EA003241B1 - Wellbore system including a conduit and an expandable device - Google Patents
Wellbore system including a conduit and an expandable device Download PDFInfo
- Publication number
- EA003241B1 EA003241B1 EA200100495A EA200100495A EA003241B1 EA 003241 B1 EA003241 B1 EA 003241B1 EA 200100495 A EA200100495 A EA 200100495A EA 200100495 A EA200100495 A EA 200100495A EA 003241 B1 EA003241 B1 EA 003241B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- conduit
- branch
- casing
- pipeline
- wellbore
- Prior art date
Links
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 39
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 38
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract 3
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008094 contradictory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/1208—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means
- E21B33/1212—Packers; Plugs characterised by the construction of the sealing or packing means including a metal-to-metal seal element
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/01—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for anchoring the tools or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
- E21B41/0042—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches characterised by sealing the junction between a lateral and a main bore
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like in wells
- E21B43/103—Setting of casings, screens, liners or the like in wells of expandable casings, screens, liners, or the like
- E21B43/105—Expanding tools specially adapted therefor
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к системе, включающей трубопровод, имеющий продольную ось, и устройство, которое расширяется в радиальном направлении по отношению к трубопроводу из сокращенного состояния, когда устройство находится на некотором расстоянии по радиусу от стенки трубопровода, в расширенное состояние, когда устройство расширено в радиальном направлении по направлению к стенке трубопровода. Системы такого рода используются, например, в промышленности при добыче углеводородов из подземной формации, когда расширяемые устройства, такие как расширяемые пакеры или расширяемые анкеры, применяются в трубопроводах ствола скважины. В таких устройствах часто возникает проблема, связанная, в общем, с взаимно противоречащими требованиями в отношении работы расширяемых устройств. А именно, в сокращенном состоянии устройство должно свободно передвигаться внутри трубопровода для того, чтобы его можно было установить в требуемом месте, а в расширенном состоянии устройство должно обеспечивать достаточную осевую удерживающую силу (например, для пакеров ствола скважины) или уплотнение (для уплотнителей ствола скважины). Проблема еще более ярко выражена в случаях, когда такое устройство требуется установить в удаленном месте.The present invention relates to a system comprising a pipeline having a longitudinal axis, and a device that expands radially with respect to the pipeline from a reduced state when the device is at a certain distance radial from the pipe wall, to an expanded state when the device is expanded in the radial towards the pipeline wall. Systems of this kind are used, for example, in industry for the extraction of hydrocarbons from a subterranean formation, when expandable devices, such as expandable packers or expandable anchors, are used in wellbore pipelines. In such devices, there is often a problem associated, in general, with mutually contradictory requirements regarding the operation of expandable devices. Namely, in a reduced state, the device must move freely inside the pipeline so that it can be installed in the required place, and in the expanded state the device must provide sufficient axial holding force (for example, for wellbore packers) or compaction (for wellbore compactors). ). The problem is even more pronounced in cases where such a device needs to be installed in a remote place.
Целью настоящего изобретения является улучшенное расширяемое устройство, которое может адекватно расширяться в радиальном направлении из сокращенного состояния в расширенное состояние по отношению к трубопроводу, даже в удаленных местах расположения, и которое обеспечивает адекватную осевую удерживающую силу и/или уплотнение для применения в условиях высокого давления.The aim of the present invention is an improved expandable device that can adequately expand in the radial direction from a reduced state to an expanded state with respect to the pipeline, even at remote locations, and which provides an adequate axial holding force and / or seal for high pressure applications.
В соответствии с этим настоящее изобретение направлено на систему, включающую трубопровод, имеющий продольную ось, и устройство, которое может радиально расширяться по отношению к трубопроводу из сокращенного состояния, когда устройство расположено на некотором расстоянии в радиальном направлении от стенки трубопровода, в расширенное состояние, когда устройство радиально расширено по отношению к трубопроводу, причем устройство включает элемент, выполненный из металла с памятью формы, который преобразуется из первой конфигурации во вторую после достижения определенной температуры, причем этот элемент из металла с памятью формы выполнен таким образом, что он может расширять устройство из сокращенного состояния в расширенное состояние при преобразовании элемента из металла с памятью формы из первой конфигурации во вторую.Accordingly, the present invention is directed to a system comprising a pipeline having a longitudinal axis and a device that can radially expand with respect to the pipeline from a reduced state when the device is located at some distance in the radial direction from the pipe wall to an expanded state when the device is radially expanded in relation to the pipeline, and the device includes an element made of metal with shape memory, which is converted from the first configuration to After reaching a certain temperature, this element is made of metal with shape memory and is designed in such a way that it can expand the device from a reduced state to an expanded state when the element from a metal shape memory is converted from the first configuration to the second.
Когда устройство находится в сокращенном состоянии, расстояние между устройством и трубопроводом позволяет производить перемещение устройства в осевом направлении по отношению к трубопроводу во время его установки. При последующем нагреве или охлаждении элемента из металла с памятью формы, когда температура элемента из металла с памятью формы достигает определенного значения, элемент из металла с памятью формы преобразуется из первой конфигурации во вторую и, таким образом, расширяют устройство из сокращенного состояния в расширенное состояние. Более того, для расширения устройства не требуется применять какое-либо сложное расширяющее оборудование с дистанционным управлением, кроме источника нагрева или охлаждения. Элемент из металла с памятью формы позволяет создавать большие усилия при преобразовании так, что может быть получено адекватное удерживающее усилие, и/или в случаях, когда устройство и трубопровод изготовлены из металла, может быть обеспечено надежное уплотнение типа металл-к-металлу при расширении устройства по направлению к трубопроводу.When the device is in a reduced state, the distance between the device and the pipeline allows the device to move in the axial direction relative to the pipeline during installation. During the subsequent heating or cooling of a metal element with a shape memory, when the temperature of a metal element with shape memory reaches a certain value, the metal element with a shape memory is converted from the first configuration to the second and thus expands the device from a reduced state to an expanded state. Moreover, the expansion of the device does not require the use of any complex expansion equipment with remote control, except for the source of heating or cooling. The shape-memory metal element makes it possible to create large forces during conversion so that an adequate holding force can be obtained, and / or in cases where the device and the pipeline are made of metal, a reliable metal-to-metal seal can be provided when the device is expanded towards the pipeline.
Отметим, что трубопровод представляет собой один из внешнего и внутреннего трубопроводов, который коаксиально проходит во внешнем трубопроводе, причем между внешним трубопроводом и внутренним трубопроводом создается кольцевое пространство, а на основе расширяемого устройства формируется уплотняющее устройство, установленное в указанном кольцевом пространстве, причем это уплотняющее устройство в состоянии радиального расширения расширено по направлению от указанного внутреннего трубопровода к указанному внешнему трубопроводу.Note that the pipeline is one of the external and internal pipelines, which coaxially passes through the external pipeline, with an annular space created between the external pipeline and the internal pipeline, and a sealing device installed in the specified annular space is formed on the basis of the expandable device, and this sealing device in a state of radial expansion, it is expanded in the direction from said internal pipeline to said external pipeline.
