Устройство и способы цементирования отклоняющего клина



Владельцы патента RU 2596020:

СМИТ ИНТЕРНЭШНЛ ИНК. (US)

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система бурения бокового ствола скважины для создания наклонного ствола скважины, содержащая узел отклоняющего клина, имеющий отклоняющий клин; зажимной элемент под узлом отклоняющего клина; узел стингера, имеющий стингер, полностью выступающий из узла отклоняющего клина, разъемное соединение между стингером и узлом отклоняющего клина, состоящее из соединения между зажимным приспособлением узла стингера и зажимным элементом; и держатель седла шарового клапана, имеющий расширяющуюся часть, разъемным образом закрепленную во внутренней части зажимного приспособления. Обеспечивается установка/заякоривание отклоняющего клина и создание цементной пробки за одну спускоподъемную операцию в стволе скважины. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 15 ил.

 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[0001] Один или более вариантов реализации, раскрытых в настоящем документе, относятся, в основном, к системам и способам отклонения скважины. В частности, один или более вариантов реализации, раскрытых в настоящем документе, относятся к отклоняющим клинам для бурения боковой буровой скважины из ствола скважины.

[0002] Традиционно для бурения наклонных скважин из существующего ствола скважины используют отклоняющие клины. Отклоняющий клин имеет наклонную поверхность, которая установлена в заранее заданное положение для направления буровой головки или буровой колонны наклонным образом для бурения в боковой части ствола скважины, которая также может называться отверстием бокового ствола или отверстием. При эксплуатации отклоняющий клин размещают/устанавливают на дне существующего ствола скважины, затем выполняют привязку установленного положения отклоняющего клина и правильно ориентируют отклоняющий клин для направления буровой колонны в правильном направлении. После установки отклоняющего клина в скважину спускают буровую колонну, сцепляют с отклоняющим клином, что обуславливает бурение буровой колонной наклонной скважины через стенку существующего ствола скважины.

[0003] Другие применения отклоняющих клинов включают бурение бокового ствола из ранее пробуренных и обсаженных/необсаженных скважин, которые стали непродуктивными. Например, если ствол скважины становится непригодным, то новая буровая скважина может быть пробурена вблизи существующей обсаженной или необсаженной скважины, или, альтернативно, новая буровая скважина может представлять собой боковой ствол, пробуренный из пригодной к эксплуатации части существующей обсаженной или необсаженной скважины. Бурение бокового ствола из обсаженной или необсаженной скважины также может быть пригодно для разработки нескольких продуктивных зон. Этот процесс может быть осуществлен расфрезеровыванием боковой части крепления из обсадных труб и/или стенки ствола скважины с помощью фрезы, которая направляется клином или компонентом отклоняющего клина. После завершения процесса расфрезеровывания или бурения отклоняющий клин может быть вынут из ствола скважины.

[0004] При выполнении операций по бурению бокового ствола в стволе скважины могут быть установлены цементные пробки для предотвращения просачивания углеводородов или других жидкостей из нижних участков ствола скважины вверх от местонахождения отклоняющего клина. Цементную пробку устанавливают под отклоняющим клином для изоляции нижних участков ствола скважины. Как правило, цементная пробка может быть установлена во время первой спускоподъемной операции в стволе скважины, после чего отклоняющий клин может быть введен в ствол скважины второй раз. Соответственно, в существующих процессах используют две или более спускоподъемных операции в скважине.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ

[0005] Описана система бурения бокового ствола для создания наклонной скважины. Указанная система бурения бокового ствола содержит узел отклоняющего клина, содержащий отклоняющий клин, и узел стингера, содержащий стингер, по меньшей мере частично проходящий через узел отклоняющего клина. Указанный стингер разъемным образом соединен с узлом отклоняющего клина с помощью зажимного приспособления, такого как зажимной патрон. Держатель седла шарового клапана имеет выступающую часть, разъемным образом закрепленную во внутренней части зажимного приспособления. Система бурения бокового ствола также может содержать якорный узел, приспособленный и предназначенный для закрепления узла отклоняющего клина в скважине, например, в необсаженном стволе. Система бурения бокового ствола обеспечивает возможность установки/заякоривания отклоняющего клина и создания цементной пробки, например, с помощью стингера, за одну спускоподъемную операцию в стволе скважины.

[0006] Описан также способ бурения наклонной скважины (например, бурение бокового ствола). Систему бурения бокового ствола доставляют в ствол скважины. Система бурения бокового ствола содержит узел отклоняющего клина и узел стингера. Узел отклоняющего клина имеет часть узла стингера, по меньшей мере частично проходящую через него. Эта часть узла стингера имеет зажимное приспособление, такое как зажимной патрон, разъемным образом соединенное с компонентом системы бурения бокового ствола. Зажимное приспособление разъемным образом вмещает в себя держатель седла шарового клапана в своей внутренней части. После доставки системы бурения бокового ствола шар выпускают в центральный канал узла стингера. Через центральный канал закачивают жидкость, чтобы шар защелкнулся с шаровым седлом держателя седла шарового клапана. Будучи установленным, шар по меньшей мере частично закупоривает центральный канал. Подачу жидкости в центральный канал продолжают до такого повышения давления жидкости в нем, которого достаточно для того, чтобы держатель седла шарового клапана отсоединился от зажимного приспособления. Перед запуском шарика система бурения бокового ствола может быть заякорена в заданном положении или месте скважины, например, за счет срабатывания клиньев или расширения пакера.

[0007] Описан также способ бурения бокового ствола. Систему бурения бокового ствола доставляют в ствол скважины. Система бурения бокового ствола содержит узел отклоняющего клина и узел стингера. Узел отклоняющего клина имеет часть узла стингера, по меньшей мере частично проходящую через него. Эта часть узла стингера имеет зажимное приспособление, такое как зажимной патрон, разъемным образом соединенное с компонентом системы бурения бокового ствола. Зажимное приспособление разъемным образом вмещает в себя держатель седла шарового клапана в своей внутренней части. Систему бурения бокового ствола заякоривают на заданной глубине, например, в необсаженной скважине. Шар запускают в центральный канал узла стингера. Через центральный канал закачивают жидкость, чтобы шар защелкнулся с шаровым седлом держателя седла шарового клапана. Как только шар установлен в сцеплении с седлом шарового клапана, центральный канал становится по меньшей мере частично закупоренным. Продолжение закачивания жидкости в центральном канале в достаточной степени повышает давление жидкости в нем для того, чтобы вызвать разъединение держателя седла шарового клапана от зажимного приспособления. После высвобождения держателя седла шарового клапана аксиальная натяжка узла стингера поднимает узел стингера на небольшое расстояние. Материал, содержащий цемент, может быть закачан в центральный канал узла стингера для выполнения операции цементирования в стволе скважины. В одном или более вариантах реализации заякоривание системы бурения бокового ствола и закачивание материала, содержащего цемент, в центральный канал узла стингера происходит в ходе одной спускоподъемной операции.

[0008] В другом варианте реализации способ бурения наклонной скважины включает доставку в скважину системы бурения бокового ствола, имеющей узел отклоняющего клина и узел стингера. Узел отклоняющего клина приспособлен и предназначен для приема в него по меньшей мере части узла стингера, а узел стингера содержит центральный канал, проходящий через него. Указанный способ дополнительно включает отсоединение части узла стингера от компонента системы бурения бокового ствола за счет разъемного зажимного приспособления, такого как зажимной патрон. Разъемное зажимное приспособление приспособлено и предназначено для разъемного вмещения в себя держателя седла шарового клапана в своей внутренней части. Разъемное зажимное приспособление обеспечивает возможность отсоединения части узла стингера от элемента системы бурения бокового ствола при отсутствии держателя седла шарового клапана во внутренней части зажимного приспособления.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0009] Некоторые варианты реализации описаны далее со ссылкой на сопровождающие чертежи, где подобные номера позиций обозначают подобные элементы. Однако следует понимать, что сопровождающие фигуры иллюстрируют лишь различные варианты реализации, описанные в настоящем документе, и они не предназначены для ограничения рамок различных приемов, описанных в настоящем документе, и:

[0010] фиг. 1 представляет собой вид в поперечном разрезе системы бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0011] фиг. 2 представляет собой увеличенный вид в поперечном разрезе части системы бурения бокового ствола, изображенной на фиг. 1;

[0012] фиг. 3 представляет собой схематическое изображение другого примера системы бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0013] фиг. 4 представляет собой схематическое изображение другого примера системы бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0014] фиг. 5 представляет собой схематическое изображение другого примера системы бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0015] фиг. 6 представляет собой вид в поперечном разрезе разрывного подузла, который может быть использован в системе бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0016] фиг. 7 представляет собой вид в поперечном разрезе, взятом, в основном, по линии 7-7 фиг. 6;

[0017] фиг. 8 представляет собой вид в поперечном разрезе, взятом, в основном, по линии 8-8 фиг. 7;

[0018] фиг. 9 представляет собой вид в поперечном разрезе другого примера разрывного подузла, который может быть использован в системе бурения бокового ствола в соответствии с вариантами реализации настоящего описания;

[0019] фиг. 10 представляет собой вид в поперечном разрезе, взятом, в основном, по линии 10-10 фиг. 9;

[0020] фиг. 11 представляет собой вид в поперечном разрезе, взятом, в основном, по линии 11-11 фиг. 10;

[0021] фиг. 12 представляет собой вид в поперечном разрезе, иллюстрирующий узел стингера, присоединенный в систему бурения бокового ствола с помощью зажимного приспособления в соответствии с одним или более вариантами реализации настоящего описания;

[0022] фиг. 13 представляет собой вид в поперечном разрезе, иллюстрирующий увеличенный вид зажимного приспособления, изображенного на фиг. 12;

[0023] фиг. 14 представляет собой такой же вид в поперечном разрезе, как на фиг. 12, но иллюстрирующий зажимное приспособление, отделенное от держателя седла шарового клапана в соответствии с вариантами реализации настоящего описания; и

[0024] фиг. 15 представляет собой такой же вид в поперечном разрезе, как на фиг. 12, но иллюстрирующий узел стингера, извлеченный в соответствии с одним или более вариантами реализации настоящего описания.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

[0025] В следующем описании далее представлены многочисленные подробности для обеспечения понимания раскрытых вариантов реализации. Однако специалистам в данной области понятно, что описанные варианты реализации могут быть осуществлены на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации или модификации без отклонения от рамок настоящего описания.

