving the casing 1730 up the wellbore. wells when the 1720 BHA is pulled up the wellbore.

[0045] 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 у-образного блока, изготовленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения.[0045] With reference to FIG. 19 illustrates the well system 700 shown in FIG. 18, after producing fluids 1910 from hydraulic fractures 1620 in the main wellbore 710 and producing fluids 1920 from hydraulic fractures 1820 in a sidebore 1140 of the well. Production of fluids 1910, 1920 occurs through the multilateral connection 1520 and, more specifically, through a y-block structure manufactured and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention.

[0046] Аспекты, раскрытые в данном документе, включают:[0046] Aspects disclosed herein include:

A. Скважинный инструмент, содержащий: 1) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины и расположенный ниже по стволу скважины конец; 2) кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК; и 3) один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК.A. A downhole tool comprising: 1) a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end; 2) a casing located around and in close proximity to the downhole end of the BHA, the casing being slidable relative to the BHA; and 3) one or more shear members connecting the casing to the downhole end of the BHA.

B. 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; и 4) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу.B. A Y-shaped block comprising: 1) a body having a first end and a second opposite end; 2) a single first channel extending into the housing from a first end, the single first channel defining a first centerline; and 3) second and third separate channels extending into the housing and branching from a single first channel, the second channel defining a second centerline and the third channel defining a third centerline; and 4) a deflector ramp located at the junction between the single first channel and the second and third separate channels, the deflector ramp being configured to push the downhole tool towards the third separate channel.

C. Скважинная система, содержащая: 1) основной ствол скважины; 2) боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины; 3) многоствольное соединение, расположенное 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; и iv) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и с) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины; и 4) скважинный инструмент, расположенный внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит: а) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец; b) кожух, расположенный вокруг КНБК и находящийся в зацеплении с третьим каналом, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК.C. Well system containing: 1) main wellbore; 2) a side wellbore extending from the main wellbore; 3) a multi-joint located at the intersection of the main wellbore and a side wellbore, the multi-well joint 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 housing from the first end, the single first channel defining a first centerline; and iii) second and third separate channels extending into the housing and branching from the single first channel, the second channel defining a second centerline and the third channel defining a third centerline; and iv) a deflector ramp located at the junction between the single first channel and the second and third separate channels, the deflector ramp being configured to push the downhole tool towards the third separate channel; b) a branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore; and c) a side channel branch connected to the third channel and extending into the side wellbore; and 4) a downhole tool located inside the y-shaped block, the downhole tool comprising: a) a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end; b) a casing located around the BHA and in engagement with the third channel, the casing being slidable relative to the BHA.

D. Способ образования скважинной системы, 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; и iv) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и с) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины; и 2) расположение скважинного инструмента внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит: а) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец; b) кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК; и с) один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК; 3) проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом; и 4) прикладывание дополнительного веса вниз к КНБК, в то время как кожух находится в зацеплении с третьим каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК в боковой ствол скважины.D. A method of forming a well system, comprising: 1) placing a multi-lateral connection in close proximity to the intersection of a main wellbore and a side wellbore, wherein the multi-lateral connection comprises: a) a y-shaped block containing: i) a housing having a first end and a second end opposite end; ii) a single first channel extending into the housing from the first end, the single first channel defining a first centerline; and iii) second and third separate channels extending into the housing and branching from the single first channel, the second channel defining a second centerline and the third channel defining a third centerline; and iv) a deflector ramp located at the junction between the single first channel and the second and third separate channels, the deflector ramp being configured to push the downhole tool towards the third separate channel; b) a branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore; and c) a side channel branch connected to the third channel and extending into the side wellbore; and 2) arrangement of the downhole tool within the y-shaped block, the downhole tool comprising: a) a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end; b) a casing located around and in close proximity to the downhole end of the BHA, the casing being slidable relative to the BHA; and c) one or more shear members connecting the casing to the downhole end of the BHA; 3) pushing the downhole tool further down the wellbore, causing the downhole end of the casing to move up the deflector ramp and engage with the third channel; and 4) applying additional weight downward on the BHA while the casing is engaged with the third bore, the additional weight shearing the shear elements and causing the BHA to enter the wellbore sidetrack.

