RU2813423C1 - Multilateral well construction method - Google Patents
Multilateral well construction method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2813423C1 RU2813423C1 RU2023111536A RU2023111536A RU2813423C1 RU 2813423 C1 RU2813423 C1 RU 2813423C1 RU 2023111536 A RU2023111536 A RU 2023111536A RU 2023111536 A RU2023111536 A RU 2023111536A RU 2813423 C1 RU2813423 C1 RU 2813423C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- window
- additional
- main shaft
- design
- Prior art date
Links
- 238000010276 construction Methods 0.000 title abstract description 8
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 20
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000005188 flotation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к строительству многоствольных скважин и может быть использовано для строительства и эксплуатации нескольких стволов, в том числе способом одновременно-раздельной эксплуатации. Под многоствольной скважиной здесь и далее понимается скважина с двумя или более стволами (горизонтальными стволами), имеющими наклонно направленные участки, проведенные вдоль продуктивного пласта.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the construction of multilateral wells and can be used for the construction and operation of several wells, including the method of simultaneous and separate operation. Hereinafter, a multilateral well is understood as a well with two or more trunks (horizontal trunks) having inclined sections located along the productive formation.
Известен способ строительства многоствольной скважины (по патенту RU2650161) характеризующийся тем, что бурят основной ствол скважины от поверхности земли до пласта, забуривают боковой ствол из ранее пробуренного основного ствола, по завершении его бурения спускают в боковой ствол обсадную колонну, оборудованную в верхней части узлом для формирования многоствольного «стыка» не ниже третьего уровня сложности по классификации TAML. Забуривание бокового ствола ведут из ранее обсаженной эксплуатационной колонной и зацементированного основного ствола скважины, вскрывая боковым стволом интервалы неустойчивых отложений, склонных к осыпанию и обвалам, и нижележащей зоны с неосыпающимися породами со вскрытием продуктивного пласта и последующим проведением комплекса геофизических исследований. Осуществляют спуск в боковой ствол обсадной колонны, выполняемую из нижней секции и по меньшей мере одной верхней секции, и спускают посекционно, при этом нижняя секция оборудована приёмным переходником-разъединителем для соединения с последующей секцией, а верхняя секция имеет длину, определяемую исходя из фактической глубины спуска предыдущей секции и фактического интервала отфрезерованного в колонне окна, выполнена такого же или большего диаметра и включает по меньшей мере одну обсадную трубу, оборудованную в нижней части узлом соединения с предыдущей секцией, находящейся в скважине, а верхняя оборудована в верхней части либо приёмным переходником-разъединителем, либо узлом для соединения с последующей секцией, либо узлом формирования многоствольного стыка. Недостатками способа являются очень сложная технология крепления дополнительного ствола, большие затраты времени и ресурсов, опасность осыпания неустойчивых отложений выше продуктивных, что может привести к потере ствола при креплении.There is a known method for constructing a multi-barrel well (according to patent RU2650161) characterized by drilling the main borehole from the ground surface to the formation, drilling a side bore from the previously drilled main bore, and upon completion of its drilling, lowering into the side bore a casing string equipped in the upper part with a unit for formation of a multi-trunk “joint” of at least the third level of complexity according to the TAML classification. A sidetrack is drilled from a previously cased production casing and a cemented main wellbore, opening with the sidebore the intervals of unstable deposits prone to crumbling and landslides, and the underlying zone with non-falling rocks with the opening of the productive formation and the subsequent implementation of a complex of geophysical studies. The casing string is lowered into the sidebore from the lower section and at least one upper section, and lowered section by section, wherein the lower section is equipped with a receiving adapter-disconnector for connection with the subsequent section, and the upper section has a length determined based on the actual depth descent of the previous section and the actual interval of the window milled in the column, is made of the same or larger diameter and includes at least one casing pipe equipped in the lower part with a connection unit with the previous section located in the well, and the upper one is equipped in the upper part with either a receiving adapter - a disconnector, or a unit for connecting to a subsequent section, or a unit for forming a multi-barrel joint. The disadvantages of this method are a very complex technology for attaching an additional trunk, a large investment of time and resources, and the danger of shedding unstable deposits above productive ones, which can lead to loss of the trunk during attachment.
