Узел соединения ствола скважины изменяемой конфигурации

Группа изобретений относится к узлам соединения ствола скважины, скважинным соединительным системам для разветвленных или многоствольных скважин и способу установки узла соединения ствола скважины. Узел соединения ствола скважины содержит по меньшей мере первую и вторую трубчатые колонны и соединитель трубчатых колонн, имеющий первый и второй противоположные концы, и каждую из первой и второй трубчатых колонн, закрепляемых на первом противоположном конце ориентированными соединениями. Каждая из первой и второй трубчатых колонн имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя. Узел соединения ствола скважины выполнен с возможностью расположения второй трубчатой колонны с присоединенной в ней опорой на расстоянии сбоку от отклонителя, при этом отклонитель отклоняет вторую трубчатую колонну вбок в секцию ствола скважины. Опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну перед отклонением второй трубчатой колонны в секцию ствола скважины. Технический результат заключается в возможности изменения конфигурации узла соединения ствола скважины для приспособления к условиям в конкретной скважине. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 14 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение, в общем, относится к оборудованию, используемому в подземных скважинах, и работам в таких скважинах, в описанном ниже примере, в частности, предложен узел соединения ствола скважины изменяемой конфигурации для разветвленной скважины.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Соединение ствола скважины обеспечивает соединение стволов в разветвленных или многоствольных скважинах. Такое соединение может включать в себя уплотненное сообщение по текучей среде и/или доступ между конкретными секциями ствола скважины.

К сожалению, обычную конфигурацию узла соединения ствола скважины (например, с уплотненным соединением по текучей среде и/или доступом между некоторыми секциями ствола скважины) нельзя изменять для приспособления к условиям в конкретной скважине. Поэтому, как следует этом понимать, требуются улучшения в технике выполнения узлов соединения ствола скважины.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В изобретении, описанном ниже, предложены устройство и способы, которые дают улучшения техники выполнения узлов соединения ствола скважины. В одном примере, описанном ниже, узел соединения ствола скважины можно выборочно выполнять с возможностью обеспечения доступа в одну или другую из нескольких трубчатых колонн, соединенных с соединителем. В другом примере, описанном ниже, используются ориентированные соединения для взаимозаменяемого соединения трубчатых колонн с соединителем.

В одном аспекте изобретением предложен описанный ниже способ установки узла соединения ствола скважины в скважине. Способ может включать в себя этап, на котором соединяют по меньшей мере две трубчатые колонны с одним противоположным концом соединителя трубчатой колонны с имеющими аналогичные размеры ориентированными соединениями, при этом трубчатые колонны выполнены с возможностью взаимозаменяемого соединения с соединителем ориентированными соединениями.

В другом аспекте изобретения предложен узел соединения ствола скважины. Узел может включать в себя по меньшей мере две трубчатых колонны и соединитель трубчатых колонн, имеющий противоположные концы. Каждая из трубчатых колонн может закрепляться на одном противоположном конце соединителя ориентированными соединениями, при этом каждая из трубчатых колонн имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя.

В еще одном аспекте скважинная система, описанная ниже, может включать в себя соединитель трубчатых колонн, несколько трубчатых колонн, закрепленных на соединителе, и опору, которая уменьшает изгиб одной из трубчатых колонн, который является результатом отклонения трубчатой колонны из одной секции ствола скважины в другую секцию ствола скважины.

В дополнительном аспекте предложен скважинная система, которая может включать в себя соединитель трубчатых колонн, имеющий первый и второй противоположные концы, первую и вторую трубчатые колонны, закрепленные на первом противоположном конце, причем первая и вторая трубчатые колонны расположены в отдельных пересекающихся секциях ствола скважины, третью и четвертую трубчатые колонны, закрепленные на втором противоположном конце, причем четвертая трубчатая колонна расположена в третьей трубчатой колонне, первое устройство управления потоком, которое выборочно обеспечивает и прекращает протекание флюида через продольный канал потока третьей трубчатой колонны, и второе устройство управления потоком, которое выборочно обеспечивает и прекращает протекание флюида через продольный канал потока четвертой трубчатой колонны.

Эти и другие признаки, преимущества и выгоды должны стать ясны специалисту в данной области техники при тщательном рассмотрении подробного описания примеров и прилагаемых чертежей, в которых аналогичные элементы на различных фигурах указаны с использованием одинаковых ссылочных позиций.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг.1 показана на виде с местным разрезом скважинная система и соответствующий способ, которые могут реализовать принципы настоящего изобретения.

На фиг.2 показан на виде с местным разрезом узел соединения ствола скважины, который можно использовать в системе и способе по фиг.1 и в котором можно реализовать принципы настоящего изобретения.

На фиг.3 показан вид в разрезе соединителя трубчатой колонны, который можно использовать в узле соединения ствола скважины по фиг.2, и в котором можно реализовать принципы настоящего изобретения.

На фиг.4A-G показаны детально в разрезе секции узла соединения ствола скважины.

На фиг.5A-E показаны детально в разрезе виды узла соединения ствола скважины, установленного в разветвленной скважине.

На фиг.6 показан вид снизу соединителя трубчатой колонны.

На фиг.7 показан вид снизу другой конфигурации соединителя трубчатой колонны.

На фиг.8 показана в изометрии другая конфигурация узла соединения ствола скважины.

На фиг.9 показан вид сбоку опоры трубчатой колонны узла соединения ствола скважины.

На фиг.10 показан вид сбоку другой конфигурации опоры трубчатой колонны.

На фиг.11 показана в изометрии еще одна конфигурация опоры трубчатой колонны.

На фиг.12 показан на виде с местным разрезом узел соединения ствола скважины, устанавленный в скважинной системе 10.

На фиг.13A и B показаны виды в разрезе устройства управления потоком узла соединения ствола скважины в закрытой и открытой конфигурациях.

На фиг.14A и B показаны виды в разрезе другого устройства управления потоком узла соединения ствола скважины в закрытой и открытой конфигурациях.

ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

На фиг.1 показана скважинная система 10 и соответствующий способ, в которых можно реализовать принципы настоящего изобретения. В скважинной системе 10, узел 12 соединения ствола скважины выполнен на пересечении трех секций 14, 16, 18 стволов скважины.

В данном примере секции 14, 16 ствола скважины являются частями «главного» или основного ствола скважины, и секция 18 ствола является «боковым» или ответвляющимся стволом скважины, уходящим от оси основного ствола скважины. В других примерах секции 14, 18 ствола скважины могут являться основным стволом скважины, и секция 16 ствола скважины может являться ответвляющимся стволом скважины. В дополнительных примерах больше трех секций ствола скважины могут пересекаться в узле 12 соединения ствола скважины, обе секции 16, 18 ствола скважины могут являться ответвлениями секции ствола 14 скважины, и т.д. Таким образом, следует понимать, что принципы настоящего изобретения не ограничены конкретной конфигурацией скважинной системы 10 и узла 12 соединения ствола скважины, показанной на фиг.1 и описанной в данном документе.