[0026] Раскрытые варианты реализации, как правило, относятся к системе и способу, предназначенным для облегчения операций бурения бокового ствола, в которых создают по меньшей мере одну горизонтальную/наклонную скважину (то есть буровую скважину) по отношению к другому стволу скважины, например по отношению к вертикальному стволу скважины. Некоторые варианты реализации, описанные в настоящем документе, относятся к системе бурения бокового ствола, содержащей узел отклоняющего клина, объединенный с узлом стингера, имеющим стингер, соединенный с элементом системы бурения боковой скважины с помощью разъемного зажимного приспособления, такого как срезной штифт или зажимной патрон. В некоторых вариантах реализации узел отклоняющего клина имеет центральный канал, проходящий через него, а система бурения бокового ствола содержит также узел расширяющегося якоря, выполненный с возможностью гидравлического срабатывания и установленный на определенную глубину в стволе скважины. В некоторых вариантах реализации система бурения бокового ствола может дополнительно содержать съемный запорный элемент, например разрывную мембрану, для ограничения потока жидкости и для повышения давления в центральном канале для приведения в действие расширяющегося якоря, например расширяющихся клиньев и/или пакера. Система бурения бокового ствола обеспечивает возможность установки отклоняющего клина и создания цементной пробки за одну спускоподъемную операцию в скважине.

[0027] Ссылаясь, в основном, на фиг. 1 и 2, представлены виды в поперечном разрезе системы бурения бокового ствола 100, имеющей центральный канал 102, расположенный в ней, в соответствии с вариантами реализации настоящего описания. В изображенном варианте реализации система бурения бокового ствола 100 содержит узел отклоняющего клина 104 и узел расширяющегося якоря 106, присоединенный под узлом отклоняющего клина. Узел отклоняющего клина 104 содержит наклонную плоскость или скос 105 для бурения бокового ствола, сформированный для облегчения бурения отверстия бокового ствола (например, при бурении бокового ствола через обсаженную скважину) и для бурения горизонтальной/наклонной скважины (то есть буровой скважины). Узел отклоняющего клина 104 может быть ориентирован относительно центральной оси 101 в любом направлении (то есть от 0° до 360°), так что боковой ствол (то есть буровая скважина) может быть пробурен в заданном направлении.

[0028] Узел расширяющегося якоря 106 может быть присоединен или связан с узлом отклоняющего клина 104 с помощью резьбового соединения 111. Альтернативно, также могут быть использованы другие типы соединений. Узел расширяющегося якоря 106 содержит несколько клиньев 107, которые могут радиально вытягиваться наружу для зацепления с окружающей стенкой ствола скважины, такой как стенка горных пород в необсаженной скважине или крепление обсадными трубами в обсаженной скважине. Сцепление клиньев 107 с окружающей стенкой ствола скважины заякоривает узел для бурения бокового ствола 100 в заданном положении в стволе скважины. Клинья 107 могут быть гидравлически приведены в действие за счет повышения давления жидкости в центральном канале 102, что вызывает радиальное вытягивание клиньев 107 наружу. Однако клинья 107 могут быть приведены в действие другими способами, например, при механическом срабатывании.

[0029] Элемент 108 системы бурения бокового ствола 100 может быть сконструирован как разрывной элемент, имеющий съемную деталь, например разрывную мембрану 112. Например, элемент 108 может быть присоединен к нижней концевой части узла расширяющегося якоря 106. Разрывная мембрана 112 обеспечивает возможность повышения давления в центральном канале 102 для срабатывания узла расширяющегося якоря 106. В этом примере элемент 108 содержит любой тип разрывной мембраны 112 или другой тип устройства контролирования давления, имеющий мембрану или ограничитель, выполненный с возможностью разрушения при определенном давлении. В качестве альтернативы, элемент 108 может содержать механизм пробки со срезной шпилькой поршневого типа или другой подходящий механизм для сброса давления при заданном значении.

[0030] Интеграция узла расширяющегося якоря 106 и разрывного элемента 108 с узлом отклоняющего клина 104 обеспечивает возможность расположения системы для бурения бокового ствола 100 на любой глубине в стволе скважины, поскольку узел расширяющегося якоря 106 может быть установлен в любом заданном положении или глубине ствола скважины. Поэтому система бурения бокового ствола 100 может быть расположена в стволе скважины в положениях, отличных от дна ствола скважины и отличных от верхней части стационарного объекта, например оставленного в стволе скважины предмета.

[0031] Снова ссылаясь на фиг. 1 и 2, способы применения системы бурения бокового ствола 100 в соответствии с вариантами реализации, описанными в настоящем документе, включают спуск системы бурения бокового ствола 100 в ствол скважины до определенного положения или глубины ствола скважины. При движении системы бурения бокового ствола 100 вглубь ствола скважины вверху отклоняющего клина 104 через пропускной клапан (циркуляционный клапан) (не показан) циркулирует жидкость для выполнения измерений параметров в процессе бурения («ИПБ»), например, для обнаружения особенно благоприятного направления бурения бокового ствола. Физические свойства системы бурения бокового ствола, такие как давление, температура в скважине и траектория ствола скважины, могут быть измерены во время движения системы для бурения бокового ствола 100 вглубь ствола скважины 116. Специалистам в данной области знакомы приемы ИПБ и способы использования полученных данных для ориентации оборудования для бурения бокового ствола в скважине. На основании данных ИПБ, полученных из ствола скважины, узел отклоняющего клина 104 может быть ориентирован в стволе скважины так, что скос 105 для бурения бокового ствола обращен в направлении, в котором будет продолжен боковой ствол (то есть буровая скважина). В альтернативных вариантах реализации может быть использована система ориентирования с помощью гироскопа для ориентации узла отклоняющего клина 104 в стволе скважины, например в вертикальном стволе скважины.

[0032] Затем оператор может повысить давление в центральном канале 102 системы для бурения бокового ствола 100 за счет закачивания жидкости в центральный канал 102, и/или задействуя насосы для закрывания байпасного клапана (не показан). В некоторых вариантах реализации жидкость может быть жидкостью для бурения или шламом. В альтернативных вариантах реализации используемая жидкость может быть отдельной рабочей жидкостью из отдельного источника жидкости. При использовании отдельной рабочей жидкости отдельную рабочую жидкость выделяют, например, с помощью спускного устройства и поршня спускного устройства (не показан). Указанная жидкость течет вниз по центральному каналу 102 до разрывной мембраны 112 (или другого блокирующего элемента), которая предотвращает дальнейший поток жидкости и, таким образом, обеспечивает повышение давления в центральном канале 102. Увеличение давления используют для гидравлического срабатывания многочисленных клиньев 107 узла расширяющегося якоря 106. Например, давление обуславливает радиальное вытягивание клиньев 107 и их сцепление с окружающей стенкой ствола скважины. В зависимости от типа якорного узла 106 может быть использовано различное увеличение гидравлического давления в центральном канале 102 для приведения клиньев 107 в надлежащее сцепление с окружающей стенкой ствола скважины и, следовательно, для установки узла расширяющегося якоря 106 в заданном положении в стволе скважины.

[0033] После радиального вытягивания клиньев 107 и их сцепления с окружающей стенкой ствола скважины, например с горной породой в открытой/необсаженной скважине, и после надлежащей установки системы для бурения бокового ствола 100 в стволе скважины разрывная мембрана 112 в разрывном элементе 108 может быть разрушена за счет наложения дополнительного давления. Это обеспечивает возможность выполнения операции цементирования с образованием цементной пробки в стволе скважины под системой для бурения бокового ствола 100. В некоторых применениях разрывная мембрана 112 может быть разрушена за счет оказания аксиального усилия, направленного вниз, на узел отклоняющего клина 104 таким образом, который вызывает разрушение штифтов 109 и 110. Например, срезной штифт 109 может быть выполнен с возможностью разрушения в первую очередь, после чего происходит разрушение срезного штифта 110. Как подробнее описано ниже, срезка срезных штифтов 109, 110 (или высвобождение другого подходящего пускового элемента 190, описанного в отношении фиг. 12-15) может быть использована для разъединения находящегося в эксплуатации узла, например узла стингера 114, перед закачкой цемента в центральный канал 102. Это обеспечивает простое извлечение эксплуатируемого узла 114 после операции цементирования. Операция цементирования предназначена для создания и установки цементной пробки в стволе скважины под или рядом с системой для бурения бокового ствола 100 для изоляции нижней части ствола скважины от боковой области, в которой создают горизонтальный/наклонный ствол скважины (то есть буровую скважину). Это является преимущественным в необсаженных стволах скважин, поскольку цементная пробка ограничивает образование притока жидкости из горной породы (пород), расположенной под цементной пробкой. После цементирования бурильную колонну, имеющую буровую головку, конвейером опускают в скважину в сцеплении с отклоняющим клином 118 узла отклоняющего клина 104. После опускания бурильной колонны в скважину может быть выполнена операция бурения для создания бокового ствола скважины (то есть буровой скважины) с помощью узла отклоняющего клина 104.