В одном из предпочтительных вариантов воплощения настоящего изобретения система дополнительно включает разветвленную систему ствола скважины, сформированную в подземной формации, причем эта разветвленная система ствола скважины содержит основной ствол скважины, в котором установлена основная обсадная труба, ствол скважины ответвления, выполненный с обсадной трубой ответвления, и соединяющий элемент обсадной трубы, имеющий основное отверстие и отверстие ответвления, которое находится в сообщении по жидкости с основным отверстием, причем основное отверстие представляет собой продолжение основной обсадной трубы, отверстие ответвления представляет собой продолжение обсадной трубы ответвления, причем указанный внутренний трубопровод формируется обсадной трубой ответвления, а внешний трубопровод формируется отверстием ответвления. Этот вариант воплощения является особенно предпочтительным, поскольку он обеспечивает адекватное решение проблемы уплотнения соединений ствола скважины многозвенных систем скважин.In one of the preferred embodiments of the present invention, the system further comprises an extensive wellbore system formed in a subterranean formation, this branched wellbore system comprising a main wellbore in which the main casing is installed, the branch wellbore formed with the casing of the branch and connecting casing element having a main opening and a branch opening, which is in fluid communication with the main hole, p The main hole is a continuation of the main casing, the branch hole is a continuation of the branch casing, the internal pipe is formed by the branch casing and the external pipe is formed by the branch hole. This embodiment is particularly preferred because it provides an adequate solution to the problem of sealing the wellbore connections of multi-link well systems.
В американском патенте № 5 318 122 описан Υ-образный соединительный элемент обсадной трубы, который соединяет обсадную трубу основного ствола скважины с хвостовиком, установленным в стволе скважины ответвления, причем указанный соединительный элемент имеет элемент ответвления, в который проходит конечная часть хвостовика так, что создается уплотнение между указанной конечной частью и элементом ответвления. Однако с известными системами связана проблема, состоящая в том, что в них невозможно достигнуть надежного соединения, которое может противостоять обычно наблюдаемым высоким давлениям в стволе скважины. Поэтому известное соединение обсадной трубы необходимо размещать относительно глубоко в основном стволе скважины, то есть в зоне продуктивного пласта или в покрывающей породе, расположенной над зоной продуктивного пласта, где разница гидростатического давления между внешней и внутренней поверхностями обсадной трубы относительно невелика и где протечки незначительны. В этом отношении следует отметить, что слой покрывающей породы имеет достаточно низкую проницаемость, чтобы предотвратить миграцию жидкостей из зоны продуктивного пласта, расположенной над покрывающей породой, в слой перекрывающих отложений.In US patent No. 5 318 122 described 122-shaped connecting element of the casing, which connects the casing of the main wellbore with a shank installed in the wellbore branch, and the specified connecting element has an element branch, which is the final part of the shank so that it creates seal between the specified end part and the branch element. However, with known systems, there is a problem in that it is impossible to achieve a reliable connection, which can withstand the usually observed high pressures in the wellbore. Therefore, the known casing joint should be placed relatively deep in the main wellbore, i.e., in the productive zone or in the overburden located above the productive zone, where the hydrostatic pressure difference between the outer and inner surfaces of the casing is relatively small and where the leaks are minor. In this regard, it should be noted that the overburden layer has a sufficiently low permeability to prevent the migration of fluids from the reservoir zone, located above the overburden, into the overburden layer.
В отличие от этого, система в соответствии с настоящим изобретением позволяет располагать элемент соединения обсадной трубы в любом месте и предпочтительно относительно высоко в основном стволе скважины, то есть в слое перекрывающих отложений. Это является предпочтительным, поскольку ствол скважины ответвления при этом начинает отклоняться от основного ствола скважины относительно высоко в подземной формации так, что для заданной максимальной кривизны ствола скважины ответвления нижний конец ствола скважины ответвления может буриться на большее горизонтальное расстояние от основного ствола скважины, чем в обычной ситуации, когда соединение между основным стволом скважины и стволом скважины ответвления расположено в зоне продуктивного пласта или в слое покрывающей породы. Таким образом, благодаря высокой степени уплотнения, получаемой с помощью системы в соответствии с настоящим изобретением, соединение между основным стволом скважины и стволом скважины ответвления может быть расположено в слое перекрывающих отложений, где разность между поровым давлением в слое перекрывающих отложений и давлением углеводородной жидкости, протекающей через систему ствола скважины, высока.In contrast, the system in accordance with the present invention allows the casing connection element to be located at any place and preferably relatively high in the main borehole, i.e. in a layer of overburden deposits. This is preferred since the branch wellbore then begins to deviate from the main wellbore relatively high in the subterranean formation so that, for a given maximum curvature of the branch well, the lower end of the branch well may be drilled to a greater horizontal distance from the main wellbore than normal situations where the connection between the main wellbore and the branch wellbore is located in the zone of the reservoir or in the overburden layer . Thus, due to the high degree of compaction obtained by the system in accordance with the present invention, the connection between the main wellbore and the wellbore of the branch may be located in the overburden layer, where the difference between the pore pressure in the overburden layer and the pressure of the hydrocarbon fluid flowing through the borehole system, is high.
Предпочтительно, чтобы уплотнительное устройство в его расширенном положении обеспечивало уплотнение типа металл-к-металлу.Preferably, the sealing device in its expanded position provides a metal-to-metal seal.
В другом предпочтительном варианте воплощения устройство представляет собой анкерное устройство, установленное в трубопроводе и выполненное таким образом, что оно может быть закреплено на внутренней поверхности трубопровода в состоянии радиального расширения.In another preferred embodiment, the device is an anchor device installed in a pipeline and designed in such a way that it can be fixed on the internal surface of the pipeline in a state of radial expansion.
Настоящее изобретение в дальнейшем будет описано более подробно на примере со ссылкой на прилагаемые чертежи, где фиг. 1 схематично изображает один из вариантов воплощения системы ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением;The present invention will be further described in more detail by example with reference to the accompanying drawings, where FIG. 1 schematically depicts one of the embodiments of a wellbore system in accordance with the present invention;
фиг. 2 - соединительный элемент обсадной трубы системы по фиг. 1;FIG. 2 shows the connecting element of the casing of the system of FIG. one;
фиг. 2А - поперечное сечение по линии 2 А-2 А на фиг. 2;FIG. 2A is a cross-section along line 2 A-2 A in FIG. 2;
фиг. 2В - поперечное сечение по линии 2В2В на фиг. 2;FIG. 2B is a cross section along the line 2B2B in FIG. 2;
фиг. 3 соединительный элемент обсадной трубы по фиг. 2 в состоянии уплотнения;FIG. 3, the casing connecting element of FIG. 2 in a state of compaction;
фиг.4 - узел А на фиг. 3, увеличено;4 shows the node A in FIG. 3, increased;
фиг. 5 - дополнительный вариант воплощения системы ствола скважины в соответствии с настоящим изобретением.FIG. 5 illustrates an additional embodiment of a wellbore system in accordance with the present invention.