В отдельном примере скважинной системы 10 узел 20 соединения ствола скважины устанавливается в секциях 14, 16, 18 стволов скважины для обеспечения управляемого соединения по текучей среде и доступа между секциями ствола скважины. Узел 20 включает в себя соединитель 22 трубчатых колонн, трубчатые колонны 24, 26, прикрепленные к концу 28 соединителя, и трубчатую колонну 30, прикрепленную к противоположному концу 32 соединителя.

В данном примере соединитель 22 обеспечивает уплотненное сообщение по текучей среде между трубчатой колонной 30 и каждой из трубчатых колонн 24, 26. В дополнение создается физический проход через соединитель 22 между трубчатой колонной 30 и по меньшей мере одной из трубчатых колонн 24, 26. Трубчатая колонна 24 или 26, к которой обеспечен доступ, определяется соединением трубчатых колонн с некоторыми соответствующим образом ориентированными соединениями, как описано более подробно ниже.

Такой доступ может обеспечивать скважинному инструменту 34 (такому как сдвигаемый инструмент, спускаемый инструмент, извлекаемый инструмент, и т.д.) спуск через соединитель 22 и в одну из трубчатых колонн 24, 26, например, для управления клапаном или другим устройством 36 управления потоком, которое управляет потоком, продольно проходящим через трубчатую колонну 40 в секции 16 ствола скважины, или для управления клапаном или другим устройством 38 управления потоком, которое управляет потоком между стволом 18 скважины и внутренним пространством трубчатой колонны 26, и т.д. Доступ через соединитель 22 можно использовать для других целей, не относящихся к работе устройства управления потоком, в объеме настоящего изобретения.

В примере, показанном на фиг.1, секции 14, 16 ствола скважины имеют крепление обсадной колонной 42 и цементом 44, но секция 18 ствола скважины является необсаженным или открытым стволом. Окно 46 выполнено в обсадной колонне 42 и цементе 44, с секцией 18 ствола скважины, продолжающейся наружу через окно.

Однако другие способы заканчивания и конфигурации можно использовать, если требуется. Например, секция 18 ствола скважины может иметь крепление посредством хвостовика, уплотненным образом соединенного с окном 46 или другим участком обсадной колонны 42, и т.д. Следует понимать, что объем настоящего изобретения не ограничен любым из признаков скважинной системы 10 или соответствующего способа, описанным в данном документе или показанным на чертежах.

Отклонитель 48 закреплен в обсадной колонне 42 на соединении 12 посредством пакера, фиксатора или другого якоря 50. Трубчатая колонна 40 уплотненным образом закреплена на якоре 50 и отклонителе 48 так, что канал 52 в трубчатой колонне 40 связан с каналом 54 в отклонителе 48. Трубчатая колонна 24 взаимодействует с уплотнениями 56 в отклонителе 48, так что трубчатая колонна 24 уплотненным образом соединены с трубчатой колонной 40 в секции 16 ствола скважины.

Резьбовая заглушка 58 на нижнем конце трубчатой колонны 26 является слишком большой для входа в канал 54 в отклонителе 48 и поэтому, когда узел 20 соединения спускается в скважину, резьбовая заглушка 58 отклоняется вбок в секцию 18 ствола скважины. Трубчатая колонна 24 вместе с тем выполнена с возможностью входа в канал 54, и когда узел 20 соединения надлежащим образом установлен, как показано на фиг.1, трубчатая колонна 24 должна уплотненным образом связываться с трубчатой колонной 40 через канал 54.

В примере по фиг.1 флюиды (такие как углеводородные флюиды, нефть, газ, вода, пар и т.д.) можно получать из секций 16, 18 ствола скважины через соответствующие трубчатые колонны 24, 26. Флюиды могут протекать через соединитель 22 в трубчатой колонне 30 для последующего получения на поверхности.

Однако такая эксплуатация не является обязательной в объеме настоящего изобретения. В других примерах флюид (такой как пар, жидкую воду, газ и т.д.) можно нагнетать в одну из секций 16, 18 ствола скважины, и другой флюид (такой как нефть и/или газ и т.д.) можно получать из другой секции ствола скважины, флюиды можно нагнетать в обе секции 16, 18 ствола скважины, и т.д. Таким образом, любой тип нагнетания и/или добычи можно выполнять согласно принципам настоящего изобретения.

В дополнение на фиг.2 показан на виде с местным разрезом узел 20 соединения ствола скважины, без остальных частей системы 10. В данном примере флюид 60 получают из секции 16 ствола скважины по трубчатой колонне 24 в соединитель 22, и другой флюид 62 получают из секции 18 ствола скважины по трубчатой колонне 26 в соединитель. Флюиды 60, 62 могут являться однотипными флюидами (например, нефтью, газом, паром, водой и т.д.) или могут являться флюидами разного типа.

Флюид 62 протекает через соединитель 22 в другую трубчатую колонну 64, расположенную в трубчатой колонне 30. Флюид 60 протекает через соединитель 22 в пространство 65, образованное радиально между трубчатыми колоннами 30, 64.

Штуцеры или устройств 66, 68 управления потоком других типов можно использовать для управления подачей флюида 60, 62 в трубчатую колонну 30 над трубчатой колонной 64. Устройствами 66, 68 можно дистанционно управлять посредством проводного или беспроводного средства (например, посредством акустической, по импульсам давления или электромагнитной телеметрии, посредством оптического волновода, электрического провода или линий управления и т.д.), создавая высокотехнологичное заканчивание, в котором добычей из различных секций ствола скважины можно независимо управлять.

Хотя флюиды 60, 62 показаны на фиг.2 сливающимися в трубчатой колонне 30 над трубчатой колонной 64, следует понимать, что в других примерах флюиды могут оставаться разделенными. В дополнение, хотя устройство 68 показано выполненным с возможностью перекрывания канала 70 трубчатой колонны 64, в других примерах устройство 68 может быть расположено с возможностью эффективного управления потоком флюида 62 без перекрывания канала.

В одном примере создается физический проход между каналом 70 и внутренним каналом трубчатой колонны 26 (как показано на фиг.2) или внутренним каналом трубчатой колонны 24 в зависимости от способа соединения трубчатых колонн 24, 26 с соединителем 22. Таким образом, блок оборудования (такой как скважинный инструмент 34) может проходить из трубчатой колонны 30 в трубчатую колонну 64, через канал 70 в соединитель 22 и через соединитель в трубчатую колонну 26 или в трубчатую колонну 24.

В дополнение на фиг.3 показано увеличенный вид в разрезе соединителя 22 трубчатых колонн. Здесь можно видеть, что соединитель 22 снабжен соединениями 72, 74 на одном конце 28, и соединениями 76, 78 на противоположном конце 32.

Трубчатые колонны 24, 26 соединены с соединителем 22 соединениями 72, 74. Трубчатые колонны 30, 64 соединены с соединителем 22 соответствующими соединениями 76, 78. Предпочтительно, каждое из соединений 72, 74, 76, 78 в данном примере содержит внутреннюю резьбу в соединителе 22, но другие типы соединений можно использовать, если требуется.

Соединения 72, 74 предпочтительно относятся к типу, известному специалистам в данной области техники, как ориентированные резьбы повышенного качества. Одной подходящей ориентированной резьбой является резьба VAM(TM) «FJL», хотя ориентированные резьбы и ориентированные соединения других типов можно использовать в объеме настоящего изобретения. Ориентированные соединения другого типа могут включать в себя байонетные пазы, и т.д.