[0034] В одном или более вариантах реализации настоящего описания представлена система бурения бокового ствола, которая может одновременно устанавливать узел отклоняющего клина и цементную пробку за одну спускоподъемную операцию в стволе скважины. Система бурения бокового ствола может быть использована в любом месте или глубине ствола скважины, в отличие от обычных устройств бурения боковых стволов, которые должны быть расположены либо на дне ствола скважины, либо на стационарном объекте. В одном или более вариантах реализации систему бурения бокового ствола используют в открытой скважине (то есть в необсаженной скважине). За счет уменьшения количества спускоподъемных операций в скважине уменьшается время и стоимость, связанные с бурением наклонных скважин.

[0035] Ссылаясь, в основном, на фиг. 3, изображен другой вариант реализации системы бурения бокового ствола 100. В этом варианте реализации изображена система бурения бокового ствола 100, расположенная в стволе скважины 116. Система бурения бокового ствола 100 содержит узел отклоняющего клина 104, имеющий отклоняющий клин 118, имеющий наклонную плоскость или скос 105 для бурения бокового ствола. Узел отклоняющего клина 104 также может содержать множество других компонентов 120, таких как якорный заполнитель 122. Узел отклоняющего клина 104 и вся система бурения бокового ствола 100 может быть опущена конвейером в ствол скважины 116 с помощью узла стингера 114. В этом варианте реализации узел стингера 114 содержит установочное приспособление 124, соединенное с отклоняющим клином 118. Узел стингера 114 также содержит стингер 126, который вытягивается вниз в узел отклоняющего клина 104 для доставки материала, содержащего цемент/цементный раствор, по центральному каналу 102 для формирования цементной пробки в заданном месте скважины 116. Узел стингера 114 закреплен с узлом отклоняющего клина 104 или с другим подходящим компонентом с помощью раскрепляющего механизма 127, такого как срезные штифты 109 и/или 110, описанные в отношении фиг. 1. Однако могут быть использованы другие типы раскрепляющих механизмов 109 (фиг. 12), например зажимной патрон.

[0036] В этом варианте реализации система бурения боковой скважины 100 дополнительно содержит расширяющийся якорь 106, который может быть соединен с якорным заполнителем 122 под узлом отклоняющего клина 104. Узел расширяющегося якоря 106 содержит расширяющиеся клинья 107, которые могут избирательно вытягиваться в направлении окружающей стенки 128 ствола скважины 116 для закрепления системы бурения бокового ствола 100 в заданном положении ствола скважины 116. Например, расширяющиеся клинья 107 могут гидравлически вытягиваться за счет давления жидкости в центральном канале 102 на запорный элемент 130, который может быть расположен в разрывном элементе 132. Запорный элемент 130 может содержать разрывную мембрану 112 (фиг. 2) или другие подходящие запорные элементы, такие как шар, сброшенный на шаровое седло в разрывном элементе 132, как подробнее описано ниже. Разрывной элемент 132 может быть расположен под расширяющимся якорем 106.

[0037] Как показано на иллюстрации, хвостовая труба 134 может быть расположена под расширяющимся якорем 106 для направления цементного раствора в заданное положение ствола скважины для создания цементной пробки 136. Например, хвостовая труба 134 соединена с нижней концевой частью разрывного элемента 132, хотя в эту схему могут быть внедрены другие компоненты. Длина хвостовой трубы 134 может быть выбрана в соответствии с заданным положением цементной пробки 136. Однако следует отметить, что система бурения бокового ствола 100 может иметь множество конфигураций и использовать множество компонентов для размещения цементной пробки 136 в других заданных положениях в стволе скважины 116. Например, система бурения бокового ствола 100 может быть использована для размещения цементной пробки 136 на дне ствола скважины или в любом из многочисленных местоположений в скважине 116, отдельно от дна ствола скважины 116.

[0038] При эксплуатации систему бурения бокового ствола 100, изображенную на фиг. 3, сначала опускают в скважину на определенную заданную глубину. Затем отклоняющий клин 118 ориентируют с помощью системы измерения параметров в процессе бурения или системы на основе гироскопа, как рассмотрено выше. После выполнения ориентирования повышают давление в центральном канале 102, чтобы установить расширяющийся якорь 106, который закрепляет систему бурения бокового ствола 100 в заданном положении в скважине 116. После установки расширяющегося якоря 106 давление в центральном канале 102 повышают для разрушения или иного удаления запорного элемента 130, что обеспечивает возможность потока цементного раствора вниз по системе бурения бокового ствола 100.

[0039] Затем узел стингера 114 отсоединяют от узла отклоняющего клина 104, разъединяя установочное приспособление 124 от отклоняющего клина 118. Разъединение установочного приспособления 124 может быть достигнуто отделением, например срезом, раскрепляющего механизма 127, который может быть в форме подходящего срезного элемента, например срезных штифтов 109, 110. Однако могут быть использованы другие типы раскрепляющих механизмов 190, как описано ниже, для обеспечения возможности выборочного отделения узла стингера 114 от той части системы для бурения бокового ствола 100, которая остается в скважине. После отделения узла стингера 114 цемент закачивают вниз через стингер 126 и через систему для бурения бокового ствола 100 для установки цементной пробки 136 в заданном положении в стволе скважины 116. После закачивания цемента узел стингера 114, включая установочное приспособление 124 и стингер 126, поднимают и вынимают из скважины. На этой стадии буровой узел может быть опущен конвейером в скважину в сцеплении с отклоняющим клином 118 узла отклоняющего клина 104. Скос 105 выполнен с возможностью поддержки бурового узла и горизонтального направления бурового узла для облегчения бурения бокового ствола и создания заданного горизонтального/наклонного ствола скважины. Например, скос 105 отклоняющего клина 118 может быть вогнутым и выполненным из твердого материала, такого как сталь. Скос 105 также может быть наклонен на заданный угол, например до 3°, что предназначено для достижения запланированного перехода при бурении бокового ствола при создании горизонтального/наклонного ствола скважины.

[0040] Ссылаясь, в основном, на фиг. 4, представлен другой вариант реализации системы бурения бокового ствола 100. В этом варианте реализации система бурения бокового ствола 100 снова может быть расположена в стволе скважины 116. Система бурения бокового ствола 100 точно так же содержит узел отклоняющего клина 104, имеющий отклоняющий клин 118, и скос для бурения бокового ствола 105. Узел отклоняющего клина 104 и вся система бурения бокового ствола 100 может быть опущена конвейером в ствол скважины 116 с помощью узла стингера 114. В этом варианте реализации узел стингера 114 снова содержит установочное приспособление 124, соединенное с отклоняющим клином 118, и стингер 126. Стингер 126 выдвигается вниз в узел отклоняющего клина 104 для доставки цементного раствора по центральному каналу 102 для создания цементной пробки в заданном месте скважины 116 (см. фиг. 3). Узел стингера 114 закреплен с узлом отклоняющего клина 104 или с другим подходящим компонентом с помощью раскрепляющего механизма 127, например срезного механизма, который может быть в форме срезных штифтов 109 и/или 110. Альтернативно может быть использован раскрепляющий механизм 190, как описано ниже в отношении фиг. 12-15.

[0041] Однако в этом варианте реализации расширяющийся якорь 106 выполнен в форме пакера 140, такого как гидравлический пакер, расположенный под узлом отклоняющего клина 104. Пакер 140 предназначен для плотной посадки на окружающей стенке ствола скважины 128 (см. фиг. 3) для обеспечения платформы, на которой может быть образована цементная пробка 136 в заданном месте выше дна ствола скважины 116 (см. фиг. 3). В конкретном изображенном примере узел отклоняющего клина 104 и пакер 140 разделены дополнительными компонентами, такими как промежуточная хвостовая труба 142 и циркуляционный элемент 144. Хвостовая труба 142 может быть выбрана для облегчения размещения цементной пробки в заданном месте/положении в стволе скважины 116 (см. фиг. 3). Циркуляционный элемент 144 содержит одно или более отверстий 146, через которые выталкивают цементный раствор для создания цементной пробки 136. Отверстия 146 могут быть первоначально закрыты подходящими блокирующими элементами 148, такими как разрывные мембраны. Следует отметить, что расширение пакера 140 может быть достигнуто многочисленными способами, в зависимости от конкретного выбранного типа пакера. Например, пакер 140 может быть разбухающим пакером, пакером с механическим приводом или гидравлическим пакером, или другими подходящими уплотнительными элементами, предназначенными для создания уплотнения между системой бурения бокового ствола 100 и окружающей стенкой ствола скважины 128 (см. фиг. 3). При необходимости использования жидкости под давлением для расширения пакера 140 под пакером может быть расположен разрывной элемент 132 или в гидравлический пакер может быть встроен шар или шаровое седло (не показано).