Рассмотрим фиг. 1, на которой представлена система 1 ствола скважины, включающая основной ствол 3 скважины, проходящий от устья 5 скважины на поверхности 7 земли через слой 9 перекрывающих отложений и слой 11 покрывающей породы в зону 14 продуктивного пласта, которая содержит углеводородную жидкость. Слой 11 покрывающей породы является относительно плотным и предотвращает миграцию углеводородной жидкости с высоким давлением из зоны 14 продуктивного пласта в слой 9 перекрывающих отложений.Consider FIG. 1, which shows the wellbore system 1, including the main wellbore 3, passing from the wellhead 5 on the earth’s surface 7 through the overburden layer 9 and the overburden layer 11 to the reservoir zone 14, which contains a hydrocarbon fluid. The overburden layer 11 is relatively dense and prevents the migration of high-pressure hydrocarbon fluids from the zone 14 of the reservoir to the overburden layer 9.
Основной ствол 3 скважины имеет стальную обсадную трубу 16, которая закреплена в основном стволе 3 скважины с уплотнением слоем 17 цемента и которая имеет открытый нижний конец. Ствол 18 скважины ответвления проходит от соединения 19 ствола скважины, расположенного в слое 9 перекрывающих отложений, через слой 9 перекрывающих отложений и слой 11 покрывающей породы, в зону 14 продуктивного пласта. Ствол 18 скважины ответвления имеет обсадную трубу 20 ответвления, которая имеет открытый нижний конец и соединяется с основной обсадной трубой 16 с помощью соединительного элемента 22 обсадной трубы так, что образуется герметичное соединение с нею, как описано ниже. Соединительный элемент 22 обсадной трубы расположен в соединении 19 ствола скважины, то есть в слое 9 перекрывающих отложений. Обсадная труба 20 ответвления герметично установлена в стволе 18 скважины ответвления с помощью слоя 24 цемента. В качестве альтернативы обсадная труба ответвления может быть герметично установлена в стволе скважины ответвлении с помощью любого подходящего средства, такого как уплотнительные пакеры.The main borehole 3 has a steel casing 16, which is fixed in the main bore 3 of the well with compaction layer 17 of cement and which has an open lower end. The branch wellbore 18 passes from the wellbore connection 19 located in the overburden layer 9, through the overburden layer 9 and overburden layer 11 to the zone 14 of the reservoir. The branch wellbore 18 has a branching casing 20, which has an open lower end and is connected to the main casing 16 by means of the casing connecting element 22, so that a tight connection is formed with it, as described below. The connecting element 22 of the casing is located in the connection 19 of the wellbore, that is, in the layer 9 of the overlying sediments. The casing of the branch 20 is hermetically installed in the trunk 18 of the branch well using a layer of 24 cement. Alternatively, a branching casing may be sealed in the wellbore branch using any suitable means, such as sealing packers.
Рассмотрим далее фиг. 2, 2А, 2В и 3, на которых соединительный элемент 22 обсадной трубы имеет основное трубчатое отверстие 24, имеющее продольную ось 24а, причем основное отверстие 24 совмещается с основной обсадной трубой 16, и трубчатое отверстие 26 ответвления, имеющее продольную ось 26а. Обсадная труба 20 ответвления проходит в отверстие 26 ответвления так, что между ними образуется кольцевое пространство 28. Кольцевое уплотнительное устройство 30 установлено в пространстве 28, причем это уплотнительное устройство 30 может перемещаться между радиально сокращенным состоянием и радиально расширенным состоянием. В сокращенном состоянии уплотнительное устройство расположено на определенном расстоянии по радиусу от стенки отверстия 26 ответвления и от обсадной трубы 20 ответвления, как показано на фиг. 2. В расширенном состоянии уплотнительное устройство 30 расширено по отношению к отверстию 26 ответвления и к обсадной трубе 20 ответвления, как показано на фиг. 3.Consider next FIG. 2, 2A, 2B, and 3, on which the casing connecting element 22 has a main tubular opening 24 having a longitudinal axis 24a, the main opening 24 being aligned with the main casing pipe 16, and a tubular branch opening 26a having a longitudinal axis 26a. The casing 20 of the branch 20 extends into the opening 26 of the branch so that an annular space 28 is formed between them. The annular sealing device 30 is installed in the space 28, and this sealing device 30 can move between a radially contracted state and a radially expanded state. In the reduced state, the sealing device is located at a certain distance along the radius from the wall of the branch hole 26 and the branching casing 20, as shown in FIG. 2. In the expanded state, the sealing device 30 is expanded with respect to the branch hole 26 and the branching casing 20, as shown in FIG. 3
Соединительный элемент 22 обсадной трубы представляет собой монолитную структуру и имеет, в общем, круглое поперечное сечение, как показано на фиг. 2А и 2В. Такая структура и форма обеспечивают адекватное сопротивление смятию соединительного элемента 22, которое не должно быть меньшим, чем сопротивление смятию основной обсадной трубы 16.The casing connecting element 22 is a monolithic structure and has a generally circular cross section, as shown in FIG. 2A and 2B. This structure and shape provide adequate resistance to the collapse of the connecting element 22, which should not be less than the resistance to collapse of the main casing 16.
На фиг. 4 показан узел А по фиг. 3 в увеличенном масштабе. Уплотнительное устройство 30 включает металлический кольцевой корпус 34, имеющий два уплотнительных кольца 36а, 36Ь и кольцевой клин 38, который установлен между уплотнительными кольцами 36а, 36Ь и при движении в осевом направлении клина 38 в кольцевой корпус 34 радиально прижимает уплотнительное кольцо 36а к отверстию 26 ответвления и уплотнительное кольцо 36Ь к обсадной трубе 20 ответвления. Поверхности контакта между клином 38 и уплотнительными кольцами 36а, 36Ь выполнены с зубцами так, что клин запирается внутри уплотнительных колец после выполнения такого движения в осевом направлении внутрь. Множество расположенных на некотором расстоянии друг от друга по окружности стержней 40 проходят через соответствующие отверстия 41, выполненные в клине 38, причем каждый стержень имеет конец 40а с резьбой, соединяющий стержень с кольцевым корпусом 34, и Т-образную головку 40Ь на другом конце. Стержни 40 выполнены из металла с памятью формы и принимают вытянутую в осевом направлении конфигурацию при температуре ниже определенной температуры перехода и сокращенную в осевом направлении конфигурацию при температуре выше температуры перехода. При вытянутой в осевом направлении конфигурации клин 38 находится в исходном положении, при котором уплотнительное кольцо 36а расположено на некотором расстоянии по радиусу от поверхности отвер стия 26 ответвления и уплотнительное кольцо 36Ь расположено на некотором расстоянии по радиусу от внешней поверхности обсадной трубы 20 ответвления. При сокращенной в осевом направлении конфигурации стержней 40 клин 38 втягивается стержнями между уплотнительными кольцами 36а, 36Ь, благодаря чему уплотнительное кольцо 36а прижимается к поверхности отверстия 26 ответвления и кольцо 36Ь к внешней поверхности обсадной трубы 20 ответвления, так что формируется уплотнение типа металл-к-металлу между отверстием 26 ответвления и обсадной трубой 20 ответвления. Кольцевой корпус 34 соединяется с запорной гайкой 42 с помощью подшипника 44, который позволяет выполнять вращение запорной гайки 42 по отношению к корпусу 34 вокруг продольной оси 26а. Запорная гайка 42 соединена с обсадной трубой 20 ответвления с помощью резьбового соединения 46.FIG. 4 shows the node A of FIG. 3 on an enlarged scale. The sealing device 30 includes a metal annular body 34 having two sealing rings 36a, 36b and an annular wedge 38, which is installed between the sealing rings 36a, 36b and when moving in the axial direction of the wedge 38 into the annular body 34 radially presses the sealing ring 36a to the branch hole 26 and a sealing ring 36b to the casing 20 of the branch. The contact surfaces between the wedge 38 and the sealing rings 36a, 36b are made with teeth, so that the wedge is locked inside the sealing rings after such a movement in the axial direction is taken inside. A plurality of rods 40 located at a certain distance from each other around the circumference pass through corresponding holes 41 made in a wedge 38, each rod having a threaded end 40a connecting the rod to the annular body 34 and a T-shaped head 40b at the other end. The rods 40 are made of metal with shape memory and adopt an axially elongated configuration at a temperature below a certain transition temperature and a shortened configuration in the axial direction at a temperature above the transition temperature. With the axially extended configuration, the wedge 38 is in the initial position, in which the sealing ring 36a is located at a certain distance along the radius from the surface of the branch hole 26 and the sealing ring 36B is located at a certain distance along the radius from the external surface of the casing 20 of the branch. With an axially reduced configuration of the rods 40, the wedge 38 is drawn in by the rods between the sealing rings 36a, 36b, whereby the sealing ring 36a is pressed against the surface of the branch hole 26 and the ring 36b against the outer surface of the branching casing 20, so that a metal-to- the metal between the opening 26 of the branch and the casing 20 of the branch. The annular body 34 is connected to the locking nut 42 by means of a bearing 44, which allows the locking nut 42 to rotate with respect to the body 34 around the longitudinal axis 26a. The locking nut 42 is connected to the casing 20 of the branch with a threaded connection 46.