Ориентированные соединения 72, 74 фиксируют угловую ориентацию каждой из трубчатых колонн 24, 26 относительно соединителя 22. В дополнение, если ориентированные соединения 72, 74 имеют идентичные (или по меньшей мере аналогичные) размеры, то каждая из трубчатых колонн 24, 26 может соединяться с соединителем 22 посредством любого из ориентированных соединений.

Размеры соединений 72, 74 являются аналогичными если обеспечивается данная возможность менять местами трубчатые колонны 24, 26. При этом одно из соединений 72, 74 может несколько отличаться от другого соединения, и соединения 72, 74 могут иметь аналогичные размеры, если каждая трубчатая колонна 24, 26 может функционально соединяться с соединителем 22 любым одним из соединений.

При использовании в узле 20 соединения ствола скважины по фиг.1 и 2 трубчатая колонна 64 может соединяться с соединением 78, например, резьбой. Соединение 78 может представлять собой ориентированное соединение, если требуется. Трубчатая колонна 30 может соединяться с соединением 76, например, резьбой. Соединение 76 может представлять собой ориентированное соединение, если требуется.

Когда трубчатая колонна 64 соединяется с соединением 78, создается физический проход между внутренним каналом трубчатой колонны 64 и внутренним каналом трубчатой колонны 24 или 26, соединенной с соединением 74. В примере по фиг.1 скважинный инструмент 34 можно спускать через трубчатую колонну 30 к верху трубчатой колонны 64, через трубчатую колонну 64 к соединительному устройству 22 и через соединитель в трубчатую колонну 24.

В данном примере трубчатая колонна 24 должна соединяться с соединителем 22 посредством соединения 74. Альтернативно, трубчатая колонна 26 может соединяться с соединителем 22 посредством соединения 74, в данном варианте скважинный инструмент 34 может спускаться из трубчатой колонны 30 в трубчатую колонну 64 и через соединитель в трубчатую колонну 26 (например, для управления устройством 38 управления потоком).

Выбор в какую из трубчатых колонн 24, 26 обеспечивается физический проход через соединитель 22 осуществляют перед установкой узла 20 соединения в скважине. Использование соединений 72, 74 с аналогичными размерами гарантирует возможность соединения трубчатой колонны 24 с соединителем 22 посредством любого одного из соединений, и возможность соединения трубчатой колонны 26 с соединителем посредством другого одного из соединений.

Кроме того, использование ориентированных соединений 72, 74 гарантирует, что трубчатые колонны 24, 26 будут иметь надлежащую угловую ориентацию относительно соединителя 22 при соединении трубчатых колонн. Данный признак является предпочтительным, например, поскольку резьбовая заглушка 58 получает нужную угловую ориентацию для отклонения в секцию 18 ствола скважины отклонителем 48, и т.д.

Предпочтительно, все резьбовые соединения между резьбовой заглушкой 58 и соединителем 22 являются ориентированными соединениями, так что резьбовой заглушке придается нужная ориентация для отклонения вбок от отклонителя 48, когда все резьбовые соединения свинчиваются. Альтернативно, все компоненты трубчатой колонны 26 кроме резьбовой заглушки 58 могут свинчиваться, затем верхние резьбы на резьбовой заглушке могут нарезаться так, что когда резьбовая заглушка свинчивается с остальной частью трубчатой колонны, резьбовой заглушке придается нужная ориентация.

Еще одной альтернативой является свинчивание всех компонентов трубчатой колонны 26, кроме резьбовой заглушки 58 и короткого переводника (относительно короткая трубчатая секция) над резьбовой заглушкой. Затем, короткий переводник (например, короткий переводник между устройством 38 и резьбовой заглушкой 58) можно выбрать или индивидуально обработать металлорежущим станком (например, с выбранным угловым смещением между концами), так что когда короткий переводник и резьбовую заглушку собирают с остальной частью трубчатой колонны 26, резьбовая заглушка должна получать нужную угловую ориентацию для отклонения вбок от отклонителя 48. Короткий переводник может снабжаться ориентированной резьбой на одном или обоих своих концах.

В дополнение на фиг.4A-G более детально показаны выбранные продольные сечения узла 20 соединения. Узел 20 соединения можно использовать в скважинной системе 10 и способе по фиг.1, или можно использовать в других системах и способах согласно принципам настоящего изобретения.

Необходимо отметить, что вместо соединения на нижнем конце трубчатой колонны 26 резьбовую заглушку 58, показанную на фиг.1, можно использовать для перехода между верхней секцией уменьшенного диаметра трубчатой колонны и нижней секцией увеличенного диаметра трубчатой колонны. Нижняя секция увеличенного диаметра трубчатой колонны 26 может включать в себя различные компоненты, например, компоненты заканчивания такие как песчаные фильтры, пакеры, пробки, хвостовик, клапаны, штуцера, уплотнительные узлы (например, для ввода в колонну хвостовика, ранее установленную в секции 18 ствола скважины, и т.д.), линии управления (например, для управления клапанами, штуцерами и т.д.), и т.д. Нижний конец трубчатой колонны 26 может включать в себя другой компонент, который отклоняется вбок от отклонителя 48 (аналогично резьбовой заглушке 58). Устройство 38 может соединяться либо в секции уменьшенного или в секции увеличенного диаметра трубчатой колонны 26 в таком варианте.

На фиг.4A показана трубчатая колонна 64, установленная в трубчатой колонне 30. Другая трубчатая колонна (указана позицией 64a на фиг.4A) устанавливается уплотненным образом в трубчатой колонне 64 и фактически становится ее частью. Верхняя «центрирующая головка» 80 предусмотрена на трубчатой колонне 64 для удобного введения трубчатой колонны 64a в нее, когда узел 20 соединения расположен в скважине.

В данном примере устройства 66, 68 управления потоком фиг.2 могут соединяться друг с другом в трубчатой колонне 64a. Таким образом, трубчатая колонна 64a, вместе с устройствами 66, 68 управления потоком и другим оборудованием (например, устройства, линии телеметрии и т.д.) может устанавливаться в узле 20 соединения после установки узла соединения в скважине на соединении 12 ствола скважины. Кроме того, трубчатая колонна 64a вместе с устройствами 66, 68 управления потоком и другим оборудованием, может удобно извлекаться (например, для техобслуживания, ремонта, замены, и т.д.) из узла 20 соединения, если требуется.

На фиг.4B показано, что уплотнения 82, которые несет трубчатая колонна 64a, уплотненным образом взаимодействуют с каналом 84 уплотнения, выполненным в трубчатой колонне 64. Взаимодействие уплотнений 82 в канале 84 уплотнения обеспечивает уплотненное сообщение по текучей среде между внутренним каналом 86 трубчатой колонны 64 и внутренним каналом 88 трубчатой колонны 64a. Вместе каналы 86, 88 могут представлять собой канал 70, показанный на фиг.2.