[0042] Вариант реализации, изображенный на фиг. 4, обеспечивает надежное определение местонахождения цементной пробки, даже если цементная пробка расположена существенно выше забоя. Более того, пакер 140 может обеспечивать дополнительную изоляцию, даже если цементная пробка 136 имеет нарушенную целостность, например щербатость. Этот тип конструкции также обеспечивает возможность использования более короткой цементной пробки, для чего, в свою очередь, необходима более короткая хвостовая труба и меньшее количество цемента с получением более высокой эффективности в отношении операции по бурению бокового ствола.

[0043] При эксплуатации систему бурения бокового ствола 100, изображенную на фиг. 4, сначала опускают на заданную глубину установки. Затем ориентируют отклоняющий клин 118 с помощью системы измерения параметров в процессе бурения или системы на основе гироскопа. После выполнения ориентирования пакер 140 расширяется в сторону окружающей стенки ствола скважины. Например, может быть сброшен шар для блокирования потока по центральному каналу 102, что обеспечивает возможность повышения давления для установки гидравлического пакера. Затем давление дополнительно повышают, чтобы открыть поток через отверстия 146, например, за счет разрушения блокирующих элементов 148, например разрывных мембран.

[0044] Затем узел стингера 114 отсоединяют от узла отклоняющего клина 104, разъединяя установочное приспособление 124 от отклоняющего клина 118. Разъединение установочного приспособления 124 может быть достигнуто, например, срезом раскрепляющего элемента 127, который может быть в форме срезных штифтов 109, 110. Однако могут быть использованы другие типы раскрепляющих механизмов 190 (фиг. 12-15) для обеспечения возможности выборочного отделения узла стингера 114 от той части системы для бурения бокового ствола 100, которая остается в скважине. После отделения узла стингера 114 цемент закачивают вниз через стингер 126 и через систему для бурения бокового ствола 100 до вытекания через отверстия 146 в место над пакером 140. Это обеспечивает возможность установки цементной пробки 136 в месте над пакером. После закачивания цемента узел стингера 114, включая установочное приспособление 124 и стингер 126, поднимают и вынимают из скважины. На этой стадии буровой узел может быть опущен конвейером в скважину для начала эксплуатационной стадии бурения бокового ствола, на которой бурят горизонтальный/наклонный ствол скважины.

[0045] Ссылаясь, в основном, на фиг. 5, изображен другой вариант реализации системы бурения бокового ствола 100. В этом варианте реализации система бурения бокового ствола 100 снова может быть расположена в стволе скважины 116 (см. фиг. 3). Система бурения бокового ствола 100 точно так же содержит узел отклоняющего клина 104, имеющий отклоняющий клин 118, и скос для бурения бокового ствола 105. Узел отклоняющего клина 104 и вся система бурения бокового ствола 100 может быть опущена конвейером в ствол скважины 116 с помощью узла стингера 114, который содержит установочное приспособление 124 и стингер 126. Стингер 126 снова расширяется вниз в узел отклоняющего клина 104 для доставки цементного раствора по центральному каналу 102 для создания цементной пробки в заданном положении в стволе скважины 116 (см. фиг. 3). Узел стингера 114 снова может быть закреплен с узлом отклоняющего клина 104 или с другим подходящим компонентом с помощью раскрепляющего механизма 127, например срезного механизма, который может быть в форме срезных штифтов 109 и/или 110, или раскрепляющего механизма 190 (фиг. 12).

[0046] Однако в этом варианте реализации расширяющийся пакер 140, например гидравлический пакер, комбинирован с другим расширяющимся якорем 150. Расширяющийся якорь 150 может быть выполнен в различных конфигурациях, но в одном подходящем варианте реализации используется множество клиньев 152, которые могут выдвигаться в сторону окружающей стенки ствола скважины 128 (см. фиг. 3). Расширяющийся якорь 150 может быть таким же, как описано выше в отношении узла расширяющегося якоря 106, используемого в вариантах реализации фиг. 1-3. Пакер 140 предназначен для уплотнения относительно окружающей стенки ствола скважины 128 для обеспечения платформы, на которой может быть сформирована цементная пробка 136 в заданном положении выше забоя ствола скважины 116. Однако дополнительный расширяющийся якорь 150 способствует поддержке системы бурения бокового ствола 100 в заданном положении в стволе скважины 116.

[0047] В конкретном иллюстрированном примере расширяющийся якорь 150 расположен под узлом отклоняющего клина 104 и отделен от узла отклоняющего клина якорным заполнителем 122. Разрывной элемент 132 с запорным элементом 130 может быть расположен под расширяющимся якорем 150 и над гидравлическим пакером 140. Расширяющийся якорь 150 и пакер 140 также могут быть разделены дополнительными компонентами, такими как промежуточная хвостовая труба 142 и циркуляционный элемент 144. Хвостовая труба 142 может быть выбрана для облегчения размещения цементной пробки в заданном месте ствола скважины 116 (см. фиг. 3). Как описано выше, циркуляционный элемент 144 может содержать одно или более отверстий 146, через которые выталкивают цементный раствор для создания цементной пробки 136. Отверстия 146 могут быть первоначально закрыты подходящими запорными элементами 148, такими как разрывные мембраны. И снова следует отметить, что расширение пакера 140 может быть достигнуто многочисленными способами, в зависимости от конкретного выбранного типа пакера. Например, пакер 140 может быть разбухающим пакером, пакером с механическим приводом или гидравлическим пакером, или другими подходящими уплотнительными элементами, предназначенными для создания уплотнения между системой бурения бокового ствола 100 и окружающей стенкой ствола скважины 128. При необходимости использования жидкости под давлением для расширения пакера 140 под пакером может быть расположен разрывной элемент 132 или в гидравлический пакер может быть встроен шар или шаровое седло.

[0048] В варианте реализации, изображенном на фиг. 5, используют расширяющийся якорь 150 для обеспечения первичной опоры, тогда как пакер 140 может служить в качестве вторичного поддерживающего элемента. Более того, пакер 140 может обеспечивать дополнительную изоляцию, даже если цементная пробка 136 имеет нарушенную целостность, например щербатость. Этот тип конструкции также обеспечивает возможность надежного разноса цементной пробки 136, особенно при установке пробки над дном скважины. Эта конструкция также обеспечивает возможность использования более короткой цементной пробки, для чего, в свою очередь, необходима более короткая хвостовая труба и меньшее количество цемента с получением более высокой эффективности в отношении операции по бурению бокового ствола.

[0049] При эксплуатации систему бурения бокового ствола 100, изображенную на фиг. 5, сначала опускают в скважину на заданную глубину установки. Затем ориентируют отклоняющий клин 118 с помощью системы измерения параметров в процессе бурения или системы на основе гироскопа. После выполнения ориентирования повышают давление в центральном канале 102 для установки расширяющегося якоря 150. После установки расширяющегося якоря 150 давление дополнительно повышают, чтобы открыть поток через разрывной элемент 132 за счет удаления, например разрушения запорного элемента 130. Затем пакер 140 расширяется в сторону окружающей стенки ствола скважины, например, за счет шара для блокировки потока по центральному каналу 102, что обеспечивает возможность увеличения давления для установки гидравлического пакера. Однако пакер 140 может иметь множество других конфигураций и может быть установлен другими способами. Затем давление дополнительно повышают, чтобы открыть поток через отверстия 146 за счет удаления элементов, блокирующих отверстия, 148, например за счет разрушения разрывных мембран.

[0050] Узел стингера 114 затем отсоединяют от узла отклоняющего клина 104, разъединяя установочное приспособление 124 от отклоняющего клина 118. Разъединение установочного приспособления 124 может быть достигнуто отделением, например срезом, раскрепляющего механизма 127, который может быть в форме срезных штифтов 109, 110. Однако могут быть использованы другие типы раскрепляющих механизмов 190 (фиг. 12) для обеспечения возможности выборочного отделения узла стингера 114 от той части системы для бурения бокового ствола 100, которая остается в скважине. После отделения узла стингера 114 цемент закачивают вниз через стингер 126 и через систему для бурения бокового ствола 100 до вытекания через отверстия 146 в место над пакером 140. После закачивания цемента узел стингера 114, включая установочное приспособление 124 и стингер 126, поднимают и вынимают из скважины. На этой стадии буровой узел может быть опущен конвейером в скважину для начала эксплуатационной стадии бурения бокового ствола, на которой бурят горизонтальный/наклонный ствол скважины. Следует отметить, что в каждом из этих вариантов реализации узел стингера 114 отделяют от узла отклоняющего клина 104 до закачивания цемента с целью создания цементной пробки 136. Во многих применениях этот прием может быть чрезвычайно полезным для предотвращения проблем при извлечении, касающихся установочного приспособления 124 и стингера 126.

[0051] Конструкция, конфигурация и расположение компонентов в каждом варианте реализации системы бурения бокового ствола 100 могут варьироваться для удовлетворения параметрам или требованиям данной операции по бурению бокового ствола. Например, могут быть использованы различные разрывные элементы 132 для контролирования потока бурового раствора через систему для бурения бокового ствола 100 и для контролирования срабатывания расширяющихся якорей или других устройств.