[0047] Аспекты А, В, С и D могут иметь один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока. Элемент 2: отличающийся тем, что кожух имеет один или более проходных каналов для флюида, проходящих по его длине (Ls). Элемент 3: отличающийся тем, что один или более проходных каналов для флюида представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (Ls) его внешней поверхности. Элемент 4: отличающийся тем, что три или более срезных элементов соединяют кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, причем три или более срезных элементов расположены в радиальном направлении на равном расстоянии вокруг кожуха. Элемент 5: отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха. Элемент 6: отличающийся тем, что один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей при извлечении КНБК вверх по стволу скважины.[0047] Aspects A, B, C and D may have one or more of the following additional elements in combination: Element 1: characterized in that the casing has a rounded front portion in close proximity to its downhole end, the rounded front the part is configured to engage with the recess element in the branch of the y-shaped block. Element 2: characterized in that the casing has one or more fluid passages running along its length (L s ). Element 3: characterized in that the one or more fluid passage channels are one or more grooves extending along the length (L s ) of its outer surface. Element 4: characterized in that three or more shear elements connect the casing to the downhole end of the BHA, the three or more shear elements being radially spaced at equal distances around the casing. Element 5: characterized in that the BHA has one or more protrusions extending radially outward from it, the one or more protrusions being configured to engage one or more profiles extending from the inner surface of the casing. Element 6: characterized in that one or more protrusions are located downhole from one or more profiles, and one or more protrusions are configured to engage one or more profiles when the BHA is withdrawn up the wellbore.

Элемент 7: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой. Элемент 8: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). Элемент 9: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Элемент 10: дополнительно содержащий элемент углубления, расположенный на расположенном выше по стволу скважины конце третьего отдельного канала, причем элемент углубления выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента. Элемент 11: отличающийся тем, что элемент углубления обеспечивает уплотнение типа «металл-металл» со скважинным инструментом. Элемент 12: дополнительно содержащий уплотнительный элемент, расположенный в элементе углубления, причем уплотнительный элемент обеспечивает герметичное уплотнение между корпусом и скважинным инструментом. Элемент 13: 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 14: отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d2), а третий канал имеет диаметр (d3), и дополнительно при этом диаметр (d2) больше диаметра (d3). Элемент 15: отличающийся тем, что вторая осевая линия и третья осевая линия параллельны друг другу. Элемент 16: отличающийся тем, что рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 30 градусов. Элемент 17: отличающийся тем, что рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 45 градусов. Элемент 18: отличающийся тем, что рампа дефлектора представляет собой вставку рампы дефлектора. Элемент 19: отличающийся тем, что скважинный инструмент дополнительно содержит один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК. Элемент 20: отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть входит в зацепление с элементом углубления в третьем канале. Элемент 21: отличающийся тем, что кожух имеет одну или более канавок, проходящих по длине (Ls) его внешней поверхности. Элемент 22: отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха, при извлечении КНБК и кожуха вверх по стволу скважины. Элемент 23: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой. Элемент 24: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Элемент 25: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой, и дополнительно включающий гидроразрыв по меньшей мере части ствола скважины с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы. Элемент 26: отличающийся тем, что проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины дополнительно включает проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождение в зацепление с элементом углубления в третьем канале. Элемент 27: отличающийся тем, что избирательный доступ к основному стволу скважины или боковому стволу скважины через y-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины включает избирательный доступ к основному стволу скважины через у-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины, и дополнительно включающий избирательный доступ к боковому стволу скважины через у-образный блок для гидроразрыва бокового ствола скважины.Element 7: characterized in that the BHA is connected to a flexible tubing. Element 8: characterized in that the one or more shear elements together have a minimum shear force of at least about 91 kg (200 lbs). Member 9: characterized in that the one or more shear members together have a shear force ranging from about 227 kg to 4536 kg (about 500 lbs to about 10,000 lbs). Element 10: further comprising a recess element located at the uphole end of the third separate channel, the recess element being configured to engage the front portion of the downhole tool. Element 11: characterized in that the recess element provides a metal-to-metal seal with the downhole tool. Element 12: further comprising a sealing element located in the recess element, the sealing element providing a tight seal between the housing and the downhole tool. Element 13: 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 14: 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 larger than the diameter (d 3 ). Element 15: characterized in that the second center line and the third center line are parallel to each other. Element 16: characterized in that the deflector ramp has a deflection angle (θ) of at least 30 degrees. Element 17: characterized in that the deflector ramp has a deflection angle (θ) of at least 45 degrees. Element 18: characterized in that the deflector ramp is a deflector ramp insert. Element 19: characterized in that the downhole tool additionally contains one or more shear elements connecting the casing to the end of the BHA located down the wellbore. Member 20: characterized in that the casing has a rounded front portion in close proximity to its downhole end, the rounded front portion engaging a recess element in the third channel. Element 21: characterized in that the casing has one or more grooves running along the length (L s ) of its outer surface. Feature 22: characterized in that the BHA has one or more protrusions extending radially outward therefrom, the one or more protrusions being configured to engage one or more profiles extending from the inner surface of the casing as the BHA and casing are withdrawn up the wellbore wells. Element 23: characterized in that the BHA is connected to a flexible tubing. Member 24: characterized in that the one or more shear members together have a shear force ranging from about 227 kg to 4536 kg (about 500 lbs to about 10,000 lbs). Element 25: characterized in that the BHA is connected to the coiled tubing, and further includes hydraulic fracturing of at least a portion of the wellbore using the coiled tubing. Element 26: characterized in that pushing the downhole tool further down the wellbore further includes pushing the downhole tool further down the wellbore causing the downhole end of the casing to move up the deflector ramp and engage the recess element in the third channel . Element 27: characterized in that selective access to the main wellbore or lateral wellbore through the y-shaped block for hydraulic fracturing of the main wellbore or lateral wellbore includes selective access to the main wellbore through the y-shaped block for hydraulic fracturing of the main wellbore, and further including selective access to the lateral wellbore through a y-shaped block for hydraulic fracturing of the lateral wellbore.