На фиг. 4, кроме того, представлен запорный и центрирующий узел 48, установленный между отверстием 26 ответвления и обсадной трубой 20 ответвления, причем узел 48 содержит саморасширяющееся запорное кольцо 50, которое установлено на кольце 52 привода из металла с памятью формы, которое, в свою очередь, установлено на коническом посадочном кольце 54. Посадочное кольцо 54 упирается в кольцевой буртик 55, сформированный на обсадной трубе 20 ответвления, и имеет внешнюю кольцевую канавку 56, в которой установлено разрезное приводное кольцо 58 из металла с памятью формы. Узел 48 удерживается между кольцевым удерживающим кольцом 60 и кольцевым буртиком 62, сформированным на внешней поверхности обсадной тубы 20 ответвления. Удерживающее кольцо 60 может быть установлено на горячей посадке, привинчено, установлено с использованием шпонки или приварено к обсадной труде 20 ответвления. Приводное кольцо 52 принимает сокращенную в осевом направлении конфигурацию при температуре ниже определенной температуры перехода и расширенную в осевом направлении конфигурацию при температуре выше температуры перехода. Разрезное приводное кольцо 58 принимает сокращенную в радиальном направлении конфигурацию при температуре ниже определенной температуры перехода и расширенную в радиальном направлении конфигурацию при температуре выше температуры перехода. Кольцевая канавка 64 сформирована в отверстии 26 ответвления, в которую узел 48 входит с некоторым осевым и радиальным зазором, когда приводные кольца 52, 58 имеют температуру ниже их температуры перехода. Если приводные кольца 52, 58 имеют температуру выше их температуры перехода, запорное кольцо 50 прижимается к буртику 62 расширенным в осевом направлении приводным кольцом 52, и посадочное кольцо 54 центрируется в отверстии ответвления, радиально расширенном приводным кольцом 58. Температура перехода приводных колец 52, 58 выбирается несколько ниже, чем температура перехода стержней 40.FIG. 4, in addition, a shut-off and centering assembly 48 is shown mounted between the branch opening 26 and the branching casing 20, the assembly 48 comprising a self-expanding locking ring 50 which is mounted on a metal memory actuator ring 52, which, in turn, mounted on a conical landing ring 54. The landing ring 54 abuts against the annular shoulder 55 formed on the casing 20 of the branch and has an outer annular groove 56 in which a split driving ring 58 of metal with a memory is installed forms. The node 48 is held between the annular retaining ring 60 and the annular shoulder 62, formed on the outer surface of the casing tube 20 branches. The retaining ring 60 can be installed on a hot fit, screwed, mounted using a key or welded to the casing 20 of the branch. The drive ring 52 adopts an axially contracted configuration at a temperature below a certain transition temperature and an axially expanded configuration at a temperature above the transition temperature. The cutting drive ring 58 adopts a radially reduced configuration at a temperature below a certain transition temperature and a radially expanded configuration at a temperature above the transition temperature. An annular groove 64 is formed in the opening 26 of the branch into which the node 48 enters with some axial and radial clearance when the driving rings 52, 58 have a temperature below their transition temperature. If the drive rings 52, 58 have a temperature above their transition temperature, the closure ring 50 presses against the shoulder 62 with an axially extended drive ring 52, and the seat ring 54 is centered in the branch hole, radially expanded by the drive ring 58. The transition temperature of the drive rings 52, 58 is chosen slightly lower than the transition temperature of the rods 40.
При нормальной работе системы 1 бурится основной ствол 3 скважины и основная обсадная труба 16 с соединительным элементом 22 обсадной трубы, установленным в ней, опускается и цементируется в основном стволе 3 скважины. При процедуре установки и цементирования нижний конец отверстия 26 ответвления закрыт пробкой (не показана), которая может высверливаться. Затем в основной обсадной трубе 16 и в соединительном элементе 22 обсадной трубы устанавливается скважинный отклонитель (не показан) так, что он направляет колонну бурильных труб (не показана) в отверстие 26 ответвления. Удаляемый защитный вкладыш (не показан) временно устанавливается в отверстии 26 ответвления для предотвращения контакта колонны бурильных труб с поверхностью отверстия 26 ответвления. Колонна бурильных труб затем опускается через основную обсадную трубу 16 и направляется скважинным отклонителем в отверстие 26 ответвления. Колонна бурильных труб вращается так, что высверливается пробка и далее производится бурение ствола 18 скважины ответвления. После завершения операции бурения защитный вкладыш удаляется из отверстия 26 ответвления и обсадная труба 20 ответвления опускается через основную обсадную трубу 16 и направляется скважинным отклонителем (или любыми другими подходящими средствами направления) в ствол 18 скважины ответвления до тех пор, пока саморасширяющееся запорное кольцо 50 не защелкнется в кольцевом пазу 64. Обсадная труба ответвления удерживается посадочным кольцом 54 и буртиком 55.During normal operation of the system 1, the main wellbore 3 is drilled and the main casing 16 with the casing connecting element 22 installed therein is lowered and cemented in the main wellbore 3. During the installation and cementing procedure, the lower end of the branch hole 26 is closed with a plug (not shown) that can be drilled. A downhole diverter (not shown) is then installed in the main casing 16 and in the casing connecting element 22, so that it guides the drill string (not shown) into the tap hole 26. Removable protective liner (not shown) is temporarily installed in the branch hole 26 to prevent the drill string from contacting the surface of the branch hole 26. The drill string is then lowered through the main casing 16 and directed by the borehole diverter into the branch hole 26. The drill pipe string rotates so that a plug is drilled and then the wellbore 18 of the branch well is drilled. Upon completion of the drilling operation, the protective liner is removed from the branch hole 26 and the casing 20 of the branch is lowered through the main casing 16 and guided by the borehole diverter (or any other suitable means of direction) into the branch well 18 until the self-expanding closure ring 50 clicks in the annular groove 64. The casing branch pipe is held by the seat ring 54 and the collar 55.