[0052] Ссылаясь, в основном, на фиг. 6-8, изображен альтернативный вариант реализации разрывного элемента 132. Как описано выше, разрывной элемент 132 может содержать разрушающуюся или разрывную мембрану, такую как разрывная мембрана 112 (фиг. 2). Однако вариант реализации, изображенный на фиг. 6-8, обеспечивает альтернативный разрывной элемент 132, в котором используется узел срезной втулки при сбрасывании шара 154, имеющий внутренний проточный канал для прохождения через него жидкости 155. Разрывной элемент 132 содержит корпус элемента 156, имеющий внутренний путь течения 158, который является частью центрального канала 102, через который может проходить цементный раствор.

[0053] Первоначальный путь течения 158 определяется внутренней поверхностью 160, которая выполнена с плечом 162. Плечо 162 вмещает манифольд 164, который удерживает узел срезной втулки при сбрасывании шара 154. Манифольд 164 закреплен относительно плеча 162 с помощью крепежного кольца 166, а узел срезной втулки при сбрасывании шара 154 съемным образом закреплен в манифольде 164. В изображенном примере узел срезной втулки при сбрасывании шара 154 временно закреплен с манифольдом 164 с помощью множества срезных элементов 168, что лучше всего изображено на фиг. 7 и 8. Срезные элементы 168 могут содержать срезные винты, завинченные в узел срезной втулки при сбрасывании шара 154.

[0054] Как показано на фиг. 6, разрывной элемент 132 дополнительно содержит сороудерживающую решетку 170, расположенную во внутреннем пути течения 158. Сороудерживающая решетка 170 может быть калибрована для отделения сора определенного размера. Дополнительно, разрывной элемент 132 может иметь различные концевые части соединения, предназначенные для сцепления с другими компонентами системы для бурения бокового ствола 100. Например, верхняя концевая часть элемента 132 может быть в форме детали с внутренней резьбой 172, имеющей внутренний винтовой соединитель 174, предназначенный для сцепления с нижней концевой частью расширяющегося якоря 106, с расширяющимся якорем 150 или с другими компонентами системы. С противоположного конца разрывной элемент 132 может содержать штифтовую концевую часть 176, имеющую соединитель с наружной резьбой 178, точно так же предназначенную для соединения с соседними компонентами в различных вариантах реализации системы для бурения бокового ствола 100.

[0055] При эксплуатации внутренний проточный канал 155 узла срезной втулки при сбрасывании шара 154 может быть оставлен открытым при спуске системы для бурения бокового ствола 100 в скважину для обеспечения возможности свободного вытекания жидкости из скважины. Как лучше всего показано на фиг. 8, после того как система 100 расположена в заданном месте и готова для повышения давления, шар 180 сбрасывают на верхнее шаровое седло 181 срезного узла при сбрасывании шара 154 для создания запорного элемента 130, что обеспечивает возможность повышения давления в центральном канале 102 для приведения в действие, например, расширяющегося якоря. Затем давление может быть дополнительно повышено для срезания срезных элементов 168, чтобы шар 180 и узел срезной втулки при сбрасывании шара 154 отсоединились и прошли вниз по системе для бурения бокового ствола, чтобы очистить путь для цементного раствора, используемого для создания цементной пробки 136. В других вариантах реализации узел срезной втулки при сбрасывании шара 154 может содержать разрывную мембрану или другой срезной механизм, который разрушается при более низком давлении, чем срезные элементы 168, для обеспечения возможности использования двух различных уровней давления.

[0056] Ссылаясь, в основном, на фиг. 9-11, изображен другой альтернативный вариант реализации разрывного элемента 132. В этом варианте реализации многие компоненты являются такими же, как компоненты, описанные со ссылкой на фиг. 6-8, и обозначены такими же номерами позиций. Вариант реализации, изображенный на фиг. 9-11, обеспечивает альтернативный разрывной элемент 132, который использует запорный элемент 130 в форме втулки 182, которая закреплена в манифольде 164 для блокирования пути течения 184 через манифольд 164. В этом похожем варианте реализации разрывной элемент 132 содержит корпус элемента 156, содержащий внутренний путь течения 158 в качестве части центрального канала 102.

[0057] Внутренний путь течения 158 снова определяется внутренней поверхностью 160, имеющей плечо 162 для вмещения манифольда 164, который закреплен относительно плеча 162 крепежным кольцом 166. Втулка 182 съемным образом закреплена в манифольде 164 с помощью множества срезных элементов 168, как лучше всего показано на фиг. 10 и 11. Например, срезные элементы 168 могут содержать срезные винты, завинченные во втулку 182.

[0058] В этом последнем варианте реализации разрывной элемент 132 также может содержать сороудерживающую решетку 170, расположенную во внутреннем пути течения 158. Последний альтернативный вариант реализации разрывного элемента 132 также может иметь множество соединительных концевых частей, предназначенных для сцепления с другими компонентами системы для бурения бокового ствола 100. Например, концевая часть с внутренней резьбой 172 может быть расположена в верхней концевой части разрывного элемента 132, а штифтовая концевая часть 176 может быть расположена в нижней концевой части разрывного элемента.

[0059] При эксплуатации путь течения 184 в дискодержателе 164 закрыт втулкой 182 во время спуска системы для бурения бокового ствола 100 в скважину. После того как система 100 опущена в заданное положение в стволе скважины, сразу может быть повышено давление для установки расширяющегося якоря и/или других компонентов. Затем давление может быть дополнительно увеличено для срезания срезных элементов 168, чтобы удалить втулку 182 для обеспечения пути для цементного раствора, используемого для создания цементной пробки 136.

[0060] В некоторых вариантах реализации узел стингера 114 может быть соединен с компонентом или членом (то есть элементом) системы для бурения бокового ствола 100 с помощью разъемного зажимного приспособления, например зажимного патрона, для защиты от случайного отделения узла стингера 114 от узла отклоняющего клина 104 во время доставки системы для бурения бокового ствола 100 в скважину. Например, такое разъемное зажимное приспособление может быть использовано в дополнение или вместо срезных элементов, таких как срезные штифты 109, 110. Использование разъемного зажимного приспособления обеспечивает возможность, например, высвобождения заклиненной системы бурения бокового ствола во время доставки без боязни случайного отделения узла стингера 114 от узла отклоняющего клина 104 из-за разрушения срезного элемента 109, 110, который является единственным крепежом узла стингера 114 в системе для бурения бокового ствола 100. Такое разъемное зажимное приспособление допускает значительные сверхнатяжения, например от пяти до шести раз выше, чем нормальные срезные значения для срезных элементов, для преодоления всех прихватывающих сил в скважине, которые могут воздействовать на систему для бурения бокового ствола при ее доставке и/или эксплуатации.

[0061] Ссылаясь, в основном, на фиг. 12 и 13, изображен пример системы, содержащей разъемное зажимное приспособление 190. В этом варианте реализации разъемный зажим 190 может быть частью (например, интегрированным с) и/или может быть соединен со стингером 126 или узлом стингера 114. Например, разъемное зажимное приспособление 190 может быть расположено или установлено в удаленной концевой части 192 стингера 126, то есть в передней концевой части стингера 126. Зажимное приспособление 190 предназначено для разъемного сцепления с соседним, например, окружающим элементом 194 системы бурения бокового ствола 100. Элемент 194 может служить в качестве зажимного элемента и может быть соединен с концевой частью узла отклоняющего клина 104, находящейся в скважине, или с другим подходящим компонентом системы для бурения бокового ствола 100.

[0062] Например, разъемное зажимное приспособление 190 может содержать зажимной патрон 196, имеющий множество гибких выступов 198. Каждый из выступов 198 содержит радиально расширяющуюся часть 200 с зацепляющей поверхностью 202, как лучше всего показано на фиг. 13. Зацепляющие поверхности 202 могут стыковаться с соответствующими зацепляющими поверхностями 204 элемента 194 перед высвобождением стингера 126 из элемента 194 системы 100.

[0063] В конкретном иллюстрированном варианте реализации держатель седла шарового клапана 206 первоначально удерживается разъемным зажимом 190, например, зажимным патроном 196. Например, держатель седла шарового клапана 206 может содержать расширяющуюся часть 208, разъемным образом удерживаемую/закрепленную во внутренней части разъемного зажима 190. Расширяющаяся часть 208 приспособлена и предназначена для удерживания выступов 198 и радиально расширяющейся части 200 в радиальном внешнем положении, так что поверхности сцепления 202 могут оставаться в стыковом сцеплении (или быть аксиально захваченными) с соответствующими зацепляющими поверхностями 204 до высвобождения стингера 126. Как показано на фиг. 12 и 13, зацепляющая поверхность 202 не находится в стыковом сцеплении с соответствующей зацепляющей поверхностью 204, но входит в стыковое сцепление при аксиальном движении стингера 126/разъемного зажимного приспособления 190 вверх относительно зажимного элемента 194 (например, если система для бурения бокового ствола 100 подвешена или опускается с поверхности в скважину). Держатель седла шарового клапана 206 остается зацепленным с зажимным патроном 196 при спуске системы для бурения бокового ствола 100 в скважину для обеспечения отсутствия случайного отделения узла стингера 114 от элемента 194. Изображенный держатель седла шарового клапана 206 содержит внутренний проточный канал 210, тянущийся за седлом шарового клапана 212. Например, держатель седла шарового клапана 206 может быть временно закреплен/соединен с зажимным патроном 196 с помощью срезного элемента 214, например, одним или более срезными винтами.