На фиг.4C показано, что фиксатор 90, который несет трубчатая колонна 64a, разъемно взаимодействует с внутренним профилем 92, выполненным в трубчатой колонне 64. Таким образом трубчатая колонна 64a разъемно закреплена в трубчатой колонне 64. Канал 84 уплотнения и профиль 92 могут быть одинаковыми или аналогичными деталям, используемым в обычных полированных приемных гнездах известным специалистам в данной области техники.

На фиг.4D показано, что нижний конец трубчатой колонны 64a взаимодействует с заплечиком 94, выполненным в трубчатой колонне 64. Данное взаимодействие с заплечиком 94 располагает трубчатую колонну 64a в нужное положение относительно трубчатой колонны 64.

На фиг.4E, показано, что канал 86 смещен вбок в трубчатой колонне 64. Данное боковое смещение применяется, если необходимо (также как другие признаки узла 20 соединения, описанные в данном документе и показанные на чертежах), но в данном примере смещение согласуется с изменением толщины стенки наружной трубчатой колонны 30, и устанавливает трубчатую колонну 64 ближе к центру наружной трубчатой колонны. Центрирующая головка 80 (см. фиг.4A) используется для улучшения центрирования трубчатой колонны 64 в трубчатой колонне 30.

На фиг.4F, показано, что трубчатая колонна 64 соединяется с соединителем 22 посредством соединения 78. Трубчатая колонна 30 соединяется с соединителем 22 посредством соединения 76. Трубчатая колонна 24 соединяется посредством соединения 72, и трубчатая колонна 26 соединяется посредством соединения 74. Таким образом, в данном примере создается физический проход между трубчатой колонной 64 и трубчатой колонной 26 через соединитель 22.

На фиг.4G конфигурация узла 20 соединения несколько изменена, здесь трубчатая колонна 24 (вместо трубчатой колонны 26) соединяется с соединителем 22 соединением 74. Трубчатая колонна 26 соединяется соединением 72. При этом в данной конфигурации создается физический проход между трубчатой колонной 64 и трубчатой колонной 24 через соединитель 22.

На фиг.5A-E дополнительно показаны детальные виды в разрезе узла 20 соединения с секциями 14, 16, 18 ствола скважинной системы 10. Для ясности остальные части скважинной системы 10 не показаны на фиг.5A-E.

На фиг.5A-E можно ясно видеть совместную работу элементов узла 20 соединения с обеспечением удобной и эффективной установки в секциях 14, 16, 18 ствола скважины. Необходимо отметить, что трубчатая колонна 64a еще не установлена в конфигурации фиг.5A-E, и следует понимать, что в объеме настоящего изобретения не обязательна установка трубчатой колонны 64a.

В дополнение на фиг.6 показан вид снизу соединителя 22. Здесь показано, что если два соединения 72, 74 выполнены на нижнем конце 28 соединителя 22, то предпочтительно ориентировать соединения 72, 74 на 180 градусов друг относительно друга.

На фиг.6 элемент 96 соединения 72, который регулирует угловую ориентацию трубчатой колонны, соединенный с соединением показан небольшим треугольником (треугольник представляет положение элемента, а не сам элемент). Данный элемент 96 может являться началом резьбы, концом резьбы, участком байонетного паза, и т.д. Любой элемент, который регулирует угловую ориентацию трубчатой колонны, соединенной с соединителем 22 соединением 72 можно использовать, как элемент 96.

Соединение 74 имеет аналогичный элемент 98. Необходимо отметить, что элементы 96, 98, вместе с остальными частями соединений 72, 74, ориентированы с поворотом на 180 градусов друг относительно друга. В данном способе, трубчатая колонна должна поворачиваться на 180 градусов между функциональным соединением с соединителем 22 одним из соединений 72, 74, и функциональным соединением другим из соединений. Конечно, другие варианты угловой ориентации соединений 72, 74 можно использовать в объеме настоящего изобретения.

В дополнение на фиг.7 показана другая конфигурация соединителя 22. В данной конфигурации три соединения 72, 74, 100 выполнены на нижнем конце 28 соединителя 22. Соединение 100 может являться ориентированным соединением, и/или соединение 100 может иметь размеры, аналогичные другим соединениям 72, 74, так что одна трубчатая колонна может соединяться с любым из соединений 72, 74, 100.

Пример фиг.7 показывает, что любое число соединений может создаваться на соединителе 22 в объеме настоящего изобретения. Кроме того, необходимо отметить, что соединения 72, 74, 100 ориентированы с поворотом на 120 градусов друг относительно друга, показывая, что любую ориентацию соединений можно использовать в объеме настоящего изобретения.

Элементы 96, 98 имеют ориентацию в примере по фиг.7, отличающуюся от ориентации примера по фиг.6. Однако элементы 96, 98 (и аналогичный элемент 102 соединения 100) предпочтительно ориентировать с поворотом 120 градусов друг относительно друга. Здесь показано, что любую угловую ориентацию элементов можно использовать в объеме настоящего изобретения.

Хотя на фиг.6 и 7 соединения 72, 74, 100 показаны разнесенными на одинаковые угловые расстояния, а элементы 96, 98, 102 показаны одинаково смещенными поворотом друг относительно друга, объем настоящего изобретения включает в себя разнос соединений на неравные угловые расстояния и неравное угловое смещение между элементами соединений.

В дополнение на фиг.8 показана другая конфигурация узла 20 соединения ствола скважины. В данной конфигурации трубчатая колонна 26 (которая подлежит отклонению вбок в секции 18 ствола скважины) включает в себя опору 104 трубчатой колонны для уменьшения напряжения при изгибе в колонне, и предотвращения выпучивания трубчатой колонны 26 при установке.

Опора 104 может соединяться в трубчатой колонне 26 различными способами. Например, опора 104 может снабжаться резьбой (такой как ориентированная резьба, или ориентированным соединением другого типа) для соединения между верхней и нижней секциями трубчатой колонны 26, или опору можно перемещать со скольжением по наружной поверхности трубчатой колонны и крепить установочными винтами, фиксаторами, и т.д. Таким образом, следует понимать, что любой способ крепления опоры 104 к трубчатой колонне 26 или соединения опоры с ней можно использовать в объеме настоящего изобретения.

Опора 104 предпочтительно продолжается по меньшей мере частично смежно другой трубчатой колонне 24. Например, опора 104 может по меньшей мере частично охватывать трубчатую колонну 24, как показано на фиг.8.

Продолжающиеся сбоку «лапки» 106 опоры 104 могут иметь конфигурацию различной длины, которая располагает трубчатую колонну 26 на расстояние от таких элементов, как отклонитель 48, окно 46, секция 18 ствола скважины, и т.д. Функцией такого расположения на расстоянии трубчатой колонны 26 от таких элементов является уменьшение изгиба трубчатой колонны при установке в секции 18 ствола скважины, как описано более подробно ниже.

В конфигурации по фиг.8, лапки 106 опоры 104 продолжаются приблизительно на максимальный наружный диаметр трубчатой колонны 24 смежной опоре. Предпочтительно, опора 104 (включающая в себя лапки 106) не продолжается вбок от осевой линии дальше соединителя 22, так что опора и трубчатые колонны 24, 26 могут проходить через одинаковую верхнюю секцию ствола 14 скважины при установке.