[0048] 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.[0048] Those skilled in the art to which this application pertains will appreciate that other and further additions, deletions, substitutions, and modifications may be made to the described embodiments.

Claims (47)

1. Скважинный инструмент, содержащий:1. Downhole tool containing: компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end, кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК, иa casing located around and in close proximity to the downhole end of the BHA, the casing being slidable relative to the BHA, and один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, при этом кожух выполнен с возможностью отсоединения от КНБК и скольжения вдоль нее при срезании указанных одного или более срезных элементов, когда кожух входит в зацепление с элементом углубления, предусмотренным в Y-образном блоке для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины.one or more shear elements connecting the casing to the downhole end of the BHA, wherein the casing is designed to be detachable from the BHA and slide along it when the one or more shear elements are sheared when the casing engages with the recess element provided in Y-shaped block to provide access to the main or side wellbore. 2. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока.2. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the casing has a rounded front part in close proximity to its downhole end, and the rounded front part is configured to engage with a recess element in a branch of the y-shaped block. 3. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что кожух имеет один или более проходных каналов для флюида, проходящих по его длине (Ls), при этом один или более проходных каналов для флюида представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (Ls) его внешней поверхности.3. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the casing has one or more fluid passageways running along its length (L s ), wherein the one or more fluid passageways are one or more grooves running along length (L s ) of its outer surface. 4. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что три или более срезных элементов соединяют кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, причем три или более срезных элементов расположены в радиальном направлении на равном расстоянии вокруг кожуха.4. Downhole tool according to claim 1, characterized in that three or more shear elements connect the casing to the downhole end of the BHA, and three or more shear elements are located in the radial direction at an equal distance around the casing. 5. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха, при этом один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей при извлечении КНБК вверх по стволу скважины5. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the BHA has one or more protrusions extending from it in the radial direction outward, and one or more protrusions are configured to grip one or more profiles extending from the inner surface of the casing, while one or more protrusions are located downhole from one or more profiles, wherein the one or more protrusions are configured to engage one or more profiles when the BHA is withdrawn up the wellbore 6. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой.6. Downhole tool according to claim 1, characterized in that the BHA is connected to a flexible tubing. 7. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере 91 кг (200 фунтов), при этом один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие до 4536 кг (до 10000 фунтов).7. The downhole tool of claim 1, wherein the one or more shear members together have a minimum shear force of at least 91 kg (200 lb), wherein the one or more shear members collectively have a shear force of up to 4536 kg ( up to 10,000 pounds). 8. Y-образный блок для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины, содержащий:8. Y-shaped block to provide access to the main or side wellbore, containing: корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец,a body having a first end and a second opposite end, одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию,a single first channel extending into the housing from a first end, wherein the single first channel defines a first centerline, 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, иsecond and third separate channels extending into the housing and branching from a single first channel, the second channel defining a second centerline, and the third channel defining a third centerline, and рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента по любому из пп. 1-7 к третьему отдельному каналу,a deflector ramp located at the junction between the single first channel and the second and third separate channels, wherein the deflector ramp is configured to push the downhole tool according to any one of claims. 1-7 to the third separate channel, при этом корпус у-образного блока представляет собой цельный элемент, а указанные каналы проходят внутри этого цельного элемента.in this case, the body of the y-shaped block is a solid element, and the indicated channels pass inside this solid element. 9. Y-образный блок по п. 8, дополнительно содержащий элемент углубления, расположенный на расположенном выше по стволу скважины конце третьего отдельного канала, причем элемент углубления выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента, при этом элемент углубления обеспечивает уплотнение типа «металл-металл» со скважинным инструментом, и уплотнительный элемент, расположенный в элементе углубления, причем уплотнительный элемент обеспечивает герметичное уплотнение между корпусом и скважинным инструментом.9. The Y-shaped block of claim 8, further comprising a recess element located at the uphole end of the third separate channel, wherein the recess element is configured to engage the front portion of the downhole tool, wherein the recess element provides a seal type "metal-to-metal" with the downhole tool, and a sealing element located in the recess element, wherein the sealing element provides a tight seal between the housing and the downhole tool. 10. Y-образный блок по п. 8, 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).10. Y-shaped block according to claim 8, 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 ). 