[0064] В зависимости от применения и структуры всей системы для бурения бокового ствола 100, в комбинации с разъемным зажимным приспособлением 190 могут быть использованы дополнительные или альтернативные компоненты. Например, захватывающий элемент 216 может быть соединен с элементом 194 для обеспечения зоны захвата 218 для держателя седла шарового клапана 206. В изображенном примере сороудерживающая решетка 220 расположена в захватывающем элементе 216. При высвобождении держателя седла шарового клапана 206 из зажимного патрона 196 держатель седла шарового клапана 206 может остаться на сороудерживающей решетке 220. Сороудерживающая решетка 220 содержит множество проточных каналов 222, которые обеспечивают возможность течения материала, например цементного раствора, через зону захвата 218 и захватывающий элемент 216, даже если держатель седла шарового клапана 206 остался на сороудерживающей решетке 220.

[0065] Разъемное зажимное приспособление 190 может быть расположено в различных положениях вдоль узла стингера 114 и вдоль всей системы для бурения бокового ствола 100. По меньшей мере в некоторых вариантах реализации часть узла стингера 114 (то есть стингер 126) выдвигается по меньшей мере через часть узла отклоняющего клина 104 и удерживается в захваченном положении по отношению к узлу отклоняющего клина 104 с помощью разъемного зажимного приспособления 190, расположенного в удаленной концевой части 192. В изображенном примере стингер 126 вытягивается через узел отклоняющего клина 104, так что разъемное зажимное приспособление 190 может разъемным образом зацеплять элемент 194, который расположен под узлом отклоняющего клина 104. Элемент 194 может быть непосредственно или косвенно соединен с узлом отклоняющего клина 104. В качестве дополнительного примера, зажимной элемент 194 и захватывающий элемент 216 могут заменять якорный заполнитель 122 в вариантах реализации, изображенных на фиг. 3 или фиг. 5. Зажимной элемент 194 также может быть расположен непосредственно под деталью 120 в варианте реализации, изображенном на фиг. 4. Однако элемент 194 потенциально может быть расположен в других положениях вдоль системы бурения бокового ствола 100 в зависимости от конкретного проекта системы 100 в целом и разъемного зажимного приспособления 190.

[0066] При эксплуатации систему для бурения бокового ствола 100 опускают в ствол скважины 116 с разъемным зажимным приспособлением 190 в разъемном сцеплении (или в аксиально захваченном состоянии) с элементом 194. Например, зацепляющая поверхность 202 зажимного патрона 196 может надежно удерживаться в стыковом сцеплении с соответствующей поверхностью сцепления 204 элемента 194. Держатель седла шарового клапана 206 расположен во внутренней части зажимного патрона 196, так что выступы 198 зажимного патрона не могут изгибаться во внутреннюю сторону с высвобождением поверхности захвата 202 от соответствующей поверхности сцепления 204 (или от стыкового сцепления с ней). Это гарантирует, что к системе для бурения бокового ствола могут быть применены значительные растягивающие усилия, не вызывая случайного высвобождения узла стингера 114. При погружении в скважину держатель седла шарового клапана 206 надежно удерживается на месте с помощью срезного элемента 214.

[0067] После заякоривания системы для бурения бокового ствола 100 на заданной глубине шар 224 (не показан) сбрасывают вниз (например, выпускают) через центральный канал 102 и прокачивают жидкостью через систему для бурения бокового ствола 100, в том числе через стингер 126, до его приземления на седло шарового клапана 212 держателя седла шарового клапана 206. Шар 224, приземлившийся и зацепившийся с седлом шарового клапана 212, по меньшей мере частично закупоривает внутренний проточный канал 210 держателя седла шарового клапана 206 (то есть центральный канал 102 системы для бурения бокового ствола 100). Прижимное давление насоса относительно шара 224 повышают до среза срезного элемента 214, что обеспечивает возможность держателя седла шарового клапана 206 выйти из внутренней части зажимного патрона 196, как показано на фиг. 14. В этом примере держатель седла шарового клапана 206 сконструирован так, чтобы остаться на сороудерживающей решетке 220 в зоне захвата 218. Следует отметить, что шар 224 может содержать различные сбрасываемые элементы, выполненные в различных формах и конфигурациях, в том числе сферические шары, частично сферические шары, дротики и другие типы сбрасываемых элементов.

[0068] После удаления держателя седла шарового клапана 206 из зажимного патрона 196 выступы 198 зажимного патрона могут изгибаться во внутреннюю сторону для высвобождения стингера 126. Например, направленное вверх натяжение, оказываемое на узел стингера 114, обуславливает скольжение зацепляющей поверхности 202 каждого выступа зажимного патрона 198 во внутреннюю сторону относительно соответствующей зацепляющей поверхности 204, пока выступы зажимного патрона 198 не изогнутся во внутреннюю сторону в достаточной степени для высвобождения зажимного патрона, как показано на фиг. 15. В результате происходит эффективное отсоединение узла стингера 114 от зажимного элемента 94 и узла отклоняющего клина 104, и обеспечивается возможность линейного/аксиального сдвига стингера 126 по отношению к оставшейся системе для бурения бокового ствола 100. Однако такое разъединение зажимного приспособления 190 приспособлено и предназначено только для того случая, когда во внутренней части зажимного приспособления 190/зажимного патрона 196 нет держателя седла шарового клапана 206.

[0069] При выполнении цементирования, например, после удаления держателя седла шарового клапана 206 из зажимного патрона 196 выполняют дополнительную натяжку для сдвига/переноса стингера 126 вверх на небольшое расстояние, например от 20 до 40 см. На поверхности это обеспечивает подтверждение того, что стингер 126 свободен от узла отклоняющего клина 104/узла для бурения бокового ствола 100 перед закачиванием цемента в скважину. Материал, содержащий цемент, например цементный раствор, затем может быть закачан через стингер 126, как в описанных выше вариантах реализации. После завершения цементирования узел стингера 114 и его стингер 126 могут быть вытянуты через узел отклоняющего клина 104 и извлечены из ствола скважины.

[0070] Следует отметить, что во многих способах цементирования используют якорный узел 106, который может быть установлен до высвобождения стингера 126 с помощью разъемного зажима 190. Якорный узел 106 может быть установлен в соответствии с различными приемами, описанными выше. Однако в одном примере шар меньшего размера, сбрасываемый для установки якоря, 180 первоначально сбрасывают через узел стингера 114, через элемент 194, через седло шарового клапана 212 и через сороудерживающую решетку 220 до его попадания на узел срезной втулки при сбрасывании шара 154 (см. фиг. 6). Шар меньшего размера 180 создает ограничение потока, так что давление в центральном канале 102 может повыситься в достаточной степени для срабатывания якорного узла 106, заякоривая таким образом систему для бурения бокового ствола 100 в стволе скважины. Как описано выше, давление может быть дополнительно увеличено для инициации среза и высвобождения узла срезной втулки при сбрасывании шара 154.

[0071] При заякоривании системы для бурения бокового ствола 100 более крупный шар 224 сбрасывают и прокачивают по центральному каналу 102 до его попадания на седло шарового клапана 212 держателя седла шарового клапана 206. Поскольку шар 224 имеет больший диаметр, чем шар, приводящий в действие якорный узел, 180, то шар 224 не может пройти через седло шарового клапана 212. Давление, применяемое в отношении шара 224, может быть использовано для удаления держателя седла шарового клапана 206, что обеспечивает возможность высвобождения стингера 126 и выполнения цементирования, как описано выше.

[0072] Различные варианты реализации, описанные в настоящем документе, могут быть спроектированы со многими типами компонентов, расположенных в различных конфигурациях, для облегчения данного применения в скважине. Например, в систему для бурения бокового ствола 100 могут быть встроены дополнительные типы элементов для контролирования потока 132. Точно так же могут быть использованы различные количества расширяющихся якорей и элементов для контролирования потока, в зависимости от требований данного применения и от количества инструментов, которые необходимо привести в действие при подготовке скважины к операции бурения бокового ствола. Различные запорные элементы, например разбухающие пакеры, могут быть использованы для облегчения создания цементных пробок во многих положениях вдоль ствола скважины над дном ствола скважины. Однако в других применениях при бурении бокового ствола может быть преимущественным создание цементной пробки на дне ствола скважины 116. В некоторых применениях указанная система обеспечивает возможность практически одновременного цементирования и бурения горизонтального/наклонного ствола скважины (то есть буровой скважины). В качестве дополнительного примера, цементный раствор может подаваться для заполнения области, окружающей по меньшей мере часть отклоняющего клина 118. Компоненты и конфигурации системы для бурения бокового ствола скважины 100 могут быть подобраны соответствующим образом для их приспособления к этим различным применениям при бурении бокового ствола.

[0073] Хотя выше подробно описаны лишь некоторые варианты реализации, специалистам в данной области понятно, что возможны многие модификации без существенного отклонения от настоящего описания. Соответственно, такие модификации подразумеваются входящими в рамки настоящего описания.

1. Система бурения бокового ствола скважины для создания наклонного ствола скважины, содержащая:
узел отклоняющего клина, имеющий отклоняющий клин;
зажимной элемент под узлом отклоняющего клина;
узел стингера, имеющий стингер, полностью выступающий из узла отклоняющего клина, разъемное соединение между стингером и узлом отклоняющего клина, состоящее из соединения между зажимным приспособлением узла стингера и зажимным элементом; и
держатель седла шарового клапана, имеющий расширяющуюся часть, разъемным образом закрепленную во внутренней части зажимного приспособления.

2. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, отличающаяся тем, что зажимное приспособление приспособлено и предназначено для возможности высвобождения только в том случае, если во внутренней части зажимного приспособления нет держателя седла шарового клапана.

3. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, отличающаяся тем, что держатель седла шарового клапана закреплен во внутренней части зажимного приспособления с помощью срезного элемента.

4. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, дополнительно содержащая якорный узел, соединенный с узлом отклоняющего клина.

5. Система бурения бокового ствола скважины по п. 4, отличающаяся тем, что якорный узел приспособлен и предназначен для заякоривания узла отклоняющего клина в открытой скважине.

6. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, отличающаяся тем, что зажимное приспособление представляет собой зажимной патрон.

7. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, дополнительно содержащая сороудерживающую решетку, расположенную под держателем седла шарового клапана и предназначенную для улавливания держателя седла шарового клапана при его высвобождении из внутренней части зажимного приспособления.

8. Система бурения бокового ствола скважины по п. 1, отличающаяся тем, что держатель седла шарового клапана высвобождается после того, как шар, запущенный с положения над скважиной, опускается на седло шарового клапана, расположенное в держателе седла шарового клапана.

9. Способ бурения наклонного ствола скважины, включающий:
спуск системы бурения бокового ствола скважины в ствол скважины; система бурения бокового ствола скважины содержит узел отклоняющего клина и узел стингера; узел отклоняющего клина имеет часть узла стингера, полностью выступающую из него; часть узла стингера включает в себя разъемное соединение с узлом отклоняющего клина, причем разъемное соединение состоит из зажимного приспособления узла стингера, разъемным образом соединенного с компонентом системы бурения бокового ствола скважины, которое находится под узлом отклоняющего клина; причем зажимное приспособление разъемным образом удерживает держатель седла шарового клапана в своей внутренней части;
запуск шара в центральный канал узла стингера системы бурения бокового ствола скважины;
закачивание жидкости вниз через центральный канал для приведения шара в сцепление с седлом шарового клапана держателя седла шарового клапана; шар, находящийся в сцеплении с седлом шарового клапана, по меньшей мере частично закупоривает центральный канал; и
продолжение закачивания жидкости вниз по центральному каналу для достаточного увеличения давления жидкости в нем для высвобождения держателя седла шарового клапана из зажимного приспособления.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что зажимное приспособление представляет собой зажимной патрон.

11. Способ по п. 9, дополнительно включающий натяжку узла стингера после высвобождения седла шарового клапана для аксиального перемещения узла стингера на короткое расстояние.

12. Способ по п. 11, дополнительно включающий закачивание материала, содержащего цемент, в центральный канал узла стингера.

13. Способ по п. 9, дополнительно включающий заякоривание системы бурения бокового ствола скважины на заданной глубине.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что заякоривание системы бурения бокового ствола скважины включает разбухание пакера, соединенного с узлом отклоняющего клина.

15. Способ по п. 13, отличающийся тем, что заякоривание системы бурения бокового ствола скважины включает срабатывание по меньшей мере одного клина.

16. Способ бурения бокового ствола скважины, включающий:
спуск системы бурения бокового ствола скважины в ствол скважины; система бурения бокового ствола скважины содержит узел отклоняющего клина и узел стингера; узел отклоняющего клина имеет часть узла стингера, полностью выступающую из него; часть узла стингера включает в себя разъемное соединение с узлом отклоняющего клина, причем разъемное соединение состоит из зажимного приспособления узла стингера, разъемным образом соединенного с компонентом системы бурения бокового ствола скважины, которое находится под узлом отклоняющего клина; зажимное приспособление разъемным образом удерживает держатель седла шарового клапана в его внутренней части;
заякоривание системы бурения бокового ствола скважины на заданной глубине;
сброс шара в центральный канал узла стингера системы бурения бокового ствола скважины;
закачивание жидкости вниз через центральный канал для приведения шара в сцепление с седлом шарового клапана держателя седла шарового клапана; шар, находящийся в сцеплении с седлом шарового клапана, по меньшей мере частично закупоривает центральный канал;
продолжение закачивания жидкости вниз по центральному каналу для достаточного увеличения давления жидкости в нем для высвобождения держателя седла шарового клапана от зажимного устройства;
натяжку узла стингера после высвобождения держателя седла шарового клапана для аксиального подъема узла стингера на небольшое расстояние; и
закачивание материала, содержащего цемент, в центральный канал узла стингера для выполнения операции цементирования в стволе скважины.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что зажимное приспособление представляет собой зажимной патрон, имеющий множество выступов зажимного патрона.

18. Способ по п. 16, отличающийся тем, что заякоривание системы бурения бокового ствола скважины включает разбухание пакера, смонтированного с узлом отклоняющего клина.

19. Способ по п. 16, отличающийся тем, что заякоривание системы бурения бокового ствола скважины включает срабатывание по меньшей мере одного клина.

20. Способ по п. 16, дополнительно включающий вытягивание по меньшей мере части узла стингера из ствола скважины.

21. Способ по п. 16, отличающийся тем, что заякоривание системы бурения бокового ствола скважины и закачивание материала, содержащего цемент, в центральный канал узла стингера происходит во время одной спускоподъемной операции.

22. Способ бурения наклонного ствола скважины, включающий:
спуск системы бурения бокового ствола скважины, имеющей узел отклоняющего клина и узел стингера; узел отклоняющего клина приспособлен и предназначен для вмещения части узла стингера, по меньшей мере частично проходящей через него; узел стингера имеет центральный канал, проходящий через него; и
отсоединение части узла стингера от компонента системы бурения бокового ствола скважины с помощью разъемного зажимного приспособления, при этом разъемное зажимное приспособление приспособлено и предназначено для разъемного удерживания держателя седла шарового клапана в его внутренней части; разъемное зажимное приспособление обеспечивает возможность отсоединения части узла стингера от элемента системы бурения бокового ствола скважины при отсутствии держателя седла шарового клапана во внутренней части зажимного механизма.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к узлам соединения ствола скважины, способам их установки и к скважинным соединительным системам для разветвленных или многоствольных скважин.

Группа изобретений относится к системам и способам защиты нижней части основного ствола скважины от скопления обломочного материала. Узел скважинной системы содержит отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности; один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента; и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или несколькими уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Компоновочный узел скважинной системы содержит обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону, причем обсадная труба выполнена из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны; компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны; и изнашиваемую втулку, соединенную с и проходящую аксиально от компоновки отклонителя, причем изнашиваемая втулка образует горловину, проходящую вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходит в отклоняющую поверхность, при этом осевая длина изнашиваемой втулки перекрывает контактную точку, где сверлильная компоновка иначе бы взаимодействовала с нижней стороной обсадной трубы, при этом изнашиваемая втулка защищает нижнюю сторону обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии и технике строительства многоствольных скважин. Отклонитель извлекаемый содержит клин-отклонитель с наклонной рабочей поверхностью, выполненной в виде желоба, соединенный с клином-отклонителем через переходник узел опоры с нижним глухим башмаком и рабочей камерой, гибкую трубку высокого давления для подачи жидкости через канал переходника в узел опоры.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии и технике строительства многоствольных скважин. Отклонитель извлекаемый содержит клин-отклонитель с наклонной рабочей поверхностью, выполненной в виде желоба, соединенный с клином-отклонителем через переходник узел опоры с нижним глухим башмаком и рабочей камерой, гибкую трубку высокого давления для подачи жидкости через канал переходника в узел опоры.

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Буровой блок, предназначенный для использования с роторно-управляемым инструментом (100) и содержащий наружный корпус (102), вращающийся вал (104), проходящий в указанном наружном корпусе, муфту привода, присоединенную к указанному вращающемуся валу, выполненную с возможностью перемещения между сцепленным состоянием и расцепленным состоянием и содержащую первое кольцо и второе кольцо, причем первое кольцо взаимодействует со вторым кольцом при нахождении указанной муфты в сцепленном состоянии и не взаимодействует со вторым кольцом при нахождении указанной муфты в расцепленном состоянии, и датчик, присоединенный к указанному вращающемуся валу и выполненный с возможностью определения, находится ли указанная муфта, по меньшей мере, в одном из состояний, сцепленном и расцепленном.

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин, в частности в коллекторах с высокой проводимостью. Способ включает вырезание интервала колонны на глубине зарезки бокового ствола, изоляцию интервала расширения, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола и бурение бокового ствола из основного.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству многоствольных нефтяных и газовых скважин. Способ строительства многозабойной скважины включает вскрытие окон в обсадной колонне основного ствола скважины, бурение верхнего и нижнего дополнительных стволов до проектной глубины с использованием соответствующих клиньев-отклонителей, как минимум один из которых выполнен извлекаемым, крепление дополнительных стволов хвостовиками из основного ствола с использованием закрепляющего состава, перекрывающего интервал зарезки боковых стволов.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, к скважинной системе, к способу перемещения такого инструмента и к применению такого инструмента для направления устройства в боковой отвод скважины.