В дополнение на фиг.9 показан вид сбоку опоры 104 с увеличением. В данной конфигурации лапки 106 не продолжаются так далеко вбок от осевой линии, как в конфигурации по фиг.8. Таким образом, трубчатая колонна 26 не будет расположена на расстоянии так далеко от различных элементов скважинной системы 10 (например, отклонитель 48, окно 46, секция 18 ствола скважины, и т.д.), как в конфигурации по фиг.8 при установке узла 20 соединения.

В дополнение на фиг.10 показана другая конфигурация опоры 104. В данной конфигурации лапки 106 продолжаются дальше вбок от осевой линии, чем в конфигурации фиг.8 и 9. Таким образом, трубчатая колонна 26 должна быть расположена на расстоянии дальше от различных элементов скважинной системы 10 (например, отклонитель 48, окно 46, секция 18 ствола скважины, и т.д.) в сравнении с конфигурацией по фиг.8 и 9 при установке узла 20 соединения.

В дополнение на фиг.11 показана еще одна конфигурация опоры 104, без остальных частей узла 20 соединения. Здесь можно ясно видеть, как лапки 106 могут охватывать трубчатую колонну 24.

Перед отклонением вбок трубчатой колонны 26 в секцию 18 ствола скважины трубчатая колонна 24 размещается в продольной выемке 108, выполненной в опоре 104. Отверстие 110, выполненное проходящим продольно через опору 104, может снабжаться ориентированными соединениями (такими как ориентированные резьбы, байонетный паз и т.д.), или отверстие может являться достаточно большим для размещения в нем трубчатой колонны 26, в данном варианте установочные винты, фиксаторы или другое средство можно использовать для крепления опоры на трубчатой колонне.

В дополнение на фиг.12 показана трубчатая колонна 26, отклоненная вбок в секцию 18 ствола скважины при установке узла 20 соединения. Необходимо отметить, что лапки 106 опоры 104 располагают на расстоянии трубчатую колонну 26 от отклонителя 48 и при дальнейшей установке должны располагать на расстоянии трубчатую колонну от окна 46 и секции 18 ствола скважины.

Такое расположение на расстоянии трубчатой колонны 26 опорой 104 уменьшает изгиб трубчатой колонны, при этом уменьшаются напряжения при изгибе в трубчатой колонне. Если трубчатая колонна 26 встречает препятствие или сужение при установке в секцию 18 ствола скважины, данное уменьшение изгиба трубчатой колонны может также прекращать выпучивание трубчатой колонны, в частности, если дополнительное продольное усилие прикладывается к трубчатой колонне (например, приложением осевой нагрузки на компоновку 20, и т.д.) для прохода препятствия или сужения.

Опора трубчатой колонны 26 в этом случае может являться особенно предпочтительной в горизонтальных или наклонно-направленных со значительным отходом секциях ствола скважины, таких как секция 18 ствола скважины по фиг.12. В таком варианте на трубчатую колонну 26 могут действовать сила тяжести, стремящаяся уложить трубчатую колонну на отклонитель 48, окно 46 и нижнюю сторону секции 18 ствола скважины при установке.

В дополнение на фиг.13A и B показана другая конфигурация узла 20 соединения ствола скважины. В данной конфигурации устройство 112 управления потоком в трубчатой колонне 30 над соединителем 22 открывается при установке трубчатой колонны 64a в узле 20 соединения.

На фиг.13A, устройство 112 управления потоком является закрытым до полной установки трубчатой колонны 64a в узле 20 соединения. В данной конфигурации заглушка 114 устройства 112 прекращает протекание через внутренний канал 116 потока трубчатой колонны 30.

Когда протекание через канал 116 блокировано (как показано на фиг.13A), прекращается проход ценных флюидов заканчивания, буровых растворов или других флюидов через узел 20 соединения в секции 16, 18 ствола скважины, где они могут поглощаться в слои горной породы, окружающие данные секции ствола скважины. Если секции 16, 18 ствола скважины проходят заканчивание на депрессии, то устройство 112 в своей закрытой конфигурации может прекращать соединение увеличенного давления над соединением 20 ствола скважины с секциями 16, 18 ствола скважины, такая связь может приводить к повреждению слоев горной породы пройденных секциями ствола скважины. Повышенное давление над устройством 112 может в некоторых условиях вызывать нештатный гидроразрыв или другое повреждение слоев горной породы, пройденных секциями 16, 18 ствола скважины, если устройство не закрыто.

Устройство 112 может иметь тип известный специалистам в данной области техники, как устройство борьбы с поглощением флюида. На фиг.13A и B, устройство 112 показано в виде шарового клапана, где затвор 114 содержит поворотный шар. Однако в других примерах устройство 112 может содержать створчатый клапан или открываемое блокирующее поток устройство другого типа.

Одним подходящим блокирующим поток устройством является пробка Аnvil (TM), поставляемая Halliburton Energy Services, Inc., Houston, Texas USA, которая содержит срезаемый затвор. Еще одним подходящим блокирующим поток устройством является исчезающая пробка Мirage (TM), также поставляемая Halliburton Energy Services, Inc., которая содержит диспергируемый затвор. Поэтому, следует понимать, что любое средство блокирующее поток через канал 116, и затем обеспечивающее поток через канал, можно использовать в объеме настоящего изобретения.

В примере фиг.13A и B устройство 112 открывается в ответ на установку трубчатой колонны 64a в трубчатую колонну 30. В данной конфигурации фиксатор 90 комплементарно соединяется с профилем 92 (который выполнен в муфте 118 установленной с возможностью возвратно-поступательного перемещения в трубчатой колонне 30), когда трубчатая колонна 64a вставляется в трубчатую колонну 30.

Как показано на фиг.13A, трубчатая колонна 64a введена достаточно глубоко в трубчатую колонну 30 так что фиксатор 90 соединен с профилем 92 в муфте 118. Как показано на фиг.13B, трубчатая колонна 64a продвинута глубже в трубчатую колонну 30, и муфта 118 смещена с трубчатой колонной 64a.

Смещение муфты 118 с трубчатой колонной 64a обуславливает открытие затвора 114, как показано на фиг.13B. В данном примере затвор 114 повернут в открытое положение, в других примерах затвор может срезаться, разрушаться, шарнирно отклоняться, растворяться или иначе диспергироваться, и т.д., так что обеспечивается поток через канал 116.

После открытия устройства 112 трубчатая колонна 64a может дополнительно спускаться в трубчатую колонну 30, при этом фиксатор 90 отсоединяется от профиля 92 (например, в результате приложения достаточного продольного усилия к трубчатой колонне 64a, например, создания осевой нагрузки в трубчатой колонне, и т.д.).

В дополнение на фиг.14A и B показан разрез узла 20 соединения ствола скважины после введения трубчатой колонны 64a глубже в узел соединения. Конкретнее, трубчатая колонна 64a введена частично в трубчатую колонну 64.

На фиг.14A трубчатая колонна 64a введена достаточно глубоко в трубчатую колонну 64 для комплементарного соединения фиксатора 90 с другим профилем 92 другого устройства управления потоком 120, соединенного в трубчатой колонне 64. Устройство управления потоком 120 может являться одинаковым, аналогичным или отличающимся от устройства 112 управления потоком, соединенного в трубчатой колонне 30.