11. Y-образный блок по п. 8, отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d2), а третий канал имеет диаметр (d3), и дополнительно при этом диаметр (d2) больше диаметра (d3).11. Y-shaped block according to claim 8, 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 larger than the diameter (d 3 ). 12. Y-образный блок по п. 8, отличающийся тем, что вторая осевая линия и третья осевая линия параллельны друг другу, при этом рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 30 градусов или по меньшей мере 45 градусов, при этом рампа дефлектора представляет собой вставку рампы дефлектора.12. The Y-shaped block according to claim 8, characterized in that the second center line and the third center line are parallel to each other, and the deflector ramp has a deflection angle (θ) of at least 30 degrees or at least 45 degrees, wherein The deflector ramp is a deflector ramp insert. 13. Скважинная система, содержащая:13. Well system containing: основной ствол скважины,main wellbore, боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины,a side wellbore extending from the main wellbore, многоствольное соединение, расположенное в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:a multilateral connection located in close proximity to the intersection of the main wellbore and a side wellbore, wherein the multilateral connection comprises: y-образный блок по любому из пп. 8-12,y-shaped block according to any one of paragraphs. 8-12, ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, иa branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore, and ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины, иa side channel branch connected to the third channel and extending into the side wellbore, and скважинный инструмент, расположенный внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит:a downhole tool located inside a y-shaped block, the downhole tool comprising: компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end, кожух, расположенный вокруг КНБК и входящий в зацепление с третьим каналом, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК.a casing located around the BHA and engaging with the third channel, the casing being slidable relative to the BHA. 14. Способ образования скважинной системы, включающий:14. A method for forming a well system, including: размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:placing a multilateral connection in close proximity to the intersection of the main wellbore and a side wellbore, wherein the multilateral connection comprises: y-образный блок по любому из пп. 8-12,y-shaped block according to any one of paragraphs. 8-12, ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, иa branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore, and ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины,a side channel branch connected to the third channel and extending into the side wellbore, расположение скважинного инструмента внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит:arrangement of the downhole tool inside the y-shaped block, the downhole tool comprising: компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,a bottom hole assembly (BHA) having an uphole end and a downhole end, кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК, иa casing located around and in close proximity to the downhole end of the BHA, the casing being slidable relative to the BHA, and один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК,one or more shear elements connecting the casing to the downhole end of the BHA, проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом, иpushing the downhole tool further down the wellbore causing the downhole end of the housing to move up the deflector ramp and engage the third channel, and приложение дополнительного веса вниз к КНБК, в то время как кожух находится в зацеплении с боковым каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК в боковой ствол скважины.applying additional weight downward to the BHA while the casing is engaged in the side bore, with the additional weight shearing the shear elements and causing the BHA to enter the side borehole. 15. Способ образования скважинной системы, включающий:15. A method for forming a well system, including: размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:placing a multilateral connection in close proximity to the intersection of the main wellbore and a side wellbore, wherein the multilateral connection comprises: y-образный блок по любому из пп. 8-12,y-shaped block according to any one of paragraphs. 8-12, ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, иa branch of the main channel connected to the second channel and extending into the main wellbore, and ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины, иa side channel branch connected to the third channel and extending into the side wellbore, and избирательный доступ к основному стволу скважины или боковому стволу скважины через y-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины.selective access to the main wellbore or lateral wellbore through a y-shaped block for hydraulic fracturing of the main wellbore or lateral wellbore.
RU2022111568A 2019-12-10 2020-12-10 Well tools and system, method for forming well system (embodiments), and y-shaped block to provide access to the main or side well branch RU2809576C1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US62/946,219 2019-12-10
US17/118,019 2020-12-10