Известен способ строительства и заканчивания многозабойных скважин (по патенту RU2753417, выбран в качестве прототипа) в котором бурят основной ствол скважины, прорабатывают секцию под хвостовик, спускают спусковой инструмент с ориентационным прибором, хвостовиком и якорем-подвеской, устанавливают хвостовик с якорем-подвеской в открытом стволе скважины на заданной глубине, определяют фактическое положение ориентационного профиля якоря-подвески в скважине, активируют якорь-подвеску, освобождают инструмент и производят подъем спускового инструмента на поверхность, производят считывание данных прибора и определяют фактическое положения якоря-подвески в скважине, после чего осуществляют спуск компоновки фрез и полого клина-отклонителя с заранее выставленной на устье ориентацией, стыкуют полый клин-отклонитель в якоре-подвеске и фиксируют клин-отклонитель в якоре-подвеске, при этом верх якоря-подвески выполнен в виде фигурного ориентационного профиля, а клин-отклонитель выполнен с ориентационной шпонкой, освобождают фрезы от клина-отлонителя и осуществляют бурение ответвления бокового ствола скважины по клину-отклонителю, после чего осуществляют спуск хвостовика, выполненного с возможностью добычи флюида в интервале расположения клина-отклонителя. Недостатками данного способа является то, что для осуществления способа стыки стволов производятся в открытом стволе, что приводит к отсутствию возможности контроля за разработкой (невозможно определить какой ствол или какая часть залежи работает), бурение боковых стволов осуществляется из бездействующей скважины. Возможно осыпание неустойчивых отложений в открытом стволе, что может привести к потере ствола при креплении.There is a known method for constructing and completing multilateral wells (according to patent RU2753417, selected as a prototype) in which the main wellbore is drilled, a section for the liner is drilled, a running tool with an orientation device, a liner and a suspension anchor is lowered, a liner with a suspension anchor is installed in the open wellbore at a given depth, determine the actual position of the orientation profile of the anchor-suspension in the well, activate the anchor-suspension, release the tool and lift the running tool to the surface, read the device data and determine the actual position of the anchor-suspension in the well, after which the descent is carried out arrangement of cutters and a hollow whipstock with a pre-set orientation at the wellhead, the hollow whipstock is joined in the anchor-suspension and the whipstock is fixed in the anchor-suspension, while the top of the anchor-suspension is made in the form of a figured orientation profile, and the whipstock is made with an orientation key, the cutters are released from the whipstock and a branch of the side wellbore is drilled along the whipstock, after which the liner is lowered, configured to produce fluid in the interval where the whipstock is located. The disadvantages of this method are that to implement the method, shaft joints are made in an open hole, which leads to a lack of control over development (it is impossible to determine which shaft or which part of the deposit is working), sidetracks are drilled from an inactive well. It is possible for unstable deposits to shed in the open hole, which can lead to the loss of the barrel during shoring.
Технической задачей изобретения является создание способа строительства новой многоствольной скважины, обеспечивающий, при минимальных затратах, контроль и управление за разработкой залежи. Техническим результатом изобретения является упрощение строительства многоствольной скважины. Кроме того, обеспечивается одновременно-раздельная эксплуатация, в том числе двумя лифтами, основного и дополнительного ствола. The technical objective of the invention is to create a method for constructing a new multilateral well that provides, at minimal cost, control and management of reservoir development. The technical result of the invention is to simplify the construction of a multilateral well. In addition, simultaneous and separate operation, including two elevators, of the main and additional shafts is ensured.