В данном примере профиль 92 выполнен в муфте 122, которая установлена с возможностью возвратно-поступательного перемещения относительно канала 86 в трубчатой колонне 64. Смещение муфты 122 обуславливает открытие затвора 124 устройства 120.

На фиг.14B, затвор 124 открыт, что обеспечивает протекание через канал 86. После открытия устройства 120 трубчатая колонна 64a может дальше спускаться в трубчатую колонну 64, при этом фиксатор 90 отсоединяется от профиля 92 (например, в результате приложения достаточного продольного усилия к трубчатой колонне 64a, например, созданием осевой нагрузки в трубчатой колонне, и т.д.).

Устройство 120 в своей закрытой конфигурации предпочтительно прекращает протекание флюида между секциями 16, 18 ствола скважины. Когда устройство 120 закрыто (как показано на фиг.14A), флюид не может протекать между пространством 65 и каналом 86 ниже устройства. Таким образом, если слои горной породы, пройденные секциями 16, 18 ствола скважины имеют различное пластовое давление, устройство 120 в своей закрытой конфигурации должно прекращать переток флюида из слоев горной породы с более высоким давлением в слои горной породы с более низким давлением.

Теперь можно видеть, что введение трубчатой колонны 64a в узел 20 соединения можно использовать для открытия устройства 112 и затем для открытия устройства 120. Устройства 112, 120 открываются в ответ на перемещение трубчатой колонны 64a через трубчатую колонну 30 (при этом открывается устройство 112), и в ответ на перемещение трубчатой колонны 64a через трубчатую колонну 64 (при этом открывается устройство 120).

Открытие устройства 112 обеспечивает сообщение по текучей среде между верхней и нижней секциями трубчатой колонны 30, и открытие устройства 120 обеспечивает сообщение по текучей среде между верхней и нижней секциями трубчатой колонны 64. Иначе говоря, открытие устройства 112 обеспечивает сообщение по текучей среде через верхнюю секцию узла 20 соединения, и открытие устройства 120 обеспечивает сообщение по текучей среде между трубчатыми колоннами 24, 26, и между секциями 16, 18 ствола скважины.

Следует понимать, что данное изобретение создает значительные улучшения конструкции соединения ствола скважины. Соединитель 22 трубчатых колонн, описанный выше, можно использовать для определeния той из нескольких трубчатых колонн, 24, 26 которая может быть физически доступна после установки узла 20 соединения. Трубчатые колонны 24, 26 могут взаимозаменяемым образом соединены с соединительнымм устройством 22 посредством ориентированных соединений 72, 74.

В изобретении описан способ установки узла 20 соединения ствола в скважине. Способ может включать в себя этап, на котором соединяют по меньшей мере первую и вторую трубчатую колонну 24, 26 с первым противоположным концом 28 соединителя трубчатой колонны 22, имеющим аналогичного размера ориентированные соединения 72, 74, при этом первая и вторая трубчатые колонны 24, 26 выполнены с возможностью взаимозаменяемого соединения с соединителем 22 ориентированными соединениями 72, 74.

Этап соединения может включать в себя каждую из первой и второй трубчатых колонн 24, 26, имеющую угловую ориентацию относительно соединителя 22, которая определяется посредством соответствующего ориентированного соединения 72 или 74.

Способ может включать в себя ориентирование ориентированных соединений 72, 74 на соединителе на 180 градусов друг относительно друга, и/или по существу расположение на равных угловых расстояниях ориентированных соединений друг от друга.

Способ может включать в себя соединение третьей трубчатой колонны 30 со вторым противоположным концом 32 соединителя 22. Способ может также включать в себя соединение четвертой трубчатой колонны 64 со вторым противоположным концом 32 соединителя 22. Четвертая трубчатая колонна 64 может быть расположена по меньшей мере частично в третьей трубчатой колонне 30.

Доступ может обеспечиваться через соединитель 22 между четвертой трубчатой колонна 64 и только одной из первой и второй трубчатых колонн 24, 26.

Четвертая трубчатая колонна 64 может содержать канал 84 уплотнения. Пятая трубчатая колонна 64a может устанавливаться уплотненным образом в канале 84 уплотнения.

Способ может включать в себя открытие устройства управления потоком 120 в ответ на установку пятой трубчатой колонны 64a в четвертой трубчатой колонне 64. Открытие устройства управления потоком 120 может включать в себя обеспечение соединения по текучей среде через продольный канал 86 потока четвертой трубчатой колонны 64.

Способ может также включать в себя открытие второго устройства 112 управления потоком в ответ на установку пятой трубчатой колонны 64a в третьей трубчатой колонне 30. Открытие второго устройства 112 управления потоком может включать в себя обеспечение соединения по текучей среде через продольный канал 116 потока третьей трубчатой колонны 30.

Способ может включать в себя дистанцирование второй трубчатой колонны 26 вбок от отклонителя 48 посредством опоры 104, соединенной во второй трубчатой колонне 26, при этом отклонитель 48 отклоняет вторую трубчатую колонну 26 вбок в секцию 18 ствола скважины. Опора 104 может устанавливать вторую трубчатую колонну 26 сбоку от нижней стороны секции 18 ствола скважины на расстоянии от нее.

Опора 104 может по меньшей мере частично охватывать первую трубчатую колонну 24 перед отклонением второй трубчатой колонны 26 в секцию 18 ствола скважины. Опора 104 может уменьшать изгиб второй трубчатой колонны 26, когда вторая трубчатая колонна 26 устанавливается в секции 18 ствола скважины.

Также выше описан узел 20 соединения ствола скважины. Узел 20 соединения может содержать по меньшей мере первую и вторую трубчатые колонны 24, 26, и соединитель 22 трубчатых колонн, имеющий первый и второй противоположные концы 28, 32. Каждая из первой и второй трубчатых колонн 24, 26 может закрепляться на первом противоположном конце 28 ориентированными соединениями 72, 74, при этом каждая из первой и второй трубчатых колонн 24, 26 имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя 22.

Описанным выше изобретением также предложена скважинная система 10. Скважинная система 10 может включать в себя соединитель 22 трубчатых колонн, имеющее первый и второй противоположные концы 28, 32, первую и вторую трубчатые колонны 24, 26 закрепленные на первом противоположном конце 28, причем первая и вторая трубчатые колонны 24, 26 расположены в отдельных пересекающихся секциях 16, 18 ствола скважины, третью и четвертую трубчатые колонны 30, 64, закрепленные на втором противоположном конце 32, причем четвертая трубчатая колонна 64 расположена в третьей трубчатой колонне 30, первое устройство 120 управления потоком, которое выборочно обеспечивает и прекращает протекание флюида через продольный канал 116 потока третьей трубчатой колонны 30, и второе устройство 112 управления потоком, который выборочно обеспечивает и прекращает протекание флюида через продольный канал 86 потока четвертой трубчатой колонны 64.

Первое устройство 120 управления потоком может открываться в ответ на введение пятой трубчатой колонны 64a в четвертую трубчатую колонну 64.

Второе устройство 112 управления потоком может открываться в ответ на введение пятой трубчатой колонны 64a в третью трубчатую колонну 30. Первое устройство управления потоком 120 может открываться в ответ на введение пятой трубчатой колонны 64a через второе устройство 112 управления потоком и в четвертую трубчатую колонну 64.