Устройство 30 уплотнения опускают через основную обсадную трубу 16 и направляют в отверстие 26 ответвления, благодаря чему кольцевой корпус 34 входит в кольцевое пространство 28 до тех пор, пока запорная гайка 42 не достигнет верхнего конца обсадной трубы 20 ответвления. Запорная гайка 42 затем навинчивается на обсадную трубу ответвления с использованием подходящего инструмента установки (не показан), при этом подшипник 44 позволяет кольцевому корпусу 34 не вращаться при вращении запорной гайки. Благодаря конструкции уплотнительного устройства 30 клин 38 и уплотнительные кольца 36а, 36Ь точно устанавливаются в кольцевом пространстве 28. Обратное выполнение вышеупомянутой процедуры с использованием установочного инструмента позволяет удалять уплотнительное устройство 30 из кольцевого пространства 28, например, для установки нового уплотнителя.The sealing device 30 is lowered through the main casing 16 and guided into the branch hole 26, whereby the annular body 34 fits into the annular space 28 until the locking nut 42 reaches the upper end of the branch casing 20. The locking nut 42 is then screwed onto the branching casing using a suitable installation tool (not shown), while the bearing 44 allows the annular body 34 not to rotate when the locking nut is rotated. Due to the design of the sealing device 30, the wedge 38 and sealing rings 36a, 36b are precisely installed in the annular space 28. Reversely performing the above procedure using the installation tool allows the sealing device 30 to be removed from the annular space 28, for example, to install a new sealing element.
Нагревательное устройство (не показано) опускают через основную обсадную трубу 16 и направляют в отверстие 26 ответвления. Тепло передается от нагревательного устройства на элементы 52, 58 и 40 из металла с памятью формы. После достижения соответствующей температуры перехода приводное кольцо 52 расширяется в осевом направлении и приводное кольцо 58 расширяется в радиальном направлении, запирая в осевом направлении и устанавливая по центру обсадную трубу 20 ответвления в отверстии 26 ответвления. Стержни 40 сокращаются в осевом направлении при достижении соответствующей температуры перехода и, таким образом, втягивают клин 38 между уплотнительными кольцами 36а, 36Ь, благодаря чему кольцо 36а прижимается к поверхности 26 ответвления и кольцо 36Ь прижимается к внешней поверхности обсадной трубы 20 ответвления так, что формируется уплотнение типа металл-к-металлу между отверстием 26 ответвления и обсадной трубой 20 ответвления. Клин 38 запирается кольцами 36а, 36Ь благодаря зубчатым поверхностям контакта между клином 38 и кольцами 36а, 36Ь. После того как нагревающее устройство выключается и температура стрежней 40 падает ниже их температуры перехода, стержни расширяются в осевом направлении через соответствующие отверстия 41 клина 38, в то время как клин остается соединенным с уплотнительными кольцами. Между обсадной трубой 20 ответвления и отверстием 18 ответвления закачивается цемент для формирования слоя 24, который уплотняет обсадную трубу ответвления в стволе 18 скважины ответвления.A heating device (not shown) is lowered through the main casing 16 and directed into the branch hole 26. Heat is transferred from the heating device to the elements 52, 58 and 40 of metal with shape memory. After the appropriate transition temperature is reached, the drive ring 52 expands axially and the drive ring 58 expands radially, locking axially and centering the branch pipe 20 in the tap hole 26. The rods 40 are axially contracted when the corresponding transition temperature is reached and thus a wedge 38 is drawn between the sealing rings 36a, 36b, whereby the ring 36a is pressed against the branch surface 26 and the ring 36b is pressed against the outer surface of the branching casing 20 so that a metal-to-metal seal between the opening 26 of the branch and the casing 20 of the branch. The wedge 38 is locked by rings 36a, 36b due to the toothed contact surfaces between the wedge 38 and rings 36a, 36b. After the heating device is turned off and the temperature of the rods 40 drops below their transition temperature, the rods expand axially through the corresponding holes 41 of the wedge 38, while the wedge remains connected to the sealing rings. Between the casing 20 of the branch and the hole 18 of the branch is pumped cement to form a layer 24, which seals the casing of the branch in the barrel 18 of the branch well.
После завершения системы 1 ствола скважины выполняется добыча углеводородной жидкости, например природного газа под высоким давлением, из зоны 14 продуктивного пласта. Жидкость протекает из зоны 14 продуктивного пласта в основную обсадную трубу 16 и обсадную трубу 20 ответвления и через эти обсадные трубы в устье 5 скважины, из которого жидкость транспортируется далее в соответствующую установку обработки (не показана). Уплотнение типа металл-к-металлу, созданное устройством 30 уплотнения, предотвращает утечку жидкости через кольцевое пространство 28 в слой 9 перекрывающих отложений. Слои 17 и 24 цемента уплотняют основную обсадную трубу 16 и обсадную трубу 20 ответвления в их соответствующих стволах скважины так, что утечка газа из зоны 14 продуктивного пласта вдоль обсадных труб 16, 20 в слой 9 перекрывающих отложений также предотвращается. Таким образом, обеспечивается добыча газа через обсадные трубы 16, 20 без необходимости применения обычных лифтовых насоснокомпрессорных колонн и без риска утечки газа из зоны 14 продуктивного пласта в слой 9 перекрывающих отложений.After the completion of the wellbore system 1, hydrocarbon liquids, such as high pressure natural gas, are extracted from the zone 14 of the reservoir. The fluid flows from the zone 14 of the productive formation into the main casing 16 and the casing 20 of the branch and through these casing to the wellhead 5 of the well, from which the liquid is transported further to the appropriate treatment unit (not shown). A metal-to-metal type seal created by compaction device 30 prevents fluid from escaping through the annulus 28 into the layer of 9 overburden. The cement layers 17 and 24 seal the main casing 16 and the casing 20 branches in their respective boreholes so that gas leakage from the zone 14 of the productive formation along the casing 16, 20 into the layer 9 of the overlying sediments is also prevented. Thus, gas production is ensured through casing pipes 16, 20 without the need to use conventional elevator pump-compressor columns and without the risk of gas leaking from the zone 14 of the reservoir into the layer 9 of overlapping sediments.