Технический результат достигается в способе строительства многоствольной скважины, в котором бурят основной ствол до проектного коридора бурения дополнительного ствола, где выполняют прямолинейный участок с протяженностью, достаточной для зарезки на нем окна. Через основной ствол бурят до выхода на проектный зенитный угол основного ствола, тем самым основной ствол приобретает траекторию, имеющую проектный зенитный угол и предусматривающую место для зарезки дополнительного ствола и его бурения в пределах продуктивных отложений. Затем, спускают и цементируют эксплуатационную колонну. В эксплуатационной колонне, по окончании бурения основного ствола в основном стволе ниже планируемого интервала вырезания окна устанавливают гуммированную продольно профилированную трубу с разбуриваемой заглушкой, патрубок с винтовой в пол оборота поверхностью, заканчивающийся шпоночным пазом для ориентированной установки зарезного клина. Вырезают окно на прямолинейном участке, устанавливают ниже окна разделительный пакер, бурят дополнительный ствол, затем восстанавливают проходимость основного ствола. Направление прямолинейного участка выбирают таким образом, чтобы траектория дополнительного ствола находилась в пределах одного продуктивного пласта.The technical result is achieved in a method for constructing a multilateral well, in which the main trunk is drilled to the design corridor for drilling an additional trunk, where a straight section is made with a length sufficient for cutting a window on it. They drill through the main trunk until they reach the design inclination angle of the main trunk, thereby the main trunk acquires a trajectory that has a design inclination angle and provides space for cutting off an additional trunk and drilling it within the productive deposits. Then, the production casing is lowered and cemented. In the production casing, upon completion of drilling of the main trunk, a rubberized longitudinally profiled pipe with a drillable plug, a pipe with a half-turn screw surface, ending with a keyway for oriented installation of a cutting wedge, are installed in the main trunk below the planned window cutting interval. A window is cut out in a straight section, a separation packer is installed below the window, an additional shaft is drilled, and then the permeability of the main shaft is restored. The direction of the straight section is chosen so that the trajectory of the additional wellbore is within the same productive formation.
Изобретение поясняется рисунками:The invention is illustrated by drawings:
фиг. 1 – основной ствол с эксплуатационной колонной;fig. 1 – main shaft with production casing;
фиг. 2 – зарезка окна;fig. 2 – window cutting;
фиг. 3 – бурение дополнительного ствола;fig. 3 – drilling of an additional trunk;
фиг. 4 – схема многоствольной скважины.fig. 4 – diagram of a multilateral well.
В способе строительства многоствольной скважины бурят основной ствол 1, который как правило имеет участки с переменной кривизной, соотвественнно переменные вдоль основного ствола 1 зенитный и азимутальный углы наклона, до выхода на проектный зенитный угол. Проектный зенитный угол выбирается в зависимости зависимости от мощности пласта и соотвественно, от проектного коридора бурения дополнительного ствола (в соответствии с углом залегания продуктивного пласта: чем меньше проектный коридор бурения, тем больше проктный зенитный угол). In the method of constructing a multilateral well, the main trunk 1 is drilled, which usually has sections with variable curvature, and the zenith and azimuthal inclination angles are correspondingly variable along the main trunk 1, until reaching the design zenith angle. The design inclination angle is selected depending on the thickness of the formation and, accordingly, on the design corridor for drilling an additional shaft (in accordance with the angle of occurrence of the productive formation: the smaller the design drilling corridor, the greater the project inclination angle).
В основном стволе 1 в проектном коридоре бурения дополнительного ствола 2 выполняют прямолинейный участок 3 с протяженностью, достаточной для зарезки в нем окна 12. Иначе, в интервале зарезки проектируемого дополнительного ствола 2 выполняется участок со стабилизацией зенитного и азимутальных углов (с отклонением не более 1 градуса от заданных углов). Набор кривизны в наклонно направленных стволах выполняют, как правило, двигателем с перекосом: осуществляют бурение искривлённых участков по большому радиусу, когда на участках искривления можно вращать отклонитель (с перекосом не более 1,5 градусов). Участки искривления бурят с установкой отклонителя в определённое положение относительно апсидальной плоскости, вращается долото, бурильная колонна продвигается поступательно. Стабилизация углов (бурение прямолинейных участков) обеспечивается при вращении всей бурильной компоновки.In the main shaft 1 in the design corridor for drilling the additional shaft 2, a straight section 3 is made with a length sufficient to kick-off window 12 in it. Otherwise, in the kick-off interval of the designed additional trunk 2, a section is made with stabilization of the zenith and azimuthal angles (with a deviation of no more than 1 degree from given angles). The set of curvature in obliquely directed shafts is carried out, as a rule, by a motor with a skew: drilling of curved areas along a large radius is carried out, when in areas of curvature the whipstock can be rotated (with a skew of no more than 1.5 degrees). Areas of curvature are drilled with the whipstock installed in a certain position relative to the apsidal plane, the bit rotates, and the drill string moves forward. Angle stabilization (drilling straight sections) is ensured by rotating the entire drilling assembly.