Второе устройство 112 управления потоком может выборочно обеспечивать и прекращать сообщение по текучей среде между участками 16, 18 ствола скважины. Первое устройство 120 управления потоком может выборочно обеспечивать и прекращать сообщение по текучей среде между участками 16, 18 ствола скважины и третьей трубчатой колонной 30.

Также выше описана скважинная система 10, которая может включать в себя соединитель 22 трубчатых колонн, имеющий противоположные концы 28, 32, причем каждая из первой и второй трубчатых колонн 24, 26 закреплена на соединителе 22, и опору 104, которая уменьшает изгиб второй трубчатой колонны 26, являющийся результатом отклонения второй трубчатой колонны 26 от первой секции ствола 14 скважины во вторую секцию 18 ствола скважины.

Опора 104 может располагать на расстоянии вторую трубчатую колонну 26 от отклонителя 4, который отклоняет вторую трубчатую колонну 26 во вторую секцию 18 ствола скважины. Опора 104 может располагать на расстоянии вторую трубчатую колонну 26 от нижней стороны второй секции 18 ствола скважины.

Опора 104 может по меньшей мере частично охватывать первую трубчатую колонну 24.

Первая и вторая трубчатые колонны 24, 26 могут соединяться с одним концом 28 соединителя 22.

Первая трубчатая колонна 24 может быть расположена в третьей секции 16 ствола скважины.

Следует понимать, что различные примеры, описанные выше, можно использовать в различных ориентациях, таких как наклонная, перевернутая, горизонтальная, вертикальная и т.д. и в различных конфигурациях без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны и показаны на чертежах только как примеры полезного применения принципов изобретения, которое не ограничено конкретными деталями данных вариантов.

В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. В общем, «над», «верхний» «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности вдоль ствола скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности вдоль ствола скважины, причем ствол скважин может быть горизонтальным, вертикальным, наклонным, наклонно-направленным и т.д. Однако следует ясно понимать, что объем настоящего изобретения не ограничен конкретными направлениями, описанными в данном документе.

Специалисту в данной области техники, изучившему описание представленных вариантов осуществления, следует понимать, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения можно выполнять в данных конкретных вариантах осуществления, и такие изменения находятся в объеме настоящего изобретения. Соответственно, приведенное выше подробное описание следует понимать только как иллюстрацию и пример, сущность и объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения и эквивалентами.

1. Узел соединения ствола скважины, содержащий:

по меньшей мере первую и вторую трубчатые колонны и

соединитель трубчатых колонн, имеющий первый и второй противоположные концы, и каждую из первой и второй трубчатых колонн, закрепляемых на первом противоположном конце ориентированными соединениями, при этом каждая из первой и второй трубчатых колонн имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя,

причем узел соединения ствола скважины выполнен с возможностью расположения второй трубчатой колонны с присоединенной в ней опорой на расстоянии сбоку от отклонителя, при этом отклонитель отклоняет вторую трубчатую колонну вбок в секцию ствола скважины, и

опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну перед отклонением второй трубчатой колонны в секцию ствола скважины.

2. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором ориентированные соединения на соединителе имеют аналогичные размеры, при этом первая и вторая трубчатые колонны взаимозаменяемо соединены с соединителем ориентированными соединениями.

3. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором ориентированные соединения на соединителе ориентированы на 180° относительно друг друга.

4. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором ориентированные соединения расположены по существу на равных угловых расстояниях друг от друга на соединителе.

5. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором третья трубчатая колонна соединена со вторым противоположным концом соединителя.

6. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором опора располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от нижней стороны секции ствола скважины.

7. Узел соединения ствола скважины по п.1, в котором опора уменьшает изгиб второй трубчатой колонны при установке второй трубчатой колонны в секции ствола скважины.

8. Скважинная соединительная система для разветвленных или многоствольных скважин, содержащая:

соединитель трубчатых колонн, имеющий противоположные концы, и каждую из первой и второй трубчатых колонн, закрепленных на соединителе с имеющими аналогичные размеры ориентированными соединениями; и

опору, которая уменьшает изгиб второй трубчатой колонны, изгиб которой является результатом отклонения второй трубчатой колонны от первой секции ствола скважины во вторую секцию ствола скважины, причем опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну.

9. Скважинная система по п.8, в которой опора располагает на расстоянии вторую трубчатую колонну от отклонителя, который отклоняет вторую трубчатую колонну во вторую секцию ствола скважины.

10. Скважинная система по п.8, в которой опора располагает на расстоянии вторую трубчатую колонну от нижней стороны второй секции ствола скважины.

11. Скважинная система по п.8, в которой первая и вторая трубчатая колонны соединены с одним концом соединителя.

12. Скважинная система по п.11, в которой первая трубчатая колонна расположена в третьей секции ствола скважины.

13. Способ установки узла соединения ствола скважины в скважине, включающий в себя этапы, на которых:

соединяют первую и вторую трубчатые колонны с первым противоположным концом соединителя трубчатой колонны с имеющими аналогичные размеры ориентированными соединениями, при этом первая и вторая трубчатые колонны выполнены с возможностью взаимозаменяемого соединения с соединителем ориентированными соединениями,

располагают соединитель трубчатой колонны в скважине и

располагают вторую трубчатую колонну с присоединенной опорой на расстоянии сбоку от отклонителя, причем отклонитель отклоняет вторую трубчатую колонну вбок в секцию ствола скважины, при этом опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну перед отклонением второй трубчатой колонны в секцию ствола скважины.

14. Способ по п.13, в котором опора располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от нижней стороны секции ствола скважины.

15. Способ по п.13, в котором опора уменьшает изгиб второй трубчатой колонны при установке второй трубчатой колонны в секции ствола скважины.

16. Узел соединения ствола скважины, содержащий по меньшей мере первую и вторую трубчатые колонны и соединитель трубчатой колонны, имеющий первый и вторые противоположные концы, причем каждая из первой и второй трубчатой колонн соединены с первым противоположным концом соединителя трубчатой колонны ориентированными соединениями, при этом каждая из первой и второй трубчатых колонн имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя, причем первая и вторая трубчатые колонны закрепляются в соединителе трубчатых колонн до расположения соединителя трубчатых колонн в скважине, при этом опора, соединенная во второй трубчатой колонне, располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от отклонителя, причем отклонитель отклоняет вторую трубчатую колонну вбок в секцию ствола скважины, при этом опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну перед отклонением второй трубчатой колонны в секцию ствола скважины.

17. Узел соединения ствола скважины по п.16, в котором опора располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от нижней стороны секции ствола скважины.

18. Узел соединения ствола скважины по п.16, в котором опора уменьшает изгиб второй трубчатой колонны при установке второй трубчатой колонны в секции ствола скважины.