Другое преимущество системы в соответствии с настоящим изобретением состоит в возможности включения вторичного трубопровода, проходящего от устья скважины (в который ус танавливается выдувной противовыбросовый превентор) через основную обсадную трубу и в отверстие ответвления соединительного элемента обсадной трубы, так что он будет установлен герметично по отношению к указанному основному отверстию. Вторичный трубопровод может представлять собой, например, эксплуатационный трубопровод углеводородной жидкости, предназначенный для отдельной добычи углеводородной жидкости через ствол скважины ответвления и основной ствол скважины, например, в случае высокого значения разности гидростатического давления между основным стволом скважины и стволом скважины ответвления. В качестве альтернативы вторичный трубопровод может представлять собой сервисный хвостовик, предназначенный для направления инструмента ствола скважины от поверхности земли в ствол скважины ответвления, такого как колонна бурильных труб, предназначенная для дальнейшего бурения ствола скважины ответвления. Преимущество применения такого сервисного хвостовика состоит в том, что добыча жидкости через основной ствол скважины продолжается во время выполнения работ по бурению в стволе скважины ответвления при выполнении работы с помощью сервисного хвостовика, который изолирует такую работу от остальной части основного ствола скважины и других стволов скважины ответвления.Another advantage of the system in accordance with the present invention is the possibility of including a secondary pipeline passing from the wellhead (into which a blowout blowout preventer is installed) through the main casing and into the branch hole of the casing connecting element, so that it will be installed tightly specified main hole. The secondary pipeline may be, for example, a hydrocarbon fluid production pipeline designed to separate the production of hydrocarbon liquids through the branch wellbore and main wellbore, for example, in the case of a high hydrostatic pressure difference between the main wellbore and the branch wellbore. Alternatively, the secondary pipeline may be a utility shank for guiding the tool of the wellbore from the ground to a branch wellbore such as a drill string intended for further drilling of the branch wellbore. The advantage of using such a service liner is that fluid production through the main wellbore continues during the execution of drilling operations in the wellbore branch when performing work using a service liner that isolates such work from the rest of the primary wellbore and other wellbore branches .
Вторичный трубопровод предпочтительно имеет механизм защелки, который защелкивается в отверстии ответвления.The secondary pipeline preferably has a latch mechanism that snaps into the branch hole.
В случае необходимости на обсадной трубе ответвления в части ее верхнего конца может быть установлен клапан управления потоком, который можно вытаскивать на поверхность с помощью вспомогательного каната или витого трубопровода. Клапан управления потоком управляет потоком углеводородной жидкости через обсадную трубу ответвления и работает под управлением телеметрической аппаратуры или с использованием определенного свойства управляемой жидкости.If necessary, a flow control valve can be installed on the casing of the branch in part of its upper end, which can be pulled to the surface using an auxiliary cable or a twisted pipeline. The flow control valve controls the flow of the hydrocarbon fluid through the branching casing and operates under the control of telemetry equipment or using a specific property of the controlled fluid.
Кроме того, в части дальнего конца обсадной трубы ответвления может быть установлен предохранительный клапан, который работает под управлением аппаратуры телеметрии или с использованием свойства управляемой жидкости, например определенной величины разности гидростатического давления на предохранительном клапане.In addition, a safety valve can be installed at the far end of the branching casing, which operates under the control of telemetry equipment or using the properties of a controlled fluid, for example, a certain value of the difference in hydrostatic pressure on the safety valve.
Клапан управления потоком и предохранительный клапан имеют обходной канал обратного потока, который позволяет сформировать обратный поток жидкости при возникновении определенной разности обратного гидростатического давления на клапане.The flow control valve and the safety valve have a reverse flow bypass channel, which allows you to create a reverse flow of fluid when a certain difference in the back hydrostatic pressure occurs on the valve.
На фиг. 5 изображено анкерное устройство 68, установленное в трубопроводе 70, который установлен в стволе скважины (не показан) и имеет продольную ось 71. Анкерное устройство может расширяться в радиальном направлении по отношению к трубопроводу 70 из сокращенного состояния, при котором устройство 68 располагается на определенном расстоянии по радиусу от трубопровода 70, в расширенное состояние, в котором устройство 68 расширяется в радиальном направлении по отношению к трубопроводу 70. Анкерное устройство 68 включает цилиндрический корпус 72, который продольно входит в трубопровод 70, и радиально деформируемые кольцевые анкеры 74, 76, которые установлены на противоположных торцах цилиндрического корпуса 72. Клинообразное кольцевое расширительное кольцо 78 устанавливается между анкером 74, и аналогичное расширительное кольцо 80 устанавливается внутри анкера 76. Расширительные кольца 78, 80 взаимно соединены множеством расположенных на определенном расстоянии друг от друга по окружности стержней 82, выполненных из металла с памятью формы. Каждый стержень 82 проходит через соответствующее отверстие 84, сформированное в расширителе 78, и имеет Тобразную головку 86 на внешнем конце отверстия 84, и соединен с расширителем 80 с помощью резьбового соединения 88. Поверхность контакта между расширительным кольцом 78 и анкером 74 и поверхность контакта между расширительным кольцом 80 и анкером 76 выполнены зубчатыми так, что они запирают расширительные кольца 78, 80 на соответствующих анкерах 74, 76 при осевом движении по направлению внутрь расширительных колец 78, 80. Стержни 82 преобразуют свою конфигурацию из расширенной, когда их температура ниже определенной температуры перехода, в сжатую конфигурацию при температуре выше определенной температуры. В расширенной конфигурации стержни 82, расширительные кольца 78, 80 расположены на исходном расстоянии вдоль оси, благодаря чему анкеры 74, 76 расположены на определенном расстоянии по радиусу от внутренней поверхности трубопровода 70. При преобразовании стержней 82 в сокращенную конфигурацию стержни 82 стягивают в осевом направлении расширительные кольца 78, 80 по направлению друг к другу так, что анкеры 74, 76 деформируются радиально по направлению к внутренней поверхности трубопровода 70 и, таким образом, запираются на трубопроводе 70.FIG. 5 depicts an anchor device 68 installed in a pipeline 70 that is installed in a wellbore (not shown) and has a longitudinal axis 71. The anchor device may expand radially relative to the pipeline 70 from a reduced state in which the device 68 is located at a certain distance radially from conduit 70 to an expanded state in which device 68 expands radially relative to conduit 70. Anchor device 68 includes a cylindrical body 72, which is odno enters the pipeline 70, and radially deformable ring anchors 74, 76, which are mounted on opposite ends of the cylindrical body 72. A wedge-shaped annular expansion ring 78 is installed between the anchor 74, and a similar expansion ring 80 is installed inside the anchor 76. The expansion rings 78, 80 are mutually connected by a set located at a certain distance from each other along the circumference of the rods 82, made of metal with shape memory. Each rod 82 passes through a corresponding hole 84 formed in the expander 78, and has a Shaped head 86 at the outer end of the hole 84, and is connected to the expander 80 by means of a threaded connection 88. The contact surface between the expansion ring 78 and the anchor 74 and the contact surface between the expansion ring 80 and the anchor 76 are serrated so that they lock the expansion rings 78, 80 on the corresponding anchors 74, 76 when axially moving inward towards the expansion rings 78, 80. The rods 82 transform their figuration in the extended, when their temperature is below a certain transition temperature to a compressed configuration at a temperature above a certain temperature. In the extended configuration, the rods 82, expansion rings 78, 80 are located at the initial distance along the axis, so that the anchors 74, 76 are located at a certain distance along the radius from the inner surface of the pipeline 70. When the rods 82 are converted into a shortened configuration, the rods 82 tighten in the axial direction rings 78, 80 towards each other so that the anchors 74, 76 are deformed radially towards the inner surface of the pipeline 70 and, thus, locked in the pipeline 70.