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2809576C1 true RU2809576C1 (en) 2023-12-13

Family

ID=

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6089320A (en) * 1997-10-10 2000-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for lateral wellbore completion
US20100163240A1 (en) * 2008-12-31 2010-07-01 Smith International, Inc. Downhole multiple bore tubing apparatus
RU2436925C2 (en) * 2007-07-06 2011-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Multilateral well and method, and system using this well
RU2518701C2 (en) * 2008-11-21 2014-06-10 Брюс Э. ТАНДЖЕТ Systems and methods of operation of number of wells through one bore
RU2608375C2 (en) * 2012-10-12 2017-01-18 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Y-unit multi-shaft system
US9822612B2 (en) * 2014-07-28 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Junction-conveyed completion tooling and operations
EP3025005B1 (en) * 2013-07-25 2019-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Expandadle bullnose assembly for use with a wellbore deflector

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6089320A (en) * 1997-10-10 2000-07-18 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and method for lateral wellbore completion
RU2436925C2 (en) * 2007-07-06 2011-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Multilateral well and method, and system using this well
RU2518701C2 (en) * 2008-11-21 2014-06-10 Брюс Э. ТАНДЖЕТ Systems and methods of operation of number of wells through one bore
US20100163240A1 (en) * 2008-12-31 2010-07-01 Smith International, Inc. Downhole multiple bore tubing apparatus
RU2608375C2 (en) * 2012-10-12 2017-01-18 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Y-unit multi-shaft system
EP3025005B1 (en) * 2013-07-25 2019-03-13 Halliburton Energy Services, Inc. Expandadle bullnose assembly for use with a wellbore deflector
US9822612B2 (en) * 2014-07-28 2017-11-21 Halliburton Energy Services, Inc. Junction-conveyed completion tooling and operations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10731417B2 (en) Reduced trip well system for multilateral wells
US10161227B2 (en) Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore
US20190040719A1 (en) Modified junction isolation tool for multilateral well stimulation
US20230235647A1 (en) Multilateral junction with twisted mainbore and lateral bore legs
US10989001B2 (en) Plug deflector for isolating a wellbore of a multi-lateral wellbore system
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
RU2809572C1 (en) Branch of multi-junction channel, as well as multi-well joint and well system containing specified branch of multi-junction channel
RU2807724C1 (en) Method of access to fueling system through multi-channel connection
RU2799804C1 (en) Y-block to provide access to the main and lateral wellbores and related system and multilateral 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
RU2809140C1 (en) Well system for positioning self-deflecting multi-joint connection inside multi-joint well
RU2776020C1 (en) Deflector assembly with a window for a multilateral borehole, multilateral borehole system and method for forming a multilateral borehole system
EA035445B1 (en) System and method for circumferentially aligning a downhole latch subsystem
US11851992B2 (en) Isolation sleeve with I-shaped seal
US11867030B2 (en) Slidable isolation sleeve with I-shaped seal
US20230003104A1 (en) Pressure indication alignment using an orientation port and two radial orientation slots
CA2707136C (en) A permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore
EA039909B1 (en) System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a downhole