19. Скважинная соединительная система для разветвленных или многоствольных скважин, содержащая:

соединитель трубчатых колонн, имеющий противоположные концы, и каждую из первой и второй трубчатых колонн, закрепленных на соединителе с имеющими аналогичные размеры ориентированными соединениями; и

отклоняющее устройство, расположенное на нижнем конце второй трубчатой колонны, причем отклоняющее устройство взаимодействует с дефлектором, который отклоняет вторую трубчатую колонну от секции первого ствола скважины в секцию второго ствола скважины,

опору, соединенную во второй трубчатой колонне, причем опора продолжается продольно от второй трубчатой колонны и по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну,

при этом опора уменьшает изгиб второй трубчатой колонны, возникающий при отклонении второй трубчатой колонны от секции первого ствола скважины в секцию второго ствола скважины.

20. Скважинная система по п.19, в которой опора располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от дефлектора, который отклоняет вторую трубчатую колонну в секцию второго ствола скважины.

21. Скважинная система по п.19, в которой опора располагает вторую трубчатую колонну на расстоянии сбоку от нижней стороны секции ствола скважины.

22. Скважинная система по п.19, в которой первая и вторая трубчатые колонны соединены к одному концу соединителя.

23. Скважинная система по п.22, в которой первая трубчатая колонна расположена в секции третьего ствола скважины.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к вырезанию окна в обсадной колонне для формирования бокового ствола. Секция вырезки окна включает трубчатую секцию обсадной колонны, содержащую внутреннюю поверхность и внешнюю поверхность.

Изобретение относится к устройству для направленного бурения с отбором керна на твердые полезные ископаемые. Отклонитель для направленного бурения скважин с отбором керна на интервалах искусственного искривления содержит невращаемый корпус, приводной вал, керноприемник, узел отклонения, узел раскрепления, узел блокировки.

Группа изобретений относится к области строительства скважин для добычи углеводородов. Технический результат - повышение эффективности строительства скважин и надежности работы устройства.

Изобретение относится к области направленного бурения скважин и предназначено для отклонения и корректировки направления ствола скважины при использовании снаряда со съемным керноприемником.

Группа изобретений относится к буровому долоту для использования в стволе скважины, способу и системе для бурения ствола скважины. Технический результат заключается в увеличении стабильности долота, а также в снижении нагрузки со стороны привода.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Компоновка управления направлением движения содержит кожух, имеющий продольную осевую линию; шпиндель, содержащий переднюю соединительную оконечность и заднюю соединительную оконечность, причем шпиндель проходит через кожух и расположен в первом положении коаксиально с продольной осевой линией кожуха; отклоняющее устройство, выполненное с возможностью передачи боковой силы на шпиндель для смещения передней соединительной оконечности шпинделя от продольной осевой линии, причем отклоняющее устройство содержит отклоняющую муфту, коаксиальную со второй осевой линией, наклонной относительно продольной осевой линии кожуха; и узел ориентирования торца долота, выполненный с возможностью вращения передней соединительной оконечности шпинделя в требуемом направлении.

Изобретение относится к средствам ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины. Предложенное устройство для ориентации направления зарезки боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины содержит забойную телеметрическую систему − ЗТС − с беспроводным электромагнитным каналом связи, спущенную в скважину на колонне труб, включающую в себя модуль управления в виде датчиков, передающий модуль, а также приёмное устройство и персональный компьютер, расположенные на устье скважины.

Изобретение относится к области бурения искривленных ответвлений из необсаженного горизонтального ствола скважины и представляет собой отклоняющее устройство. Устройство содержит трубу с открытыми концами, снабженную на своем верхнем конце присоединительной резьбой для присоединения трубы с открытыми концами к колонне труб, и направляющий элемент, расположенный в трубе с открытыми концами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для забуривания и крепления дополнительных стволов многоствольной скважины из ранее пробуренных обсаженных скважин.

Группа изобретений относится к системе для управления бурильной установкой и способу бурения. Технический результат заключается в повышении надежности и срока службы роторной управляемой системы.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буровым установкам для бурения скважин различного назначения. Техническим результатом изобретения является повышение устойчивости буровой установки за счет уменьшения массы буровой установки и смещения ее центра тяжести к середине основания.

Изобретение относится к области строительства, а именно к буровым установкам, используемым для возведения буронабивных свай. Оборудование для возведения буронабивных свай, включающее телескопическую мачту с направляющими роликами для перемещения ее секций, кронштейн, шарнирно соединяющий телескопическую мачту и базовую машину, гидравлический привод для бурения скважины, привод лебедки и канат, перемотанный через обводные блоки для перемещения подвижных секций, вертлюг.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - эффективный охват прогревом всей залежи, примерно равный дебит во всех добывающих скважинах с экономией при строительстве за счет бурения на две добывающие скважины одной нагнетательной скважины, которая также прогревает межскважинное пространство.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – эффективный прогрев призабойных зон скважин, увеличение охвата прогревом пласта на 80-90%.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Узел скважинного отклонителя содержит скважинный отклонитель с наклонной поверхностью, фрезу, соединенную с возможностью отсоединения со скважинным отклонителем с помощью срезного болта и обеспечивающую профиль фрезы, и рычаг регулирования растяжения, шарнирно соединенный со скважинным отклонителем и перемещаемый между убранным положением, при котором рычаг регулирования растяжения принимается внутри полости, образованной на наклонной поверхности, и положением зацепления, при котором зацепляющая головка рычага регулирования растяжения сопрягается с профилем фрезы для принятия по меньшей мере части растягивающей нагрузки, принимаемой срезным болтом.

Изобретение относиться к устройствам, предназначенным для вибровоздействия на обратную промывку при бурении скважин. Пульсатор-вибратор содержит корпус, верхний и нижний переводники с проходным каналом, в котором закреплены кривошип и перекидной клапан.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей.

Группа изобретений относится к буровому долоту для использования в стволе скважины, способу и системе для бурения ствола скважины. Технический результат заключается в увеличении стабильности долота, а также в снижении нагрузки со стороны привода.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин и переводе существующих скважин в разряд многоствольных.

Изобретение относится к устройству для свинчивания друг с другом соответствующих резьбовых частей, предусмотренных на трубчатых элементах. Технический результат заключается в предотвращении повреждения резьбы путем поглощения крутящего момента, возникающего при свинчивании друг с другом трубчатых элементов.

Группа изобретений относится к узлам соединения ствола скважины, скважинным соединительным системам для разветвленных или многоствольных скважин и способу установки узла соединения ствола скважины. Узел соединения ствола скважины содержит по меньшей мере первую и вторую трубчатые колонны и соединитель трубчатых колонн, имеющий первый и второй противоположные концы, и каждую из первой и второй трубчатых колонн, закрепляемых на первом противоположном конце ориентированными соединениями. Каждая из первой и второй трубчатых колонн имеет фиксированную угловую ориентацию относительно соединителя. Узел соединения ствола скважины выполнен с возможностью расположения второй трубчатой колонны с присоединенной в ней опорой на расстоянии сбоку от отклонителя, при этом отклонитель отклоняет вторую трубчатую колонну вбок в секцию ствола скважины. Опора по меньшей мере частично охватывает первую трубчатую колонну перед отклонением второй трубчатой колонны в секцию ствола скважины. Технический результат заключается в возможности изменения конфигурации узла соединения ствола скважины для приспособления к условиям в конкретной скважине. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 14 ил.

Наверх