При нормальной работе нагреватель опускают в цилиндрический корпус 72 и включают так, что он повышает температуру стержней 82 до температуры перехода, после чего стержни сокращаются так, что они стягивают расширительные кольца 78, 80 по направлению друг к другу и, таким образом, радиально расширяют анкеры 74, 76 по направлению к внутренней поверхности трубопровода 70. Расширительные кольца 78, 80 запираются на соответствующих анкерах 74, 76 благодаря зазубренным поверхностям контакта. Стержни 82 могут свободно расширяться через отверстия 84, когда температура стержней опять падает ниже температуры перехода.During normal operation, the heater is lowered into the cylindrical body 72 and turned on so that it raises the temperature of the rods 82 to the transition temperature, after which the rods are cut so that they extend the expansion rings 78, 80 towards each other and thus radially expand the anchors 74, 76 towards the inner surface of the pipeline 70. Expansion rings 78, 80 are locked at the respective anchors 74, 76 due to the jagged contact surfaces. The rods 82 can freely expand through the openings 84 when the temperature of the rods again drops below the transition temperature.
Как видно на фиг. 1-5, вместо эксплуатации одной зоны продуктивного пласта основным стволом скважины и стволом скважины ответвления, эти стволы скважин могут эксплуатировать отдельные зоны продуктивного пласта, расположенные на определенном расстоянии друг от друга.As seen in FIG. 1-5, instead of operating one productive zone, the main wellbore and the branch wellbore, these wellbores may operate separate zones of the productive formation that are located at a certain distance from each other.
Вышеприведенное подробное описание относится к основному стволу скважины и одному стволу скважины ответвления для простоты описания. Очевидно, что настоящее изобретение может таким же образом применяться для множества стволов скважин ответвления.The above detailed description relates to the main wellbore and one wellbore branch for ease of description. Obviously, the present invention can be applied in the same manner to a plurality of wellbore branches.
Вместо выполнения соединительного элемента обсадной трубы в виде монолитной структуры, он может быть выполнен в виде сборной формы, составленной из отдельных частей. Кроме того, поперечное сечение соединительного элемента вместо круглого может быть эллиптическим или многоугольным.Instead of making the casing connecting element in the form of a monolithic structure, it can be made in the form of a team form made up of separate parts. In addition, the cross-section of the connecting element instead of round may be elliptical or polygonal.
Кроме того, вместо элементов из металла с памятью формы, которые необходимо нагревать для достижения температуры перехода, могут применяться такие элементы из металла с памятью формы, которые необходимо охлаждать для достижения их соответствующих температур перехода. В этом случае вместо нагревательного устройства в систему ствола скважины опускается устройство охлаждения.In addition, instead of metal elements with shape memory that need to be heated to reach the transition temperature, such elements from metal with shape memory can be used that need to be cooled to achieve their respective transition temperatures. In this case, instead of a heating device, a cooling device is lowered into the wellbore system.
Claims (15)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP98710015 | 1998-11-04 | ||
| PCT/EP1999/008689 WO2000026501A1 (en) | 1998-11-04 | 1999-11-01 | Wellbore system including a conduit and an expandable device |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200100495A1 EA200100495A1 (en) | 2001-10-22 |
| EA003241B1 true EA003241B1 (en) | 2003-02-27 |
Family
ID=8235886
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200100495A EA003241B1 (en) | 1998-11-04 | 1999-11-01 | Wellbore system including a conduit and an expandable device |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1133617B1 (en) |
| CN (1) | CN1258635C (en) |
| AU (1) | AU757221B2 (en) |
| BR (1) | BR9915064A (en) |
| CA (1) | CA2349188C (en) |
| DE (1) | DE69920261T2 (en) |
| EA (1) | EA003241B1 (en) |
| EG (1) | EG22610A (en) |
| GC (1) | GC0000080A (en) |
| ID (1) | ID29483A (en) |
| NO (1) | NO320696B1 (en) |
| OA (1) | OA11798A (en) |
| WO (1) | WO2000026501A1 (en) |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GC0000136A (en) | 1999-08-09 | 2005-06-29 | Shell Int Research | Multilateral wellbore system. |
| US6530431B1 (en) | 2000-06-22 | 2003-03-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Screen jacket assembly connection and methods of using same |
| US6412565B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-07-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable screen jacket and methods of using same |
| US6494261B1 (en) | 2000-08-16 | 2002-12-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and methods for perforating a subterranean formation |
| US6543545B1 (en) | 2000-10-27 | 2003-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
| US20040011534A1 (en) | 2002-07-16 | 2004-01-22 | Simonds Floyd Randolph | Apparatus and method for completing an interval of a wellbore while drilling |
| US6568472B1 (en) | 2000-12-22 | 2003-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for washing a borehole ahead of screen expansion |
| KR100779340B1 (en) † | 2001-04-26 | 2007-11-23 | "알바크" 투넬아우스바우 게젤샤프트 엠베하 | Method and device for drilling a hole and for securing an anchorage in a bore hole |
| WO2003029614A2 (en) * | 2001-09-28 | 2003-04-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Tool and method for measuring properties of an earth formation surrounding a borehole |
| US20030070811A1 (en) | 2001-10-12 | 2003-04-17 | Robison Clark E. | Apparatus and method for perforating a subterranean formation |
| US6681862B2 (en) | 2002-01-30 | 2004-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for reducing the pressure drop in fluids produced through production tubing |
| US6854521B2 (en) | 2002-03-19 | 2005-02-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for creating a fluid seal between production tubing and well casing |
| US6772841B2 (en) | 2002-04-11 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable float shoe and associated methods |
| US6863130B2 (en) | 2003-01-21 | 2005-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layer deformable composite construction for use in a subterranean well |
| US7886831B2 (en) | 2003-01-22 | 2011-02-15 | Enventure Global Technology, L.L.C. | Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member |
| US7712522B2 (en) | 2003-09-05 | 2010-05-11 | Enventure Global Technology, Llc | Expansion cone and system |
| US7225875B2 (en) | 2004-02-06 | 2007-06-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-layered wellbore junction |
| FI117108B (en) | 2004-02-10 | 2006-06-15 | Crane John Safematic Oy | Mechanical shaft seal device |
| US7819185B2 (en) | 2004-08-13 | 2010-10-26 | Enventure Global Technology, Llc | Expandable tubular |
| US7320366B2 (en) | 2005-02-15 | 2008-01-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Assembly of downhole equipment in a wellbore |
| US8360161B2 (en) * | 2008-09-29 | 2013-01-29 | Frank's International, Inc. | Downhole device actuator and method |
| US8528646B2 (en) * | 2011-04-14 | 2013-09-10 | Vetco Gray Inc. | Broken pipe blocker |
| US9000296B2 (en) | 2013-06-21 | 2015-04-07 | Baker Hughes Incorporated | Electronics frame with shape memory seal elements |