Группа изобретений относится к области направленного бурения стволов нефтяных и газовых скважин. Управляемое буровое устройство включает систему контроля, расположенную внутри цилиндрического корпуса, присоединенного к буровому долоту, имеющему выполненные с возможностью радиального выдвижения поршни.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Модульный привод, предназначенный для направления бурильной колонны, которая содержит корпус и приводной вал, проходящий через этот корпус, причем данный модульный привод содержит картридж, выполненный с возможностью соединения с внешней поверхностью корпуса смежно с приводным валом; резервуар для текучей среды, размещенный в картридже; поршень, по меньшей мере, частично расположенный в картридже с возможностью поступательного перемещения, причем приводной поршень выполнен с возможностью перемещения между первым и вторым положениями; и гидравлическую систему управления, размещенную внутри картриджа и соединяющую по текучей среде резервуар для текучей среды с приводным поршнем, причем гидравлическая система управления выполнена с возможностью управления перемещением приводного поршня между первым и вторым положениями таким образом, чтобы обеспечивать перемещение приводного вала приводным поршнем и, таким образом, изменение направления бурильной колонны. Обеспечивается простота замены отдельных приводов снаружи отклоняющего инструмента, упрощение изменения давления в системе. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 7 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения скважин. Система наклонно-направленного бурения содержит корпус, вал, размещенный в корпусе, буровое долото, соединенное с валом и выполненное с возможностью вращения им, причем это буровое долото имеет ось, узел отклонения долота, размещенный в корпусе и включающий в себя механизм, отклоняющий ось долота, содержащий цилиндр, который наклонен относительно оси бурового долота и выполнен с возможностью поворота и с возможностью приложения отклоняющей силы к валу с обеспечением отклонения вала, не встречая противодействия на участке между отклоняющим механизмом и буровым долотом. Обеспечивается увеличение темпа набора кривизны. 3 н. и 50 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к многостволовым скважинам. Технический результат – снижение вероятности утечки, коррозии и повреждения оборудования в боковых стволах. Система для применения в многоствольной скважине содержит многоствольный скважинный комплект, размещенный в многоствольной скважине. Многоствольный скважинный комплект содержит Y-блок, содержащий защитный кожух и желоб встроенного байпаса, расположенный вдоль внешней части Y-блока, боковую колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую в боковой ствол многоствольной скважины, основную колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую в основной ствол многоствольной скважины, и верхнюю по стволу колонну подъемных труб, герметично соединенную с защитным кожухом и проходящую вверх по скважине от Y-блока, и линию управления, расположенную в желобе встроенного байпаса и проложенную в боковой ствол без соединения внахлестку. При этом Y-блок дополнительно содержит верхний торцевой дивертор уплотнительного ствола, расположенный в защитном кожухе над переходником отверстия для обеспечения использования Y-блока для раздельного получения скважинного флюида из по меньшей мере одного из основного ствола и бокового ствола многоствольной скважины. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Ориентируемый сборочный узел извлекаемого отклоняющего клина содержит устройство извлекаемого отклоняющего клина, содержащее отклоняющую поверхность, которая выполнена с возможностью направлять режущий инструмент в сторону боковой стенки обсадной колонны для создания выхода из обсадной колонны; и ориентирующий переводник, содержащий верхнюю муфту, функционально соединенную с устройством извлекаемого отклоняющего клина, и нижнюю муфту, по меньшей мере частично находящуюся в зацеплении с верхней муфтой, подвижную в азимутальном направлении относительно верхней муфты при развернутой конфигурации и зафиксированную в азимутальном направлении относительно верхней муфты при свернутой конфигурации. Обеспечивается сокращение времени бурения. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области бурения скважин и может быть использовано в качестве средства для ориентации и доставки гибкой трубы в боковые стволы скважин при ремонте многоствольных скважин и проведении различных технологических операций. Устройство включает поворотный корпус, снабженный направляющим элементом, обеспечивающим прохождение гибкой трубы в боковой ствол скважины, приводной механизм, обеспечивающий поворот корпуса на дискретный угол, приводной механизм фиксации поворотного корпуса в нужном положении и содержит приборы контроля за его движением в скважине и установкой в нужном положении, электронную функциональную схему с автономным блоком питания и элементами для беспроводной электромагнитной двусторонней связи по горной породе с наземным блоком управления. Устройство подвешено на гибкой трубе при помощи стопорной муфты, закрепленной на поворотном корпусе и обеспечивающей прохождение гибкой трубы в боковой ствол скважины, при этом гибкая труба снабжена ограничительной муфтой, установленной с возможностью упора в стопорную муфту. Приводной механизм фиксации поворотного корпуса в нужном положении по глубине выполнен в виде электромеханического якоря с выдвигающимися стопорными плашками. Приборы контроля за движением устройства в скважине и установкой в нужном положении включают электромагнитный датчик дефектоскопа, установленный на поворотном корпусе, и гироскопический инклинометр. Беспроводная электромагнитная двусторонняя связь с наземным блоком управления содержит приемопередатчик и дипольный излучатель электромагнитных волн, управляемые электронной функциональной схемой. Обеспечивается упрощение технологии ориентации и доставки гибкой трубы в боковой ствол скважины и снижение трудозатрат. 3 ил.

Группа изобретений относится к устройствам отклоняющего клина и способам адресации стыковочного ниппеля в многоствольную скважину. Технический результат заключается в точной адресации стыковочного ниппеля в один из стволов многоствольной скважины. Устройство отклоняющего клина содержит верхний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины и имеющий направляющую пружину с наклонной поверхностью, нижний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины и определяющий первый канал и второй канал, один из первого и второго каналов находится в коммуникации с нижней частью основного ствола скважины и другой из первого и второго каналов находится в коммуникации с боковым стволом скважины. Верхний и нижний отклоняющие клинья сконфигурированы для адресации стыковочного ниппеля либо в боковой ствол скважины, либо в нижнюю часть основного ствола скважины в зависимости от размера наконечника стыковочного ниппеля. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 24 ил.

Группа изобретений относится к устройствам отклоняющего клина и способам адресации стыковочного ниппеля в многоствольную скважину. Технический результат заключается в точной адресации стыковочного ниппеля в многоствольную скважину. Устройство отклоняющего клина содержит верхний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины, и нижний отклоняющий клин, расположенный внутри основного ствола скважины. Верхний отклоняющий клин имеет по меньшей мере одну пластину с наклонной поверхностью, а наклонная поверхность по меньшей мере одной из пластин принуждает стыковочный ниппель к ориентации на первую трубу. Нижний отклоняющий клин определяет указанную первую трубу и вторую трубу, одна из первой и второй труб находится в коммуникации с нижней частью основного ствола скважины, а другая из первой и второй труб находится в коммуникации с боковым стволом скважины. Верхний и нижний отклоняющие клинья сконфигурированы для адресации указанного стыковочного ниппеля либо в боковой ствол скважины, либо в нижнюю часть основного ствола скважины в зависимости от размера наконечника стыковочного ниппеля. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 24 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система ствола скважины содержит верхний отклоняющий клин, расположенный в пределах основного ствола скважины и определяющий первый и второй каналы; нижний отклоняющий клин, расположенный в пределах основного ствола и находящийся от верхнего отклоняющего клина на предопределенном расстоянии, при этом нижний отклоняющий клин определяет первую обсадную колонну, обладающую предопределенным диаметром и сообщающуюся с нижней частью основного ствола, и вторую обсадную колонну, соединенную с боковым стволом; и стыковочный ниппель, содержащий корпус и наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса, при этом стыковочный ниппель приводится в действие в интервале между конфигурацией по умолчанию и задействованной конфигурацией. Верхний и нижний отклоняющие клинья направляют стыковочный ниппель в один из следующих: боковой ствол или нижнюю часть основного ствола, основываясь на длине и диаметре наконечника стыковочного ниппеля, по сравнению с предопределенным расстоянием и предопределенным диаметром, соответственно. Обеспечивается точный вход более чем в один боковой ствол многоствольной скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 13 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система скважины содержит отклоняющий клин, расположенный в основном стволе скважины и определяющий первый канал, обладающий предопределенным диаметром и сообщающийся с нижней частью основного ствола, и второй канал, сообщающийся с боковым стволом, и стыковочный ниппель, содержащий корпус и наконечник стыковочного ниппеля, расположенный на дистальном конце корпуса. Наконечник стыковочного ниппеля способен быть приводимым в действие в интервале между конфигурацией по умолчанию, когда наконечник стыковочного ниппеля обладает первым диаметром, и задействованной конфигурацией, когда наконечник стыковочного ниппеля обладает вторым диаметром, отличающимся от первого диаметра. Отклоняющий клин скомпонован так, чтобы направлять стыковочный ниппель в один из указанных: боковой ствол или нижнюю часть основного ствола, на основании сравнения диаметра наконечника стыковочного ниппеля с предопределенным диаметром. Обеспечивается безошибочное направление узла с закругленной головкой в основной ствол скважины или в боковой ствол скважины. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 14 ил.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Система прорезывания окна для использования в подземной скважине содержит фрезер для прорезывания окон, имеющий выборочно втягиваемые и выдвигаемые лезвия, и узел клина-отклонителя, имеющий по меньшей мере одну приемную часть. Фрезер для прорезывания окон прикреплен к узлу клина-отклонителя путем вставки указанных лезвий в указанную приемную часть. При осуществлении способа прорезывания окна в креплении подземной скважины прорезают крепление скважины с помощью фрезера для прорезывания окон, втягивают лезвия фрезера для прорезывания окон и выдвигают лезвия в узле клина-отклонителя, прикрепляя тем самым узел клина-отклонителя к фрезеру для прорезывания окон. Обеспечивается сокращение спускоподъемных операций. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 8 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-08-27 2016-08-27T14:26:51
Наверх