Протяжённость стабилизации углов (протяженность прямолинейного участка) выбирается исходя из диаметра эксплуатационной колонны так, чтобы окно 12 было вырезано на участке стабилизации. Направление прямолинейного участка 3 выбирают таким образом, чтобы траектория дополнительного ствола 2 находилась в пределах одного продуктивного пласта (не обязательно того же, что и основной ствол). Далее, основной ствол 1 бурится до выхода на проектный зенитный угол основного ствола 1 (как правило, до выхода его траектории вдоль продуктивного пласта). Таким образом, основной ствол 1 приобретает траекторию, имеющую проектный зенитный угол и предусматривающую место для зарезки дополнительного ствола и его бурения в пределах продуктивных отложений. The length of corner stabilization (the length of the straight section) is selected based on the diameter of the production string so that window 12 is cut out in the stabilization section. The direction of the straight section 3 is chosen so that the trajectory of the additional trunk 2 is within the same productive formation (not necessarily the same as the main trunk). Next, the main trunk 1 is drilled until it reaches the design zenith angle of the main trunk 1 (as a rule, until its trajectory along the productive formation is reached). Thus, the main trunk 1 acquires a trajectory that has a designed zenith angle and provides space for cutting off an additional trunk and drilling it within the productive deposits.
В скважинах, которые бурились по описанному способу, зарезка дополнительного ствола 2 проводилась на 15 м выше кровли продуктивного пласта, по стволу из-за большого зенитного угла более 50 м (схема показана на фиг.4). В верхней части 4 верхнего продуктивного пласта пробурен участок под углом 83 градуса протяжённостью 6 м, здесь и происходила зарезка окна. По вертикали, участок 6 метров занимает 0,5 метра. Далее, производился сброс зенитного угла до 75 для более скорого достижения нижнего целевого пласта 5 (проходя непродуктивные участки 7) и снова набор кривизны для выхода до выхода его траектории вдоль продуктивного пласта. Мощность пластов бывает разная, в частности, основной и дополнительный стволы могут быть пробурены в один продуктивный пласт, но по разным коридорам бурения. Мощность пласта 45 метров, а коридоры бурения составляют обычно 2-4 метра, но бывают пласты малой мощности, тогда коридор бурения совпадает с пластом. In the wells that were drilled according to the described method, the additional trunk 2 was cut 15 m above the roof of the productive formation, along the trunk due to the large zenith angle of more than 50 m (the diagram is shown in Fig. 4). In the upper part 4 of the upper productive formation, a section was drilled at an angle of 83 degrees with a length of 6 m, and this is where the window was cut off. Vertically, a section of 6 meters occupies 0.5 meters. Next, the zenith angle was reset to 75 to more quickly reach the lower target formation 5 (passing unproductive sections 7) and again the curvature was set to exit until its trajectory along the productive formation was reached. The thickness of the formations varies; in particular, the main and additional trunks can be drilled into one productive formation, but along different drilling corridors. The thickness of the formation is 45 meters, and the drilling corridors are usually 2-4 meters, but there are formations of low thickness, then the drilling corridor coincides with the formation.
Затем, в основной ствол 1 спускают эксплуатационную колонну 6 с перекрытием планируемого окна 12 зарезки (точки входа в пласт) и цементируется. Цементация позволяет, после бурения дополнительного ствола 2, установить ниже окна 12 разделительный пакер 13 и эксплуатировать основной 1 и дополнительный 2 стволы независимо друг от друга. Then, the production string 6 is lowered into the main shaft 1, covering the planned kickoff window 12 (the entry point into the formation) and cemented. Cementation allows, after drilling the additional trunk 2, to install a separation packer 13 below the window 12 and operate the main 1 and additional 2 trunks independently of each other.
В составе эксплуатационной колонны 6, в основном стволе ниже окна 12, устанавливают: гуммированную продольно профильную трубу с разбуриваемой заглушкой, патрубок 14 с винтовой в пол оборота поверхностью, заканчивающийся шпоночным пазом для ориентированной установки зарезного клина 9 (подробно, использование указанных частей и технологические приемы описаны, например, в RU2197593, RU2658154). При необходимости спуска хвостовика (неустойчивые продуктивные отложения), хвостовик 8 эксплуатационной колонны 6 может содержать фильтр в нижней части, в голове хвостовика устанавливается труба максимально допустимого диаметра, над которой устанавливается продольно профильная с частичным гуммированием поверхности труба (профильная труба), играющая роль якоря и пакера, а в стыке между трубой увеличенного диаметра и профильной трубой устанавливается клапан 15 прямого действия или заглушка из легко разбуриваемого материала. Над профильной трубой устанавливается переводник 14 с левой резьбой (разъединитель), внутри которого устанавливается втулка из легко разбуриваемого материала, обеспечивающая соединение с технологической (бурильной) колонной 11. Далее устанавливается полый патрубок с винтовой в пол оборота верхней поверхностью, переходящей в шпоночный паз. Полый переводник 14 и патрубок изготавливаются из трубы того же диаметра, что и труба под профильной трубой. После спуска хвостовика 8 созданием избыточного давления происходит раскрытие профильной трубы, производится отсоединение хвостовика 8 от технологической колонны. Спуском инклинометра определяется положение винтовой поверхности (шпоночного паза) патрубка, собирается и спускается компоновка для зарезки бокового ствола известным способом с использование фреза 10 (фиг. 2). Причём положение ложки клина 9 устанавливается в верхней части 1-ой или 4-ой четвертей. По окончании бурения дополнительного ствола производится его освоение и извлечение зарезного клина 9. В дополнительный ствол 2, после восстановления проходимости может быть установлен пакер. Восстанавливается проходимость в основной ствол 1 разбуриванием втулки и клапана 15 (заглушки), после чего производится его освоение (фиг. 3).As part of the production string 6, in the main shaft below window 12, the following is installed: a rubberized longitudinally profiled pipe with a drillable plug, a pipe 14 with a half-turn screw surface, ending with a keyway for oriented installation of a cutting wedge 9 (in detail, the use of these parts and technological methods described, for example, in RU2197593, RU2658154). If it is necessary to lower the liner (unstable productive deposits), the liner 8 of the production string 6 may contain a filter in the lower part, a pipe of the maximum permissible diameter is installed at the head of the liner, above which a longitudinally profiled pipe with a partially rubberized surface is installed (profile pipe), which plays the role of an anchor and packer, and at the joint between the pipe of increased diameter and the profile pipe, a direct-acting valve 15 or a plug made of easily drilled material is installed. Above the profile pipe, a sub 14 with a left-hand thread (disconnector) is installed, inside of which a bushing made of an easily drilled material is installed, providing a connection to the process (drill) string 11. Next, a hollow pipe is installed with a half-turn screw upper surface that turns into a keyway. The hollow sub 14 and the pipe are made of a pipe of the same diameter as the pipe under the profile pipe. After lowering the liner 8 by creating excess pressure, the profile pipe opens, and the liner 8 is disconnected from the process string. By lowering the inclinometer, the position of the helical surface (keyway) of the pipe is determined, the assembly for sidetracking is assembled and lowered in a known manner using a cutter 10 (Fig. 2). Moreover, the position of the wedge spoon 9 is set in the upper part of the 1st or 4th quarters. Upon completion of drilling of the additional shaft, it is developed and the cutting wedge 9 is removed. A packer can be installed in the additional shaft 2, after patency is restored. The permeability of the main shaft 1 is restored by drilling out the sleeve and valve 15 (plug), after which it is developed (Fig. 3).
При необходимости, установкой удлинителей ниже зарезного клина 9 и его поворота относительно апсидальной плоскости возможно бурение нескольких дополнительных стволов. Установкой пакера под профильной трубой возможно обеспечить одновременно-раздельную эксплуатацию стволов. Наличие затрубного пакерования за счёт применения гуммированной профильной трубы, а также нижней закреплённой части эксплуатационной колонны возможно обеспечение предупреждения влияния основного ствола на дополнительный ствол. При необходимости возможна избирательная работа с отдельными стволами. В основной ствол любые компоновки будут проходить без ориентирования, в дополнительные стволы - установкой в соответствующее положение зарезного или специально изготовленного клина с выставлением направления клина. Таким образом, обеспечивается контроль и управление за разработкой залежи: становиться возможным определить какой ствол или какая часть залежи работает. Зарезка дополнительного ствола производится в обсаженном стволе, за счет чего устраняется засорение ранее пробуренного основного ствола в процессе берения дополнительного ствола, что упрощает строительства многоствольной скважины.If necessary, by installing extensions below the cutting wedge 9 and rotating it relative to the apsidal plane, it is possible to drill several additional shafts. By installing a packer under a profile pipe, it is possible to ensure simultaneous and separate operation of the shafts. The presence of annular packing due to the use of a rubberized profile pipe, as well as the lower fixed part of the production string, can prevent the influence of the main bore on the additional bore. If necessary, selective work with individual trunks is possible. Any arrangement will go into the main trunk without orientation, into additional trunks - by installing a cut or specially made wedge in the appropriate position with setting the direction of the wedge. Thus, control and management of the development of the deposit is ensured: it becomes possible to determine which shaft or which part of the deposit is working. The additional bore is kicked off in a cased bore, which eliminates clogging of the previously drilled main bore in the process of taking an additional bore, which simplifies the construction of a multi-bore well.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2813423C1 true RU2813423C1 (en) | 2024-02-12 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2197593C1 (en) * | 2002-03-18 | 2003-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for multiple drilling-in of producing formations from single parent hole |
| WO2004044375A1 (en) * | 2002-11-11 | 2004-05-27 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for creating a cemented lateral junction system |
| US7213654B2 (en) * | 2002-11-07 | 2007-05-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
| RU2587660C1 (en) * | 2015-09-25 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft |
| RU2636608C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for construction of additional well bore of multi-lateral well and device for its implementation |
| RU2650161C2 (en) * | 2016-01-12 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of multilateral well construction |
| RU2655517C2 (en) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well formation |
| RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2197593C1 (en) * | 2002-03-18 | 2003-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for multiple drilling-in of producing formations from single parent hole |
| US7213654B2 (en) * | 2002-11-07 | 2007-05-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods to complete wellbore junctions |
| WO2004044375A1 (en) * | 2002-11-11 | 2004-05-27 | Baker Hughes Incorporated | A method and apparatus for creating a cemented lateral junction system |
| RU2655517C2 (en) * | 2014-05-29 | 2018-05-28 | Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. | Multilateral well formation |
| RU2587660C1 (en) * | 2015-09-25 | 2016-06-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft |
| RU2650161C2 (en) * | 2016-01-12 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of multilateral well construction |
| RU2636608C1 (en) * | 2016-07-27 | 2017-11-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for construction of additional well bore of multi-lateral well and device for its implementation |
| RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bosworth et al. | Key issues in multilateral technology | |
| US4397360A (en) | Method for forming drain holes from a cased well | |
| CA2208906C (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| US7575050B2 (en) | Method and apparatus for a downhole excavation in a wellbore | |
| US5423387A (en) | Method for sidetracking below reduced-diameter tubulars | |
| EP0764234B1 (en) | Whipstock assembly | |
| AU719919B2 (en) | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same | |
| US20040262006A1 (en) | Method and apparatus for multilateral junction | |
| US6585040B2 (en) | Downhole drilling apparatus | |
| Andersen et al. | Horizontal Drilling and Completion: Denmark | |
| US20210172306A1 (en) | Downhole tool with a releasable shroud at a downhole tip thereof | |
| US6923274B2 (en) | Retrievable pre-milled window with deflector | |
| RU2813423C1 (en) | Multilateral well construction method | |
| RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
| US8763701B2 (en) | Window joint for lateral wellbore construction | |
| Bosio et al. | [11] HORIZONTAL DRILLING–A NEW PRODUCTION METHOD | |
| RU2795655C1 (en) | Method for reconstruction of an inactive well | |
| CA3144980A1 (en) | A drillable window assembly for controlling the geometry of a multilateral wellbore junction | |
| RU2587660C1 (en) | Method of drilling horizontal wells with pilot shaft | |
| RU2779959C1 (en) | Drilling window assembly to control the geometry of the connection of a multilateral well bore | |
| RU2772318C1 (en) | Acid treatment process for intensifying the inflow in a multilateral borehole | |
| Cooney et al. | Case History of an Opposed-Bore, Dual Horizontal Well in the Austin Chalk Formation of South Texas | |
| Longbottom | Horizontal, Multilateral, and | |
| WO1998053174A1 (en) | Apparatus and method for drilling and lining a lateral wellbore | |
| Inglis et al. | Applications of Directional Drilling |