| US9512701B2 (en) | 2013-07-12 | 2016-12-06 | Baker Hughes Incorporated | Flow control devices including a sand screen and an inflow control device for use in wellbores |
| US9828837B2 (en) | 2013-07-12 | 2017-11-28 | Baker Hughes | Flow control devices including a sand screen having integral standoffs and methods of using the same |
| US9926772B2 (en) | 2013-09-16 | 2018-03-27 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods for selectively treating production zones |
| AU2014318416B2 (en) | 2013-09-16 | 2018-12-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for locating a particular location in a wellbore for performing a wellbore operation |
| US10465461B2 (en) | 2013-09-16 | 2019-11-05 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Apparatus and methods setting a string at particular locations in a wellbore for performing a wellbore operation |
| US9574408B2 (en) | 2014-03-07 | 2017-02-21 | Baker Hughes Incorporated | Wellbore strings containing expansion tools |
| US9879501B2 (en) | 2014-03-07 | 2018-01-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Multizone retrieval system and method |
| US10196880B2 (en) | 2014-12-29 | 2019-02-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral junction with wellbore isolation |
| GB2548026B (en) | 2014-12-29 | 2021-01-20 | Halliburton Energy Services Inc | Multilateral junction with wellbore isolation using degradable isolation components |
| CN107313739B (en) * | 2017-09-06 | 2020-07-17 | 成都百胜野牛科技有限公司 | Fluid separation device, well structure, and method for producing oil or natural gas |
| CN108979583B (en) * | 2018-07-12 | 2020-11-17 | 福州宇卓科技有限公司 | Sidetracking well layering and segmenting cementing device and using method |
| CN109114675B (en) * | 2018-11-05 | 2024-05-14 | 珠海格力电器股份有限公司 | Air conditioning equipment and air duct machine |
| WO2020171825A1 (en) * | 2019-02-22 | 2020-08-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | An expanding metal sealant for use with multilateral completion systems |
| US11898438B2 (en) | 2019-07-31 | 2024-02-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to monitor a metallic sealant deployed in a wellbore, methods to monitor fluid displacement, and downhole metallic sealant measurement systems |
| US11519239B2 (en) | 2019-10-29 | 2022-12-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Running lines through expandable metal sealing elements |
| GB2604775A (en) * | 2019-12-10 | 2022-09-14 | Halliburton Energy Services Inc | High-pressure multilateral junction with mainbore and lateral access and control |
| US11761290B2 (en) | 2019-12-18 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal sealing elements for a liner hanger |
| US11499399B2 (en) | 2019-12-18 | 2022-11-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reducing metal elements for liner hangers |
| US11761293B2 (en) | 2020-12-14 | 2023-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer assemblies, downhole packer systems, and methods to seal a wellbore |
| US11578498B2 (en) | 2021-04-12 | 2023-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable metal for anchoring posts |
| US11879304B2 (en) | 2021-05-17 | 2024-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reactive metal for cement assurance |
| US20220389791A1 (en) * | 2021-06-07 | 2022-12-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sleeve with flow control orifices |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4515213A (en) * | 1983-02-09 | 1985-05-07 | Memory Metals, Inc. | Packing tool apparatus for sealing well bores |
| US4588030A (en) * | 1984-09-27 | 1986-05-13 | Camco, Incorporated | Well tool having a metal seal and bi-directional lock |
| US4588029A (en) * | 1984-09-27 | 1986-05-13 | Camco, Incorporated | Expandable metal seal for a well tool |
| GB8820608D0 (en) * | 1988-08-31 | 1988-09-28 | Shell Int Research | Method for placing body of shape memory within tubing |
| US5215145A (en) * | 1992-02-14 | 1993-06-01 | Baker Hughes Incorporated | Wedge-set sealing flap for use in subterranean wellbores |
| US5253705A (en) * | 1992-04-09 | 1993-10-19 | Otis Engineering Corporation | Hostile environment packer system |
| US5318122A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
-
1999
- 1999-11-01 WO PCT/EP1999/008689 patent/WO2000026501A1/en active IP Right Grant
- 1999-11-01 DE DE69920261T patent/DE69920261T2/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-11-01 EP EP99971485A patent/EP1133617B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-11-01 CN CN 99812967 patent/CN1258635C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-11-01 BR BR9915064-6A patent/BR9915064A/en not_active IP Right Cessation
- 1999-11-01 AU AU13828/00A patent/AU757221B2/en not_active Ceased
- 1999-11-01 CA CA002349188A patent/CA2349188C/en not_active Expired - Fee Related
- 1999-11-01 EA EA200100495A patent/EA003241B1/en not_active IP Right Cessation
- 1999-11-01 OA OA1200100109A patent/OA11798A/en unknown
- 1999-11-01 ID IDW00200100999Q patent/ID29483A/en unknown
- 1999-11-02 GC GCP1999354 patent/GC0000080A/en active
- 1999-11-02 EG EG137899A patent/EG22610A/en active
-
2001
- 2001-05-03 NO NO20012189A patent/NO320696B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20012189D0 (en) | 2001-05-03 |
| GC0000080A (en) | 2004-06-30 |
| WO2000026501A1 (en) | 2000-05-11 |
| NO20012189L (en) | 2001-07-02 |
| DE69920261T2 (en) | 2005-01-20 |
| DE69920261D1 (en) | 2004-10-21 |
| CN1258635C (en) | 2006-06-07 |
| OA11798A (en) | 2005-08-10 |
| CA2349188C (en) | 2008-08-05 |
| EA200100495A1 (en) | 2001-10-22 |
| EG22610A (en) | 2003-05-31 |
| NO320696B1 (en) | 2006-01-16 |
| AU757221B2 (en) | 2003-02-06 |
| ID29483A (en) | 2001-08-30 |
| BR9915064A (en) | 2001-07-31 |
| CA2349188A1 (en) | 2000-05-11 |
| EP1133617A1 (en) | 2001-09-19 |
| CN1325478A (en) | 2001-12-05 |
| AU1382800A (en) | 2000-05-22 |
| EP1133617B1 (en) | 2004-09-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA003241B1 (en) | Wellbore system including a conduit and an expandable device | |
| US11028657B2 (en) | Method of creating a seal between a downhole tool and tubular | |
| US9920588B2 (en) | Anchoring seal | |
| US7490676B2 (en) | Method and system for tubing a borehole in single diameter | |
| CN106574492B (en) | Multilateral well system | |
| RU2606479C2 (en) | Completion of well | |
| US7861791B2 (en) | High circulation rate packer and setting method for same | |
| US7306033B2 (en) | Apparatus for isolating zones in a well | |
| US3581817A (en) | Tensioned well bore liner and tool | |
| US20120205091A1 (en) | Stage tool | |
| EA032493B1 (en) | Crossover joint for connecting eccentric flow paths to concentric flow paths | |
| US3492026A (en) | Well bore casing hanger apparatus | |
| US9587460B2 (en) | System and method for deploying a casing patch | |
| GB2316966A (en) | An inflatable packer | |
| EA003010B1 (en) | Drilling and completion system for multilateral wells | |
| US11215021B2 (en) | Anchoring and sealing tool | |
| US3378078A (en) | Well tools | |
| US3606923A (en) | Subsurface well apparatus | |
| US10145201B2 (en) | Retrievable cement bushing system and methodology | |
| US20230151711A1 (en) | System and method for use of a stage cementing differential valve tool | |
| US11795778B2 (en) | Swaged in place continuous metal backup ring | |
| AU2015255258B2 (en) | Well completion | |
| NO347015B1 (en) | Tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |