NO319196B1 - Fremgangsmate for utforing av en onsket operasjon nede i et bronnhull - Google Patents
Fremgangsmate for utforing av en onsket operasjon nede i et bronnhull Download PDFInfo
- Publication number
- NO319196B1 NO319196B1 NO19985099A NO985099A NO319196B1 NO 319196 B1 NO319196 B1 NO 319196B1 NO 19985099 A NO19985099 A NO 19985099A NO 985099 A NO985099 A NO 985099A NO 319196 B1 NO319196 B1 NO 319196B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- wellbore
- drilling
- well
- access
- branch
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 38
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 10
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 133
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 133
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 89
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 63
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 38
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 37
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 37
- 239000000463 material Substances 0.000 description 22
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 15
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 3
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- -1 oil and gas Chemical class 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 2
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 description 1
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000006735 deficit Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012625 in-situ measurement Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 210000003127 knee Anatomy 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N octane Chemical compound CCCCCCCC TVMXDCGIABBOFY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B04—CENTRIFUGAL APPARATUS OR MACHINES FOR CARRYING-OUT PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES
- B04B—CENTRIFUGES
- B04B1/00—Centrifuges with rotary bowls provided with solid jackets for separating predominantly liquid mixtures with or without solid particles
- B04B1/04—Centrifuges with rotary bowls provided with solid jackets for separating predominantly liquid mixtures with or without solid particles with inserted separating walls
- B04B1/08—Centrifuges with rotary bowls provided with solid jackets for separating predominantly liquid mixtures with or without solid particles with inserted separating walls of conical shape
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B04—CENTRIFUGAL APPARATUS OR MACHINES FOR CARRYING-OUT PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES
- B04B—CENTRIFUGES
- B04B5/00—Other centrifuges
- B04B5/12—Centrifuges in which rotors other than bowls generate centrifugal effects in stationary containers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/18—Pipes provided with plural fluid passages
-
- 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or 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
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- 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
- E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
- E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
- E21B47/14—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling using acoustic waves
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Devices For Checking Fares Or Tickets At Control Points (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Bipolar Transistors (AREA)
- Bipolar Integrated Circuits (AREA)
Description
1. Område for oppfinnelsen
Denne oppfinnelsen angår generelt brønnboringskonstruksjon og mer nøy-aktig fremgangsmåte for forming av ffergrenede eller multilaterale brønnboringer fra en eller flere adkomstbrønnboringer. Minst en adkomstbørnnboring er formet vesentlig i ikke-produserende underjordiske formasjoner. Denne oppfinnelsen angår også fremgangsmåte for å utnytte slike brønnboringer, innbefattende utnyttelse av grenbrønnboringene for lagring av forskjellige anordninger og materialer for å utføre visse operasjoner i grenbrønnboringene. Denne oppfinnelsen angår videre apparat og fremgangsmåte for transport av utstyr og materiale fra et kildested til en ønsket brønnboring eller mellom forskjellige brønnboringer.
2. Teknikkens bakgrunn
For å oppnå hydrokarboner slik som olje og gass, er brønnboringer (også referert til som borehull) boret fra en eller flere overflatesteder til hydrokarbonbærende underjordiske geologiske strata etler formasjoner (også referert til innen in-dustrien som reservoarene). En stor andel av den nåværende boreaktiviteten in-volverer boring av høyt avvikende og/elter vesentlig horisontale brønnboringer som strekker seg gjennom reservoaret. For typisk å bore en horisontal brønnbo-ring inn i en ønsket formasjon, er brønnboringen boret fra en overfiatelokasjon vertikalt inn i jorden for en viss dybde. Ved en forhåndsbestemt dybde, er brønn-boringen anordnet med kne til en ønsket retning for på den måten å nå den ønskede formasjonen, som vanligvis er den målhydrokarbonbærende eller produserende formasjonen. Brønnboringen er boret horisontalt inn i den produserende formasjonen tit en ønsket lengde. Ytterligere kneanordnede brønnboringer fra den samme vertikale boringen er også boret i noen tilfeller. Noen horisontale borehull strekker seg flere tusen meter inn i reservoarene. I de fleste tilfeller er imidlertid en enkel horisontal brønnboring, generelt referert herved som den primære brønnbo-ring, hovedbrønnboring eller adkomstbørnnboring, boret for å utvinne hydrokarboner fra forskjellige steder innen reservoaret. Nylig har grenbrønnboringer fra ho-ved brønnboringen som strekker seg inn i utvalgte områder av den produserende formasjonen eller reservoaret blitt boret for å øke produksjonen av hydrokarboner fra reservoaret og/eller å maksimalisere den totale hydrokarbonutvinningen fra reservoaret. En slik grenbrønnboring er heri referert til som en lateral brønnboring og et flertall av slike grenbrønnboringer som strekker seg fra en brønnboring er referert til som multilaterale eller multigrenede brønnboringer.
Den primære brønnboringen og de multilaterale brønnboringene er generelt boret langs forhåndsbestemte brønnboringsbaner, som vanligvis er bestemt eller plottet basert på eksisterende data, slik som seismisk data og boredata som er tilgjengelig fra tidligere borede brønner i den samme e.I. formasjon. Oppløsning av slike data er relativt lav. For å bore slike brønnboringer, benytter operatører typisk en borestreng som inneholder en boreanordning og et antall av anordninger for måle-samtidig-med boring ("MWD"). Boreanordntngen er benyttet for å disintegre-re overflateformasjonene og MWD-anordningene er benyttet for å bestemme egenskapene av formasjonene og bestemme boreforholdene i brønnhullet. Ope-ratører benytter informasjonen for å justere boreretningen.
I mange tilfeller er det ønskelig å forme en primær brønnboring i en ikke-produserende formasjon og så bore gren eller laterale brønnboringer fra primær boringer inn i målformasjonen. I slike tilfeller er det meget ønskelig å plassere den primære brønnboringen langs en optimal brønnboringsbane som er ved en kjent avstand fra grensen av målformasjonene. Kjent teknikk benytter typisk seismiske data og tidligere brønnboringsdata for å bestemme banen for primærbrønnboring-en. Oppløsningen av slike data er relativt dårlig. Vaierline-verktøy kan utplasseres for å oppnå den nødvendige laggrenseinformasjon. Vaieriinesystemer krever stopping av boreoperasjonene for mange timer og er således ikke meget ønskelig. Ingen av de tidligere kjente systemer tilveiebringer in situ bestemmelse av plasseringen av grensen til de målproduserende formasjonene i forhold til brønnboringen som bores. Det er således ønskelig å bestemme relativt nøyaktig plasseringen av grensen til målformasjonen i forhold til primærbrønnboringen under boring av den primære brønnboringen. Slik informasjon kan så benyttes for å justere boreretningen for å forme brønnboringen langs en optimal brønnboirngsbane.
Som angitt ovenfor, tilveiebringer ikke nåværende boremetoder og systemer in situ midler for å bestemme posisjonen av målformasjonsslaggrensen i forhold til en primær brønnboring som er boret i en ikke-produserende formasjon fangs målformasjonen. Nåværende retningsboringssystemer benytter vanligvis en borestreng med en borkrone ved dens bunn som er rotert ved en rotor (vanligvis referert til som "slammotoren"). Et flertall av sensorer og MWD-anordninger er plassert i umiddelbar nærhet av borkronen for å måle visse bore, borehull og for-masjonsevalueirngsparametere. Typisk er sensorer for måling av brønnhullstem-peratur og trykk, azimuth og helningsmålingsanordninger og en formasjonsbe-standdelsmålingsanordning anvendt for å bestemme borstrengen og borehuilrela-terte parametere. Ingen av disse systemene tillater imidlertid boring av en ad-komstbrønnboring ved en kjent avstand fra brønnboringen som er bestemt og justert, idet adkomstbrønnboringen bores.
US patent søknad serie nr. 60/010.652, innlevert 26. januar 1996, som er assignert til assignatoren av den foreliggende søknad, tilveiebringer et system for boring av borehull hvori brønnhullsundersammenstillingen innbefatter et akustisk MWD-system hvor et første sett av akustiske sensorer er benyttet for å bestemme de akustiske hastighetene av borehullsformasjonene under boring og et andre sett av akustiske sensorer for å bestemme laggrenseinformasjon basert på forma-sjonssakustiske hastigheter målt nede i brønnhullet. Isolatorer mellom transmitter-ne og deres tilhørende mottakere tjener til å redusere legemebølgen og rørbøl-geeffektene. Den foreliggende oppfinnelse utnytter fortrinnsvis systemet omtalt i US patent søknad serie nr. 60/010.652 for å bestemme plasseringen av laggrensene rundt primærbrønnboringen, innbefattende laggrensene til målereservoaret i forhold til primærbrønnboringen under boring av adkomstbrønnboringen. Boreretningen eller banen av primærbrønnboringen er justert basert på laggrenseinformasjonen for å plassere primærbrønnboringen ved optimal avstand fra målformasjonen. Siden plasseringen av primærbrønnboringen er relativt nøyaktig kjent i forhold til tilstøtende formasjoner, muliggjør det boring av grenbrønnboringer langs optimale baner inne i målformasjonen og de ikke produserende formasjonene.
I de tidligere kjente brønnboringer, er et antall anordninger plassert for å tilrettelegge produksjon av hydrokarboner og utføre brønnoverhalingsbetjeninger. Slike anordninger okkuperer rommet i primærbrønnboringen, som kan utnyttes for å forbedre den totale effektiviteten av brønnboringssystemet. Slike primære brønnboringer er kostbare å konstruere, er relativt ineffektive for å transportere hydrokarboner og er forhindrende hvis større brønnoverhaling er påkrevet etter kompletteringen av slike brønnboringer. Det er ønskelig å ha grenbrønnboringer for lagring av forskjellige typer utstyr og materialer nede i brønnhullet, innbefattende gjenvinnbare anordninger som kan være benyttet for å utføre brønnhullsopera-sjoner. Det er også ønskelig å etterlate primærbrønnboringen vesentlig fri for ethvert utstyr og materialer som kan være plassert på utsiden av hovedbrønnbor-ingen og å utnytte hovedbrønnboringen primært for transport av fluider under produksjonen av hydrokarboner. Dette kan være utført ved lagring av visse anordninger i lagringsbrønnboringen og ved installering av fluidstrømningsstyringsan-ordninger i sin helhet i de individuelle grenbrønnsboringene.
Det er vanlig praksis å forme en tetning rundt et område ved krysningen av primærbrønnboringen og grenbrønnboringene. Tetningen er vanligvis formet mellom de kryssende brønnboringene og formasjonen. Siden de tidligere kjente gren-brønnboringene er formet fra primærbrønnboringene plassert i de produserende formasjonene, er tetningene formet i sin helhet innen slike produserende formasjoner. Tetninger formet i de produserende formasjonene har en tendens til å være mindre slitesterke på grunn av at slike formasjoner typisk er relativt porøse og også på grunn av tilstedeværelsen av uttynnede hydrokarboner. Det er derfor ønskelig å forme slike tetninger i sin helhet innen de ikke-produserende formasjonene.
US patent søknad serie nr. 08/411.377 innlevert 27. mars 1996, og serie nr. 08/469.968 innlevert 6. juni 1995, begge assignert til assignatoren av denne søk-naden, omtaler forming av grenbrønnboringer fra en primærbrønnboring, hvori noen av grenbrønnboringen er boret på utsiden av de produserende formasjonene eller reservoarene for lagring av kjemikalier for lagring av hydrokarbonene nede i hullet og for reinjisering av vann inn i sekundærformasjoner. Stik brønnborings-konstruksjon løser noen av problemene med den ovenfor angitte tidligere brønn-boring. Disse fremgangsmåtene sørger imidlertid ikke for brønnboringer for lagring av gjenvinnbare anordninger deri, som kan benyttes nede i hullet ved et senere tidspunkt, slik som for å utføre kompletteringsoperasjoner, perforering, eller utfø-ring av brønnoverhalingsoppgaver eller overføring av visse kjemikalier fra slike lagringsbrønnboringer til andre lokaliteter nede i hullet under boring av grenbrønn-boringene eller ved et senere tidspunkt, slik som etter at hydrokarbonproduksjo-nen har startet. I tillegg sørger ikke slike brønnboringer for formingen av tetninger som ligger på utsiden av de produserende brønnboringene eller primærbrønnbo-ringene som er utnyttet primært for transport av fluider under produksjonsfasen.
WO A1 94/29568 omhandler en fremgangsmåte for forming av en brønnbo-ring og en fremgangsmåte for utføring av en ønsket operasjon nede i et brønnhull, omfattende å forme en primær brønnboring, og en grenbrønnboring for lagring av en opphentbar anordning som er tilpasset for å utføre brønnhullsoperasjoner.
Den foreliggende oppfinnelse adresserer de ovennevnte problemer forbun-det med formasjon og bruk av multilaterale brønnboringer og tilveiebringe fremgangsmåter for forming av multilaterale brønnboringer fra en primærbrønnboring som er formet vesentlig i en ikke-produserende formasjon. Avstanden mellom primærbrønnboringen og målformasjonene er bestemt under boring av primær-brønnboringen, fortrinnsvis ved akustiske midler. Borebanen til primærbrønnbo-ringen er forandret eller justert basert på in situ avstandsmålingene for å plassere primærbrønnboringen langs en optimal bane. Lateralbrønnboringene er boret fra primærbrønnboringen i de ikke-produserende formasjonene og de produserende formasjonene. Tetninger er formet ved krysningspunktet av de laterale brønnbo-ringene og primærbrønnboringen i sin helhet i den ikke-produserende formasjonen. Laterale brønnboringer er benyttet for en vantet av formål, innbefattende for lagring av utstyr og for prosessering og behandling av fluider nede i brønnhullet. Fluidstrømnings-styringsanordninger er plassert på utsiden av primærbrønnbo-ringen. Primærbrønnboringen er utnyttet primært for strømning av hydrokarbonene.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for utføring av en ønsket operasjon nede i et brønnhull, omfattende: (a) forming av en primærbørnnboring i jordformasjonen; (b) forming av en grenbrønnboring for lagring deri av en anordning som er tilpasset for å utføre den ønskede operasjonen; og
videre kjennetegnet ved at:
(c) en anordning transporteres ned i grenbrønnboringen for lagring deri, nevnte anordning tilpasses for å bli operert (i) fra et fjernt sted for å bevirke at den lagrede anordningen beveger seg fra grenbrønnboringen inn i den primære brønn-boringen for å utføre den ønskede brønnhuilsoperasjonen, (ii) som en selvdrevet anordning som beveger seg inn i og ut av grenbrønnboringen for å utføre den ønskede operasjonen nede i brønnhullet basert på programmerte instruksjoner fremskaffet til anordningen eller (c) som en selvstyrende anordning.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 2 og 3.
Eksempler på de viktigste trekk med oppfinnelsen har blitt oppsummert i heller bred grad for at den detaljerte beskrivelse derav som følger bedre kan for-stås, og for at bidragene til fagområdet kan verdsettes. Det er selvfølgelig ytterligere trekk med oppfinnelsen som vil beskrives heretter og som vil forme gjenstan-den for kravene som er vedføyd hertil.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
For detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse, skal referanse gjø-res til den følgende detaljerte beskrivelse av den foretrukne utførelsen, sett i forbindelse med de vedføyde tegningene, i hvilke like elementer har blitt gitt like nummer, hvori: Fig. 1 viser en skjematisk illustrasjon for forming av en adkomstbrønnboring i en ikke-produserende formasjonen idet plasseringen av mårformasjonene i forhold til adkomstbrønnboringen bestemmes. Fig. 2 er et skjematisk diagram som viser dannelsen av laterale brønnbo-ringer formet fra primær-adkomstbrønnboringen ved valgte plasser i de ikke-produserende og produserende formasjonene. Fig. 3 er et skjematisk diagram som viser dannelsen av tetninger ved krysningen av primærbrønnboringen og grenbrønnboringene som er plassert i sin helhet i en ikke-produserende formasjonen. Fig. 4 viser plasseringen av gjenvinnbare anordninger i en grenbrønnboring, kjemikalier i en separat grenbrønnboring og prosesseringsapparat i enda en annen separat grenbrønnboring, som derved muliggjør utnyttelse av adkomstbrønn-boringen primært og i sin helhet for strømning av fluider derigjennom. Fig. 5 er et skjematisk diagram som viser plasseringen av strømningssty-ringsapparat på utsiden av primærbrønnboringen. Fig. 6 er et skjematisk diagram som viser dannelsen av sammenkoplede adkomstbrønnboringer i en ikke-produserende og produserende formasjon, hvori laterale produksjonsbrønnboringer er formet fra adkomstbrønnboringen i den produserende formasjonen. Fig. 7 er et skjematisk diagram som viser en primær adkomstbrønnboring som unngår visse produserende formasjoner og som er boret i en viss produserende formasjon. Fig. 8A er et skjematisk diagram av primær adkomstbrønnboringen med et multi-konsentrisk rør for strømning av fluider derigjennom. Fig. 8B er et skjematisk diagram av primær adkomstbrønnboringen med flere rør plassert deri for strømning av fluider derigjennom. Fig. 9A er et skjematisk diagram av et transportsystem til bruk ved plassering av anordninger og materialer i grenbrønnboringene.
Fig. 9B er en side av transportsystemet i fig. 9B.
DETALJERT BESKRIVELSE AV FORETRUKNE UTFØRELSER
Generelt sørger den foreliggende oppfinnelse for fremgangsmåter og systemer for forming av multilaterale brønnboringer fra en eller flere primære ad-komstbrønnboringer. Fig. 1-5 illustrerer dannelsen av laterale brønnboringer fra en adkomstbrønnboring som er formet primært i en ikke-produserende formasjon. Fig. 6 og 7 illustrerer eksempler på dannelse av grenbrønnboringer fra adkomst-brønnboringer formet i både en ikke-produserende og en produserende formasjon. Grenbrønnboringer laget fra en enkel adkomstgrenboring er først beskrevet etterfulgt av dannelsen av grenbrønnboringer fra flere adkomstbrønnboringer. Apparat og fremgangsmåte for transport av anordninger og materialer inn i brønnbo-ringen er beskrevet deretter. Fig. 1 viser et skjematisk diagram av et foretrukket boresystem 10 for boring av brønnboringer til havs (offshore). Boresystemet 10 innbefatter en boreplatt-form 12, en borestreng 30 med et boreapparat og forskjellige måle- samtidig med boring ("MWD-") anordninger ved sin bunnende. Kombinasjonen av boreapparatet og MWD-anordningene er noen ganger referert til heri som "brønnhullssammen-stillingen" eller "bunnhullssammenstillingen" eller "BHA" og er betegnet med nr. 45. Bunnhullssammenstillingen 45 er utnyttet for å bore en adkomstbrønnboring 20 gjennom de underjordiske formasjonene og for å gjøre målinger relatert til un-deroverflateformasjonene og boreparametere under boringen av adkomstbrønn-boringen 20. Boreplattformen 12 innbefatter en borekrone 14 reist opp på et gurv 16 som bærer et roterende bord rotert av en kraftkilde (ikke vist) ved en ønsket rotasjonshastighet. Borestrengen 30 innbefatter et rør 32 som strekker seg ned-over fra det roterende boret inn i en primær elter hovedadkomstbrønnboring 20. En bunnhullssammenstilling 45 er festet til bunnenden av røret 32 for boring av brønnboringen 20. Borstrengen 30 er koplet til en borevinsj via en drivskjøt, svivel og ledning gjennom et system av talje for å holde borerøret 32. Slike elementer er vel kjent på fagområdet for å danne brønnboringer og er således ikke vist eller beskrevet i noen detalj.
En styreenhet 40 er fortrinnsvis plassert på plattformen 12. Styreenheten 40 mottar signaler fra MWD-anordningene og andre sensorer plassert nede i brønnhullet og på overflaten, behandler slike signaler, og hjelper til med å styre boreoperasjonene i henhold til programmerte instruksjoner. Overflatestyreenheten 40 innbefatter anordninger for å fremvise ønskede boreparametere og annen informasjon, hvilke informasjonen er benyttet av en operatør for å styre boreoperasjonene. Overflatestyreenheten 40 inneholder en regnemaskin, hukommelse for lagring av data, dataregistrerer og andre ytre enheter. Overflatestyreenheten 40 innbefatter også moduler og behandler data i henhold til programmerte instruksjoner og svarer på brukerkommandoer som går inn i gjennom en passende innret-ning, slik som et tastatur. Et antall av alarmer 44 er koplet til styreenheten 40, som selektivt aktiverer slike alarmer når visse usikre eller uønskede operasjonsforhold oppstår. Slike kontrollsystemer er kjent på fagområdet og er således ikke beskrevet i detalj.
Bunnhullssammenstillingen 45 innbefatter fortrinnsvis en bormotor eller slammotor 55 koplet til en borkrone 50 via en drivaksel (ikke vist) anbrakt i en la-gersammenstilling 57 for å rotere borkronen 50 når et fluid 31 er ført gjennom slammotoren 55 under trykk. En nedre stabilisator 58a er anordnet nær borkronen 50, som er fortrinnsvis plassert over lagersammenstillingen 57, for å virke som en sentraliserer for det laveste partiet av brønnhullssammenstillingen 45. Ytterligere stabilisator, slik som en stabilisator 58b, er passende plassert langs bunnhullssammenstillingen for å tilveiebringe lateral støtte for bunnhullssammenstillingen 45 ved ønskede steder.
Igjen med referanse til fig. 1, inneholder BHA'en fortrinnsvis en formasjons-motstandsanordning 64 for å bestemme formasjonsmotstanden nær og foran borkronen 50, en gammastråleanordning 65 for å måle formasjonens gammastrå-lingsintensitet og en helningsmåtingsanordning (helningsmeter) 74 for å bestemme helningen og azimutet til bunnhullssammenstillingen 45. Motstandsanordning-en 64 inneholder en elter flere par av overføringsantenner 66a og 66b adskilt fra en eller flere par av mottaksantenner 68a og 68b. Magnetiske dipoler er anvendt som opererer i midtf rekvensen og lavere høyf rekvensspektrum. Under drift er de overførte elektromagnetiske bølgene uroet etter som de går frem gjennom formasjonen som omgir motstandsanordning 64. De mottakende antennene 68a og 68b detekterer de uroede bølgene. Formasjonsmotstanden er utledet fra fasen og amplituden til de detekterte signalene. Signalet fra disse anordninger og andre sensorer er behandlet av en brønnhullskrets og overført til overflatestyreenheten 40 fortrinnsvis et passende toveis telemetrisystem 72.
Helningsmeter 74 og gammastråleanordning 76 er fortrinnsvis plassert langs motstandsmålingsanordning 64 for henholdsvis å bestemme helningen av partiet til borestrengen nær borkronen 50 og formasjonens gammastråleintensitet. Enhver passende helningsmåler og gammastrålingsanordning kan være benyttet for formålet med denne oppfinnelsen. I tillegg kan en azimutanordning (ikke vist), slik som et magnetometer eller gyroskopisk anordning, være utnyttet for å bestemme borestrengazimutet. Slike anordninger er kjent på fagområdet og er således ikke beskrevet i detalj heri. I den ovenfor beskrevne utformingen, overfører slammotoren 55 kraft til borkronen 50 via en eller flere hule aksler som løper gjennom motstandsmålingsanordningen 64. Den hule akslen muliggjør at borefluid passe-rer fra slammotoren 55 til borkronen 50.1 en alternativ utførelse av borstrengen 20, kan slammotoren 55 være koplet under motstandsmåleanordningen 64 eller ved ethvert annet passende sted.
Brønnhullssammenstillingen 45 innbefatter fortrinnsvis en seksjon 78 som inneholder et akustisk system 70 for å bestemme avstanden mellom adkomst-brønnboringen 20 og tilstøtende formasjoner, slik som mål eller produserende (hydrokarbonbærende) formasjoner 82 og 84. Produserende formasjoner er også referert heri som reservoarer. Det akustiske systemet inneholder transmittere og en eller flere sett av mottakere (ikke vist). Systemet er tilpasset og overføre akustisk signaler ved et ønsket antall av frekvenser eller ved sveipende frekvenser i et gitt område. De overførte akustiske signaler reflekterer fra formasjonene 82 og 84 og de reflekterte signalene er detektert av mottakerne. De detekterte signalene er behandlet for å bestemme avstanden "d" mellom adkomstbrønnboringen og målformasjonene. Frekvensene av de overførte signalene er valgt for å oppnå en ønsket dybde av undersøkelse og oppløsningen. En slik fremgangsmåte muliggjør in situ bestemmelser av avstanden mellom laggrensene til målformasjonene 82 og 84 fra brønnhullssammenstillingen 45.
US patentsøknad serie nr. 60/010.652, som er assignert til assignatoren av denne oppfinnelsen og som er innlemmet heri med referanse i sin helhet, omtaler et akustisk system for å bestemme laggrensene fra en bunnhullssammenstilling. Den foreliggende oppfinnelse utnytter fortrinnsvis et slikt akustisk system for å bestemme avstanden d. Den foreliggende oppfinnelse kan imidlertid utnytte ethvert annet kjent system for å bestemme laggrenseinformasjonen. Slike systemer kan innbefatte seismiske fremgangsmåter hvor mottakere er utplassert i borstrengen etler BHA'en og en kilde er plassert ved jordens overflate eller vice versa.
Fremdeles med referanse til fig. 1, innbefatter seksjon 78 også anordninger for å bestemme formasjonstettheten, formasjonsporøsiteten og andre ønskede formasjonsevalueringsparametere. Seksjonen 78 er fortrinnsvis plassert over slammemotoren 55. Slike anordninger er kjent på fagområdet og den foreliggende oppfinnelse kan benytte enhver slik anordning. Disse anordningene overfører og-så data til brønnhullstelemetrisystemet 72, som igjen overfører de mottatte data opphulls til overflatestyringsenheten 40. Brønnhullstelemetrisystemet 72 mottar også signaler og data fra opphutlsstyringsenheten 40 og overfører slike mottatte signaler og data til de passende brønnhullsanordningene. Den foreliggende oppfinnelse benytter fortrinnsvis en slamimpulstelemetriteknikk for å kommunisere data fra brønnhullssensorer og anordninger til styringsenheten 40 under boreope-rasjoner. Ethvert annet kommunikasjonssystem kan også benyttes.
Fremdeles med referanse til fig. 1, er i en fremgangsmåte for dannelse av brønnboringer, borsystemet 10 benyttet for å bore adkomstbrønnboringen 20 gjennom en ikke-produserende eller ikke hydrokarbonbærende formasjon 80 tangs en forhåndsbestemt brønnhullsboringsbane en viss avstand fra de hydrokarbonbærende formasjonene, slik som formasjoner 82 og 84. En slik forhåndsbestemt brønnboringsbane er typisk definert basert på tidligere informasjon, slik som seismiske data og data relatert til tidligere brønnboring formet i de samme eller nære geologiske formasjoner. Under boringen av adkomstbrønnboringen 20, bestemmer den akustiske anordningen 70 kontinuerlig avstand d mellom brønnbo-ring 20 og målformasjonen 82 og 84. Som angitt tidligere, forsøker ikke tidligere kjente systemer på å bore adkomstbrønnboringene primært i en ikke-produserende formasjon og bestemmer heller ikke den relative plasseringen av målformasjonene under boring av adkomstbrønnboringen. I den foreliggende oppfinnelse er laggrenseinformasjonen oppnådd ved bunnhullssammenstillingen 45 fortrinnsvis benyttet for å justere boreretningen til adkomstbrønnboringen 20 fra overflaten eller ved utsetting av selvjusterende apparat nede i brønnhullet som kan være styrt fra overflaten elter som er selvaktuerende plassert på avstand d bestemt av bunnhullssammenstillingen 45 og den ønskede avstanden. En slik metode mulig-gjør boring av adkomstbrønnboringen langs en optimal brønnboringsbane og mu-liggjør justeringen av borebanebasisene på relativt nøyaktige in situ målinger tatt under boreoperasjonene.
Adkomstbrønnboringen, slik som brønnboringen 20, er typisk vesentlig stør-re enn de laterale brønnboringene som er boret fra adkomstbrønnboringen. Derfor krever adkomstbrønnboringen bruken av store rigger, som er kostbare å operere. Derfor er det ønskelig å først bore adkomstbrønnboringen til en tilstrekkelig avstand fra overflaten og så bore laterale brønnboringer ved å benytte mindre rigger, som vanligvis er referert til som brønnoverhalingsriggene.
Adkomstbrønnboringen 20 er fortrinnsvis fonnet i sin helhet eller vesentlig i sin helhet i ikke-produserende formasjoner for grunner som er mer fullstendig forklart senere. Når adkomstbrønnboringen 20 har blitt formet til en ønsket dybde, er et ønsket antall av ikke-produserende laterale eller grenbrønnboringer formet fra adkomstbrønnboringen 20. Som et eksempel og ikke som en begrensning viser fig. 2 et eksempel på forming av ikke produksjonsgrenbrønnboringer. Ikke-produk-sjonsgrenbrønnboringer 102,104 og 106, som hver har en ønsket rekkevidde eller dybde, er vist formet fra adkomstbrønnboringen 20 inn i den ikke-produserende formasjonen 80. Brønnboringer 102,104 og 106 krysser henholdsvis brønnbor-ingen 20 ved steder 103,105 og 107. Ikke-produksjonsgrenbrønnboringene kan også være formet fra produksjonsgrenbrønnboringer 110 og 112. Ikke-produk-sjonsbrønnboringene kan være benyttet for en vantet av formål som forklart mer detaljert senere med referanse til fig. 4 og 5.
Det er ønskelig å forme grenbrønnsboringene i en ikke-produserende formasjon fordi de vanligvis er mindre porøse enn de produserende formasjonene og er således hardere enn de produserende formasjonene. De ikke-produserende formasjonene muliggjør således dannelse av sterkere og mere slitesterke brønn-boringer på en mindre kostbar måte. Noen av slike brønnboringer kan imidlertid være formet i de produserende formasjonene. I tillegg til de ønskede ikke-produk-sjons brønnboring ene 102,104 og 106, er et ønsket antall av produksjonsbrønn-boringer formet fra adkomstbrønnboringer 20 inn i de produserende formasjonene 82 og 84. Som et eksempel, og ikke som en begrensning, viser fig. 2 dannelsen av to produksjonsbrønnboringer 11 Oa og 11 Ob henholdsvis fra steder (punkter på krysningspunktet) 111 a og 111 b ved adkomstbrønnboringen 20 inn i den produserende formasjonen 82. Likeledes er en produserende grenbrønnboring 112 formet fra adkomstbrønnboringen 20 inn i den produserende formasjonen 84. Kjennskap til avstanden tit de produserende formasjonene 82 og 84 fra adkomstbrønnen 20 muliggjør planlegging og boring av grenbrønnboringene 110a, 110b og 112 langs optimale brønnboringsbaner.
Det er kjent på fagområdet at det er ønskelig å bore brønnboringene i de produserende formasjonene, stik som formasjoner 82 og 84, med et borefluid som er forskjellig fra fluidet benyttet for boring av brønnboringene eller partier derav i de ikke-produserende formasjonene. Dette er på grunn av det faktum at vanlig brukte borfluider for boring av brønnboringer gjennom de ikke-produserende formasjonene kan forårsake produktivitetssvekkelse i de produserende formasjonene. Hvis dette oppstår, krever dette vanligvis stimulering av formasjonen for å sør-ge for at den produserende formasjonen når dens maksimale potensiale.
Fluidene benyttet for boring i de produserende formasjonene er referert til innen fagområdet som "innborings-" fluider. Nåværende fremgangsmåter krever bruken av to komplette fluidsystemer. Brønnboringsfluidet er byttet hver gang en brønnboring er boret inn i en produserende formasjon. I eksemplet i fig. 2, vil borefluidet byttes når grenbrønnboringen 110a er boret forbi stedet 110a'. Borefluidet vil igjen byttes når grenbrønnboringen 110 har blitt boret og boringen fortsetter å bore adkomstbrønnboringen 20 forbi grenbrønnboringen 110a. Således for formålet med denne oppfinnelsen er det foretrukket at brønnboringene, både adkomst-brønnboringen og grenbrønnboringene, først er formet i de ikke-produserende formasjonene til den utstrekning ved praktisk å benytte en type av borfluid og så bytte fluidet for å bore grenbrønnboringene i de produserende formasjonene. Den foreliggende oppfinnelse krever således bytte av borfluidet kun en gang, d.v.s. etter at adkomstbrønnboringen og andre grenbrønnboringer har blitt boret inn i de ikke-produserende formasjonene til den praktiske utstrekning.
Etter boring av grenbrønnboringene som beskrevet ovenfor, er tetningen formet ved respektive grenbrønnboringskrysningspunkt med adkomstbrønnbo-ringen 20. Fig. 3 viser dannelsen av slike tetninger. Som vist er tetninger 154 og 156 henholdsvis formet ved skjæringspunktet av adkomstbrønnboringen 20 og ikke-produksjonsgrenbrønnboringen 102 og 104. Det kan være ønskelig å ikke forme noen tetning mellom visse grenbrønnboringer og adkomstbrønnboringen 20, som vist for grenbrønnboringen 106. Likeledes er tetninger formet mellom ad-komstbrønnboringen 20 og produksjonsgrenbrønnboringene 110a, 110b og 112. Som angitt tidligere, siden fjellet vanligvis er hardere i ikke-produserende formasjonene, slik som formasjon 80, er det foretrukket at tetningene for produksjons-brønnboringene, slik som brønnboringer 110a, 110b og 112 er formet i sin helhet i den ikke-produserende formasjonen 80. Slike tetninger er lettere å forme og er mer holdbare. Forskjellige typer av tetninger og fremgangsmåter for å forme tetninger er kjent i olje og gassindustrien. For formålet med denne oppfinnelsen kan enhver slik tetning formes.
Fremdeles med referanse til fig. 3, er produksjonsbrønnboringene komplettert ved ønskede soner. For eksempel er brønnboring 110a komplettert ved sone 162a for produksjon av hydrokarboner fra formasjonen 82.1 tillegg er brønnbo-ringen 110b komplettert ved to steder 162b' og 162b" for produksjon av ytterligere hydrokarboner fra formasjonen 82. Likeledes er brønnboring 112 vist komplettert ved en sone eller sted 164 for produksjon av hydrokarboner fra formasjonen 84. Det skal bemerkes at ethvert antall av brønnboringer kan være formet i hver av de produserende formasjonene og hver slik brønnboring kan være komplettert ved ethvert antall av soner for å optimalisere produksjonen av hydrokarboner. Videre kan enhver passende kompletteringsfremgangsmåte være benyttet for å utføre kompletteringsoperasjoner.
Fig. 4 viser kompletteringen av ikke-produksjonsbrønnboringer 102,104 og 106 og noen eksempler på hvorledes slike brønnboringer kan være benyttet. Brønnboring 102 er vist å inneholde en foring eller foringsrør 202 for å beskytte brønnboringen fra å kollapse. I visse harde formasjoner og/eller visse grunne brønnboringer, behøver det ikke være nødvendig å benytte slike fremgangsmåter for å beskytte brønnboringen. I fig. 4 er brønnboringen 102 vist som et sted for lagring av anordninger. De lagrede anordningene er betegnet generelt med nummer 204. Når det ønskede antallet av lagringsbrønnboringer, slik som brønnboring 102, har blitt passende komplettert, kan anordninger 204 være transportert inn i og gjenvunnet derfra etter ønske. Som vist i fig. 4 kan anordninger 204 være transportert inn i lagringsbrønnboringene 102 via et foringsrør 240 plassert i adkomst-brønnboringen 20 og en passende lukkbar åpning 205 mellom adkomstbrønnbo-ringen 102 og foringsrøret 240 ved enhver passende fremgangsmåte, som innbefatter kveilede rør. Anordningen 204 kan være selvdrevet og kan være aktuert fra et fjernt sted, slik som overflaten eller et sted i enhver av brønnboringene via et passende kommunikasjonsapparat. En slik anordning vil således inneholde en viss mengde av lokal intelligens. Anordningene 204 kan være programmert for å selvaktueres ved hendelsen av en tilstand av en tilstand for å utføre en operasjon nede i brønnhullet. Anordningene 204 kan således være selvstyrende. Anordningene 204 kan være gjenvunnet fra brønnboringen 102 for å utføre en passende operasjon nede i brønnhullet. Eksempler på anordningene som kan være lagret i lagringsbrønnboringene innbefatter (a) bunnhullssammenstillinger, som kan innbefatte en borkrone, bormotor og anordning for måling samtidig med boring (b) anordning for individuell måling samtidig med boring og/eller andre sensorer for bruk ved bestemmelse av formasjon, boring, brønnboring og produksjonsparame-tere, (c) anordninger for bruk ved komplettering av brønnboringer, (d) perfore-ringsanordninger, (e) pakninger, (f), kompressoren (g) pumpen (h) perforerings-anordninger; (i) strømningsstyringsanordninger; og (j) andre anordninger som kan være benyttet nede i brønnhullet under dannelsen av brønnboringene beskrevet ovenfor og/eller for senere bruk under produksjonen av hydrokarboner fra målformasjonene.
Fremdeles med referanse til fig. 4, har ikke-produksjonsgrenbrønnboringen 104 et krysningspunkt 154 og er foret med et foringsrør 206. Denne brønnboring-en er vist å romme materiale 208, som kan være benyttet for prosessering eller behandling av fluider nede i brønnhullet. De lagrede materialene 208 kan innbefatte kjemikalier og/eller biologiske masser (enzymer). Kjemikaliene og/eller biologiske masser kan være benyttet for behandling av brønnhullsfluider for å forandre viskositeten, og forandre den kjemiske sammensetningen eller kjemiske oppbyg-ningen av fluider nede i brønnhullet, d.v.s. en av brønnboringene. I praksis for å behandle brønnhullsfluidene med de lagrede materialene kan slike materialer kontrollerbart frigjøres inn i adkomstbrønnboringen 20 gjennom en frigjøringsbane 210 og en passende styringsanordning 207. Alternativt kan fluidene fra adkomst-brønnboringen 20 være ført inn i brønnboringen 104 via en passende ledning 207' for behandling med de lagrede materialene. De behandlede fluidene kan så retur-neres til adkomstbrønnboringen 20 via fluidstyringsanordningen 207. Fluidene kan være behandlet for å forandre viskositeten av brønnhullsfluidene for på den måten å redusere motstand, forandre den kjemiske strukturen og/eller kjemiske oppbyg-ningen av brønnhullsfluidene, innbefattende hydrokarbonene.
I fig. 4 er grenbrønnboringen 106 vist å inneholde utstyr 222 og materialer for prosessering og/eller behandling av fluider nede i brønnhullet. I tillegg kan og-så materialer, slik som kjemikalier og biologiske maser, generelt betegnet ved nr. 223 være laget for bruk med utstyret 222. Fluidene 219 kan være ført fra adkomst-brønnboringen 20 inn brønnboringen 106 via passende ledning 225a. Utstyret 222 behandler eller prosesserer de mottatte fluider 219 og slipper ut de behandlede fluider enten tilbake inn i adkomstbrønnboringen 20 eller ti! en annen brønnboring (ikke vist). Utstyret 222 kan innbefatte utstyr for separering av brønnhullsfiuider til forskjellige bestanddeler, slik som faststoff, vann olje og gass. I en annen utførel-se kan vannet være separert fra olje og gass. Det separerte vannet kan være sluppet ut i en dumpebrønnboring (ikke vist) og oljen og gassen kan være retur-nert til adkomstbrønnboringen 20 for transport ti! overflaten. Dette sørger for mer effektiv transport av hydrokarboner fra de produserende formasjonene.
I en annen utførelse, kan brønnboringen 106, utstyret 222 inneholde utstyr for prosessering av hydrokarboner nede i hullet. Slikt utstyr kan benytte kjemikalier eller andre materialer 223 for prosessering av hydrokarboner. Som et eksempel kan produksjonsfluid først være behandlet for å fjerne ethvert vann og faststoff derfra. Hydrokarbonene kan så være prosessert eller behandlet for å produsere andre materialer, slik som oktan, pentan, toluen, benzen, metanol, nafta, brensel-olje, bensin, diesel, jetdrivstoff, smøreolje, asfalt, etc. Prosesseringsutstyr, kjemikalier og/elter biologiske masser 223 kan være benyttet for å produsere slike materialer. Det skal nevnes at prosesseringsbrønnboringene, slik som brønnboring 106, kan være lokalisert ved enhver annen ønsket plassering, slik som over hver av de produserende grenbrønnboringene, slik som brønnboring 110a, 110b og 112.1 tillegg kan flere brønnboringer være benyttet for å utføre prosesseringen og behandlingen av fluidene nede i brønnhullet. For eksempel kan en brønnboring være benyttet for å fjerne faststoffer og vann fra fluidene og en annen brønnboring for behandling og/eller prosesseringen av hydrokarbonene. Således kan ett av formålene med slike brønnboringer være å eliminere eller redusere prosesseringen av fluider og/eller hydrokarboner på overflaten. I tillegg kan oppvarmingsutstyr og elektrisk utstyr være benyttet i en grenbrønnboring for å behandle/eller forandre tilstanden av et fluid nede i brønnhullet.
Fremdeles med referanse til fig. 4, kan grenbrønnboringene, slik som brønnboring 106, være benyttet for å inneholde utstyr slik som kompressorer for komprimering av enhver gassaktig damp i fluidet nede i brønnhullet. Slike kompressorer kan være benyttet for å komprimere gassen og slippe ut den komprimerte gassen inn i en produserende formasjon og hjelpe til med produksjonen av hydrokarboner fra en slik formasjon. Alternativt kan gass være komprimert til en væske-form og sluppet ut inn i adkomstbrønnboringen 20 for transport til overflaten.
I den foreliggende oppfinnelse er ikke-produksjonsbrønnboringene 102, 104 og 106 fortrinnsvis, men ikke nødvendigvis, fonnet i sin helhet vesentlig i de ikke-produserende formasjonene. Ikke-produksjonsbrønnboringene er fortrinnsvis benyttet for å utføre ønskede operasjoner nede i brønnhullet for å forbedre den totale effektiviteten av utvinning og/eller prosessering av hydrokarbonutvinning, og forbedre varigheten av de forskjellige brønnboringene og/eller redusere kostbare operasjoner ved overflaten.
Fig. 5 viser eksempler på plasseringen av strømningsstyirngsanordninger på utsiden av både den primære adkomstbrønnboringen 20 og de produserende formasjonene, og plasseringen av prosesseirngsutstyr i den primære adkomst-brønnboringen. I eksemplet i fig. 5, er en separat fluidstrømningskontrollanordning plassert i hver av produksjonsbrønnboringene 110a, 110b og 112. Følgelig er strømningsstyirngsanordninger 300a og 300b henholdsvis plassert i produksjons-brønnbortnger 110a og 110b, idet en strømningsstyirngsanordning 304 er plassert i brønnboring 112. Fluidene utvinnes fra formasjonene 82 og 64 går til adkomst-brønnboringen via disse styreanordningene. Fluidstyringsanordninger 300a, 300b og 304 kan være styrt fra overflaten. Disse strømningsstyringsanordninger 300a, 300b og 304 er fortrinnsvis fjern og uavhengig styrbare fra styreenheten 40. Disse strømningsstyringsanordningene er justert for å optimalisere produksjonen av hydrokarboner fra de forskjellige produserende formasjonene. Dette tillater også av-stengning av en spesifisert produksjonsgrenbrønnboring for å utføre overhaling eller ettersynsoperasjoner. Strømningsstyirngsanordninger 300a, 300b og 304 kan være laget for å kommunisere med hverandre, slik at de automatisk kan justere fluidstrømninger fra deres forbundne brønnboring i henhold til programmerte instruksjoner. Disse anordninger kan også være programmert for fullstendig å lukke hvis visse forhåndsbestemte uheldige forhold oppstår. I tillegg kan disse strøm-ningsstyrings-anordninger være operert som en funksjon av visse parametere av betydning, slik som trykket i grenbrønnboringene.
Fremdeles med referanse til fig. 5, kan de ovenfor angitte anordninger være utsatt i den primære adkomstbrønnboringen 20. Anordninger plassert i den primære brønnboringen er generelt betegnet ved nr. 307. Slike anordninger kan væ-re benyttet for behandling og/eller prosessering av fluider nede i brønnhullet, som beskrevet ovenfor med referanse til utstyr 222 (fig. 4). Utstyret 307 kan være benyttet alene eller i forbindelse med materialer (kjemikalier, etc.) lagret i en av grenbrønnboringene, slik som brønnboring 106. Prosesseringen og behandlingen av fluidene kan gjøres på en måte som beskrevet tidligere.
Bruken av ikke-produserende brønnboringer for å lage anordninger og materialer for å utføre ønskelige operasjoner, og bruken av strømningsstyringsanord-ninger på utsiden av adkomstbrønnboringen tillater at adkomstbrønnboringen opp-rettholdes vesentlig fri fra anordninger som ikke er benyttet for strømmende fluider gjennom adkomstbrønnboringen. Med andre ord, under produksjonen av hydrokarboner, forblir adkomstbrønnboringen fri for anordninger og materialer som ne-gativt kan påvirke strømningen av hydrokarboner til overflaten.
Omtalen så langt har relatert seg til dannelsen av multilaterale brønnbo-ringer fra en primær brønnboring som er formet primært i en ikke-produserende formasjon. I Noen anvendelser kan det være ønskelig å forme flere enn en ad-komstbrønnboring. Fig. 6 viser en måte for å forme flerlaterale produksjonsbrønn-boringer fra en adkomstbrønnboring formet i den produserende formasjonen 82.1 denne utformingen er adkomstbrønnboringen 20 formet som beskrevet ovenfor med referanse til fig. 1.1 tillegg er de gjenværende brønnboringene formet som beskrevet i referanse til fig. 2-5 med unntaket av brønnboringer 100a og 110b. I steden er en andre adkomstbrønnboring 402 formet fra adkomstbrønnboringen 20 inn i formasjonen 82. Et ønsket antall av laterale brønnboringer 404a-d er så formet fra adkomstbrønnboringen 400 inn i den produserende formasjonen 82. Tetninger 405a-d er formet mellom henholdsvis adkomstbrønnboringen 402 og gren-brønnboringene 404a-d. Disse tetninger er formet innen den produserende formasjonen 82 ved enhver passende fremgangsmåte som er kjent på fagområdet. Grenbrønnboringene 404a-d er henholdsvis komplettert ved soner 408a-d. Fluid-strømningsstyringsanordninger er fortrinnsvis plassert i hver av de produserende grenbrønnboringene for uavhengig å justere fluidstrømningen gjennom hver slik produksjonsbrønnboring. I hver av brønnboringsutformingene heri kan1 de forskjellige fluidstrømningsstyringsanordningene kommunisere med hverandre for å styre de tilhørende fluidstrømmer og/eller kan være styrt uavhengig fra et fjernt sted slik som overflaten. Fig. 7 viser en alternativ fremgangsmåte for å danne brønnboringer. I denne fremgangsmåten er den primære brønnboringen 20 formet i avstand fra noen av reservoarene, slik som reservoarene 82 og 84, og boret inn i noen av reservoarene, slik som et reservoar 420. Hydrokarboner fra formasjonene 82, 84 og 420 kan være produsert på en måte beskrevet ovenfor eller ved enhver annen kjent fremgangsmåte. En slik fremgangsmåte er nyttig når det er ønskelig å bore den primære adkomstbrønnboringen inn i en eller flere reservoarer, slik som reservoar 420, og unngå boring av denne inn i en eller flere reservoarer, slik som reservoarer 82 og 84. En slik fremgangsmåte tillater plassering av den primære adkomst-brønnboringen langs en optimal bane og tillater produksjonen av hydrokarboner fra hvert slikt reservoar. Det skal bemerkes at ytterligere adkomstbrønnboringer (ikke vist), i likhet med brønnboring 112 kan være formet fra de primære adkomst-brønnboringene inn i reservoaret 420. Fig. 8A og 8B viser bruken av fierbaner for strømning av fluider gjennom adkomstbrønnboringen 20. Fig. 8A viser to konsentriske ledninger eller rør, med et ytre rør 450a og et indre rør 450b. Mer enn to konsentriske rør kan også være benyttet. Disse konsentriske rørene kan være benyttet i steden for det enkle røret 240 som vist i fig. 4 og 5. Fluidstrømnings-styringsanordninger 452a og 452b er installert henholdsvis i rør 450a og 450b for å styre strømmen av fluider gjennom deres tilhørende rør. Et slikt arrangement sørger for bedre styring av fluidstrøm-ningen sammenlignet med det enkle røret 240. Nye brønnboringer har en tendens til å produsere større mengder av hydrokarboner, hvilke mengder gradvis reduse-res etter som de produserende formasjonene uttømmes. I slike tilfeller, for høye produksjonsmengder, kan større (ytre) rør 450a alene eller i forbindelse med det indre røret 450b være benyttet for strømning av fluider til overflaten. Dette kan utføres ved åpning av anordningene 452a og 452b. Etter som fluidstrømmen avtar på grunn av forandring i trykk eller på grunn av den økte mengde av vannproduk-sjon, kan ett av rørene stenges. I tillegg kan dette arrangementet være benyttet for strømning av forskjellige materialer til overflaten. For eksempel kan ett av rørene være benyttet for strømning av vann og faststoffer til overflaten og det andre røret for strømning av hydrokarboner. Fig. 8B viser et alternativt arrangement for anvendelse av flere rør i en brønnboring. Fig. 8B viser bruken av to forskjellige dimensjonerte rør 470a og 470b plassert side-ved-side i adkomstbrønnboringen 20. Fluidstrømningsstyrings-ventiler 472a og 472b er henholdsvis plassert i rør 470a og 470b for styring av fluidstrømmene gjennom deres respektive rør. Strømningen gjennom disse rørene kan være styrt ved uavhengig styring av strømningsstyringsanordningene 472a og 272b. Strømningsstyringsventilene vist i fig. 8A og 8B er fortrinnsvis fjemstyrbare fra overflaten. De ovenfor beskrevne arrangementer sørger for bedre styring av strømmen av fluider gjennom adkomstbrønnboringen 20 over levetiden til de produserende brønnboringene uten å kreve sekundært arbeide for å innføre mindre rør etter kompletteringen av adkomstbrønnboringen 20. Fig. 9A og 9B viser et apparat som kan være benyttet for plassering inn i og gjenvinning fra ethvert av brønnboringsutstyret og materialene. Fig. 9A viser en adkomstbrønnboring 510 med en innvendig diameter "di" og grenbrønnboringer 512a-c med respektive diametere d2-4. Hver av diameterne d2^er mindre enn dia-meteren di. Anordningen eller verktøyet 520 for å flyttes inn i en ønsket gren-brønnboring er avtakbart festet eller koplet til en bærer 522. Dette kan være utført ved å gjøre størrelsen av bæreren 522 større enn hver av åpningene 514a-c. Di-mensjonene av bæreren er slik at den kan være ført over brønnboringene 512a-c. For å transportere anordningen 520 til en ønsket brønnboring er bæreren 522 koplet til en transporterende anordning 524, slik som et rør. Anordningen 520 er koplet til bæreren 522 eller den transporterende anordningen 524. Den transporterende anordningen er så flyttet i brønnboringen 510 for å plassere bæreren 522 før den ønskede brønnboringen. F.eks. hvis anordningen 522 skal transporteres inn i brønnboringen 512b, er bæreren plassert som vist ved stiplede linjer 522' før brønnboringen 512b. Bæreren 520 er så frigjort fra den transporterende anordningen 524, idet anordningen 520 etterlates festet til den transporterende anordningen 524. Anordningen 520 er så transportert ved den transporterende anordningen inn i brønnboring 512b. Siden anordningen 52 er mindre enn åpningen av brønnboringen 512b, kan anordningen 520 være transportert inn i brønnboringen ved å benytte enhver av teknikkene som er kjent på fagområdet. Etter at anordningen 520 har blitt riktig plassert i brønnboringen 512b er den transporterende
anordningen frigjort fra anordningen 520 og benyttet for å gjenvinne bæreren 522 fra adkomstbrønnboringen 510. For å gjenvinne en anordning fra enhver av brønnboringene, er prosessen beskrevet ovenfor reversert. Fluider, slik som kjemikalier og andre materialer, kan også være transportert til en ønsket brønnboring på måten beskrevet ovenfor.
I en alternativ utførelse, som vist i fig. 9B, innbefatter bæreren 540 et antall av justerbare deler 532, og hver dei er fortrinnsvis uavhengig justerbar radielt. Slike deler kan være mekanisk justerbare eller fjemjusterbare, slik at de kan eks-pandere og trekke seg sammen omkring legemet 530. For å transportere en anordning er de justerbare delene beveget til passende posisjoner for å transportere anordningene 520. Hvis fjemjusterbare deler er benyttet behøver ikke bæreren å frigjøres før transporteringen av anordningen inn i en destinasjonsbrønnboring. Hvis destinasjonsbrønnboringen er tilstrekkelig stor for å romme både bæreren og anordningen som skal transporteres, så kan kombinasjonen transporteres inn i destinasjonsbrønnboringen og bæreren frigjøres etter plassering av anordningen i destinasjonsbørnnboringen. En slik bærer kan være benyttet for å gjenvinne en anordning fra brønnboringen med delene klemt sammen til legemet, som så er ekspandert for å gå over andre grenbrønnboringer og gjenplasseres for å transportere anordningen til en andre brønnboring.
Idet den foregående omtale er rettet mot de foretrukne utførelsene av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være åpenbare for de som er faglært på området. Det er intensjonen at alle variasjoner innen området og ånden av de vedføyde kravene skal være omfanget av den foregående omtale.
Claims (3)
1. Fremgangsmåte for utføring av en ønsket operasjon nede i et brønnhull, omfattende: (a) forming av en primærbrønnboring i jordformasjonen; (b) forming av en grenbrønnboring for lagring deri av en anordning som er tilpasset for å utføre den ønskede operasjonen; og
videre karakterisert ved at: (c) en anordning transporteres ned i grenbrønnboringen for lagring deri, nevnte anordning tilpasses for å bli operert (i) fra et fjernt sted for å bevirke at den lagrede anordningen beveger seg fra grenbrønnboringen inn i den primære brønn-boringen for å utføre den ønskede brønnhullsoperasjonen, (ii) som en selvdrevet anordning som beveger seg inn i og ut av grenbrønnboringen for å utføre den ønskede operasjonen nede i brønnhullet basert på programmerte instruksjoner fremskaffet til anordningen eller (c) som en selvstyrende anordning.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den lagrede anordningen opererer på programmerte instruksjoner fremskaffet fra overflaten eller lagret innen anordningen.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at den lagrede anordningen blir aktivert av tilstedeværelsen av en forhåndsprogrammert tilstand i en brønnboring og styrer seg selv for å utføre den ønskede operasjonen nede i brønnhullet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/641,562 US5868210A (en) | 1995-03-27 | 1996-05-01 | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
PCT/US1997/007343 WO1997041330A2 (en) | 1996-05-01 | 1997-05-01 | Multi-lateral wellbore system and method for forming same |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO985099D0 NO985099D0 (no) | 1998-11-02 |
NO985099L NO985099L (no) | 1998-12-30 |
NO319196B1 true NO319196B1 (no) | 2005-06-27 |
Family
ID=24572916
Family Applications (5)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19985099A NO319196B1 (no) | 1996-05-01 | 1998-11-02 | Fremgangsmate for utforing av en onsket operasjon nede i et bronnhull |
NO20040327A NO330458B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040326A NO324567B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040325A NO324532B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040324A NO324327B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgansmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
Family Applications After (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20040327A NO330458B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040326A NO324567B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040325A NO324532B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgangsmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
NO20040324A NO324327B1 (no) | 1996-05-01 | 2004-01-23 | Fremgansmate for produksjon av hydrokarboner fra en jordformasjon |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5868210A (no) |
EP (1) | EP0897456A2 (no) |
GB (1) | GB2329210B (no) |
NO (5) | NO319196B1 (no) |
WO (1) | WO1997041330A2 (no) |
Families Citing this family (78)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6529834B1 (en) * | 1997-12-04 | 2003-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Measurement-while-drilling assembly using gyroscopic devices and methods of bias removal |
US6328119B1 (en) * | 1998-04-09 | 2001-12-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable gauge downhole drilling assembly |
US6684952B2 (en) * | 1998-11-19 | 2004-02-03 | Schlumberger Technology Corp. | Inductively coupled method and apparatus of communicating with wellbore equipment |
US7025154B2 (en) * | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US6662870B1 (en) * | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
US7048049B2 (en) * | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
US8297377B2 (en) * | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US6681855B2 (en) | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
US6598686B1 (en) | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
US6708764B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
US6679322B1 (en) * | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
US20040035582A1 (en) * | 2002-08-22 | 2004-02-26 | Zupanick Joseph A. | System and method for subterranean access |
US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US6425448B1 (en) | 2001-01-30 | 2002-07-30 | Cdx Gas, L.L.P. | Method and system for accessing subterranean zones from a limited surface area |
US6454000B1 (en) | 1999-11-19 | 2002-09-24 | Cdx Gas, Llc | Cavity well positioning system and method |
AU762714B2 (en) * | 1999-06-03 | 2003-07-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of creating a wellbore |
US6266619B1 (en) | 1999-07-20 | 2001-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
US6853921B2 (en) | 1999-07-20 | 2005-02-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for real time reservoir management |
OA12314A (en) * | 1999-09-15 | 2006-05-12 | Shell Int Research | System for enhancing fluid flow in a well. |
BR0015949A (pt) * | 1999-11-29 | 2002-08-20 | Shell Internationale Research Maaschappij B.V | Sistema de furo de poço formado em uma formação geológica |
US6412556B1 (en) | 2000-08-03 | 2002-07-02 | Cdx Gas, Inc. | Cavity positioning tool and method |
EP1426552B1 (en) * | 2000-08-29 | 2006-03-08 | Baker Hughes Incorporated | Method of recovery of hydrocarbons from a subterranean reservoir |
US6561277B2 (en) * | 2000-10-13 | 2003-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control in multilateral wells |
WO2002048498A2 (en) * | 2000-12-13 | 2002-06-20 | Whitehall International Traders (Gb) | Enhanced oil recovery method using downhole gas |
US6591903B2 (en) | 2001-12-06 | 2003-07-15 | Eog Resources Inc. | Method of recovery of hydrocarbons from low pressure formations |
US7347272B2 (en) | 2002-02-13 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Formation isolation valve |
GB2400620B (en) * | 2002-02-13 | 2005-07-06 | Schlumberger Holdings | Completion assemblies |
US7000695B2 (en) * | 2002-05-02 | 2006-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expanding wellbore junction |
US7360595B2 (en) * | 2002-05-08 | 2008-04-22 | Cdx Gas, Llc | Method and system for underground treatment of materials |
US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
US6991047B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore sealing system and method |
US7025137B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Three-dimensional well system for accessing subterranean zones |
US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US6951252B2 (en) | 2002-09-24 | 2005-10-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surface controlled subsurface lateral branch safety valve |
US6840321B2 (en) * | 2002-09-24 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral injection/production/storage completion system |
US6923259B2 (en) | 2003-01-14 | 2005-08-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-lateral well with downhole gravity separation |
US7264048B2 (en) * | 2003-04-21 | 2007-09-04 | Cdx Gas, Llc | Slot cavity |
US6932168B2 (en) * | 2003-05-15 | 2005-08-23 | Cnx Gas Company, Llc | Method for making a well for removing fluid from a desired subterranean formation |
US7134494B2 (en) * | 2003-06-05 | 2006-11-14 | Cdx Gas, Llc | Method and system for recirculating fluid in a well system |
US7100687B2 (en) * | 2003-11-17 | 2006-09-05 | Cdx Gas, Llc | Multi-purpose well bores and method for accessing a subterranean zone from the surface |
US20060201714A1 (en) * | 2003-11-26 | 2006-09-14 | Seams Douglas P | Well bore cleaning |
US20060201715A1 (en) * | 2003-11-26 | 2006-09-14 | Seams Douglas P | Drilling normally to sub-normally pressured formations |
US7419223B2 (en) * | 2003-11-26 | 2008-09-02 | Cdx Gas, Llc | System and method for enhancing permeability of a subterranean zone at a horizontal well bore |
US7159661B2 (en) * | 2003-12-01 | 2007-01-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multilateral completion system utilizing an alternate passage |
US7207395B2 (en) * | 2004-01-30 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for testing a partially formed hydrocarbon well for evaluation and well planning refinement |
US7222670B2 (en) * | 2004-02-27 | 2007-05-29 | Cdx Gas, Llc | System and method for multiple wells from a common surface location |
US20050051326A1 (en) * | 2004-09-29 | 2005-03-10 | Toothman Richard L. | Method for making wells for removing fluid from a desired subterranean |
US7353877B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-08 | Cdx Gas, Llc | Accessing subterranean resources by formation collapse |
US7299864B2 (en) * | 2004-12-22 | 2007-11-27 | Cdx Gas, Llc | Adjustable window liner |
US7571771B2 (en) * | 2005-05-31 | 2009-08-11 | Cdx Gas, Llc | Cavity well system |
US7913773B2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control |
US8033337B2 (en) * | 2007-07-17 | 2011-10-11 | Vitruvian Exploration, Llc | Plugging a mined-through well |
US8646526B2 (en) * | 2007-09-04 | 2014-02-11 | Terratek, Inc. | Method and system for increasing production of a reservoir using lateral wells |
CN101956544B (zh) * | 2009-07-21 | 2013-01-02 | 上海石油天然气有限公司 | 多底多分支井利用自流注水采油的方法 |
US9091159B2 (en) * | 2011-12-08 | 2015-07-28 | Fccl Partnership | Process and well arrangement for hydrocarbon recovery from bypassed pay or a region near the reservoir base |
US9141194B1 (en) | 2012-01-04 | 2015-09-22 | Google Inc. | Magnetometer-based gesture sensing with a wearable device |
RU2536523C1 (ru) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ разработки многопластового месторождения газа |
US9822623B2 (en) * | 2013-12-17 | 2017-11-21 | Conocophillips Company | Multilateral observation wells |
CA2977373A1 (en) | 2015-02-27 | 2016-09-01 | Schlumberger Canada Limited | Vertical drilling and fracturing methodology |
RU2580562C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
US10253598B2 (en) * | 2015-05-07 | 2019-04-09 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Diagnostic lateral wellbores and methods of use |
CA2987408C (en) | 2015-06-22 | 2021-03-09 | Saudi Arabian Oil Company | Systems, methods, and apparatuses for downhole lateral detection using electromagnetic sensors |
RU2605216C1 (ru) * | 2015-09-28 | 2016-12-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ разработки газового месторождения |
US10002683B2 (en) * | 2015-12-24 | 2018-06-19 | Deep Isolation, Inc. | Storing hazardous material in a subterranean formation |
CA3036222A1 (en) * | 2016-09-09 | 2018-03-15 | Schlumberger Canada Limited | Drilling and stimulating of subterranean formation |
CA3036529A1 (en) * | 2016-09-12 | 2018-03-15 | Schlumberger Canada Limited | Attaining access to compromised fractured production regions at an oilfield |
CN110352287A (zh) | 2017-01-04 | 2019-10-18 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 包括通过延伸的通道进行水力压裂的储层增产 |
CN106979002B (zh) * | 2017-04-18 | 2020-08-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 分支水平井预测剖面的确定方法和装置 |
TWI789397B (zh) | 2017-06-05 | 2023-01-11 | 美商深絕公司 | 於地下岩層中儲存危險材料 |
US11203901B2 (en) | 2017-07-10 | 2021-12-21 | Schlumberger Technology Corporation | Radial drilling link transmission and flex shaft protective cover |
US11486214B2 (en) | 2017-07-10 | 2022-11-01 | Schlumberger Technology Corporation | Controlled release of hose |
US11193332B2 (en) | 2018-09-13 | 2021-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Slider compensated flexible shaft drilling system |
US10751769B1 (en) | 2019-02-21 | 2020-08-25 | Deep Isolation, Inc. | Hazardous material repository systems and methods |
EP4018079A4 (en) * | 2019-08-19 | 2023-08-02 | Services Pétroliers Schlumberger | TRANSPORT APPARATUS, SYSTEMS AND METHODS |
CN116075627A (zh) | 2020-06-10 | 2023-05-05 | 贝克休斯油田作业有限责任公司 | 通过井口装置电流注入进行主动磁测距 |
US11091989B1 (en) * | 2020-12-16 | 2021-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real-time parameter adjustment in wellbore drilling operations |
US20240084676A1 (en) * | 2022-09-08 | 2024-03-14 | Saudi Arabian Oil Company | Method for downhole chemical storage for well mitigation and reservoir treatments |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3899033A (en) * | 1974-01-03 | 1975-08-12 | Huisen Allen T Van | Pneumatic-kinetic drilling system |
US3887008A (en) * | 1974-03-21 | 1975-06-03 | Charles L Canfield | Downhole gas compression technique |
US4341265A (en) * | 1978-06-19 | 1982-07-27 | Magna Corporation | Method of recovering petroleum from a subterranean reservoir incorporating a polyether polyol |
GB2061315B (en) * | 1979-10-05 | 1983-09-07 | Magna Corp | Micellar compositions and their use in breaking petroleum emulsions |
US4380267A (en) * | 1981-01-07 | 1983-04-19 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Downhole steam generator having a downhole oxidant compressor |
US4402551A (en) * | 1981-09-10 | 1983-09-06 | Wood Edward T | Method and apparatus to complete horizontal drain holes |
US4577688A (en) * | 1984-02-03 | 1986-03-25 | Texaco Inc. | Injection of steam foaming agents into producing wells |
US4615389A (en) * | 1984-10-25 | 1986-10-07 | Shell Oil Company | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells |
GB2194572B (en) * | 1986-08-29 | 1989-12-20 | Elf Aquitaine | A device for separating and extracting components having different densities from an effluent |
US4832127A (en) * | 1987-12-29 | 1989-05-23 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for producing viscous crudes |
US5054551A (en) * | 1990-08-03 | 1991-10-08 | Chevron Research And Technology Company | In-situ heated annulus refining process |
US5117912A (en) * | 1991-05-24 | 1992-06-02 | Marathon Oil Company | Method of positioning tubing within a horizontal well |
US5353876A (en) * | 1992-08-07 | 1994-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing the juncture between a verticle well and one or more horizontal wells using mandrel means |
US5318121A (en) * | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for locating and re-entering one or more horizontal wells using whipstock with sealable bores |
US5337808A (en) * | 1992-11-20 | 1994-08-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Technique and apparatus for selective multi-zone vertical and/or horizontal completions |
US5450902A (en) * | 1993-05-14 | 1995-09-19 | Matthews; Cameron M. | Method and apparatus for producing and drilling a well |
US5427177A (en) * | 1993-06-10 | 1995-06-27 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral selective re-entry tool |
US5407009A (en) * | 1993-11-09 | 1995-04-18 | University Technologies International Inc. | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit |
NO311265B1 (no) * | 1994-01-25 | 2001-11-05 | Halliburton Co | Ledekileanordning |
US5439051A (en) * | 1994-01-26 | 1995-08-08 | Baker Hughes Incorporated | Lateral connector receptacle |
US5564503A (en) * | 1994-08-26 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Methods and systems for subterranean multilateral well drilling and completion |
US5762149A (en) * | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
US5605193A (en) * | 1995-06-30 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas compressor |
US5715891A (en) * | 1995-09-27 | 1998-02-10 | Natural Reserves Group, Inc. | Method for isolating multi-lateral well completions while maintaining selective drainhole re-entry access |
-
1996
- 1996-05-01 US US08/641,562 patent/US5868210A/en not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-05-01 WO PCT/US1997/007343 patent/WO1997041330A2/en not_active Application Discontinuation
- 1997-05-01 EP EP97918828A patent/EP0897456A2/en not_active Withdrawn
- 1997-05-01 GB GB9823966A patent/GB2329210B/en not_active Expired - Fee Related
-
1998
- 1998-11-02 NO NO19985099A patent/NO319196B1/no not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-01-23 NO NO20040327A patent/NO330458B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-01-23 NO NO20040326A patent/NO324567B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-01-23 NO NO20040325A patent/NO324532B1/no not_active IP Right Cessation
- 2004-01-23 NO NO20040324A patent/NO324327B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2329210A (en) | 1999-03-17 |
NO20040325L (no) | 2004-01-23 |
GB2329210B (en) | 2000-11-29 |
NO330458B1 (no) | 2011-04-18 |
EP0897456A2 (en) | 1999-02-24 |
NO20040324L (no) | 2004-01-23 |
US5868210A (en) | 1999-02-09 |
NO985099D0 (no) | 1998-11-02 |
AU2683097A (en) | 1997-11-19 |
GB9823966D0 (en) | 1998-12-30 |
WO1997041330A2 (en) | 1997-11-06 |
AU714012B2 (en) | 1999-12-16 |
NO20040326L (no) | 2004-01-23 |
NO324567B1 (no) | 2007-11-26 |
NO324532B1 (no) | 2007-11-19 |
NO985099L (no) | 1998-12-30 |
NO324327B1 (no) | 2007-09-24 |
NO20040327L (no) | 2004-01-23 |
WO1997041330A3 (en) | 1998-01-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO319196B1 (no) | Fremgangsmate for utforing av en onsket operasjon nede i et bronnhull | |
Ma et al. | Overview on vertical and directional drilling technologies for the exploration and exploitation of deep petroleum resources | |
US6059051A (en) | Integrated directional under-reamer and stabilizer | |
US20110005762A1 (en) | Forming Multiple Deviated Wellbores | |
RU2428554C1 (ru) | Управление наклонно направленным бурением с использованием периодического возмущающего воздействия на буровое долото | |
US20130333879A1 (en) | Method for Closed Loop Fracture Detection and Fracturing using Expansion and Sensing Apparatus | |
NO20111011A1 (no) | Styringsanordning for retningsboring og fremgangsmater | |
WO1998015712A2 (en) | Method of forming wellbores from a main wellbore | |
WO2020060689A1 (en) | Determining control inputs for drilling a wellbore trajectory in a geologic formation | |
GB2347157A (en) | Method of refining a hydrocarbon in a branch wellbore | |
CA2253574C (en) | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same | |
US20210388691A1 (en) | Fluid communication method for hydraulic fracturing | |
CA2499228C (en) | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same | |
AU714012C (en) | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same | |
GB2356418A (en) | Method of drilling a borehole | |
US10830040B2 (en) | Field-level analysis of downhole operation logs | |
Phillips | Enhanced thermal recovery and reservoir characterization | |
Epikhin et al. | Prospects for the use of technology of rotary steerable systems for the directional drilling | |
Ammirante | Innovative drilling technology | |
Feder | Collaboration and Optimization Processes Contribute to Ultra-ERD Offshore Well Success | |
Schellenberg et al. | Deviation control with steerable system lowers well costs in southern Oklahoma | |
Ünlü | Effects of the formation to the orientation of the directional wells in the Adıyaman region | |
Kurz | Relief Well Profile Analysis and Evaluation of a Passive Seismic Method for Relief Well Placement in the Shallow Wisting Discovery | |
Jordan et al. | Drilling a high-angle exploration sidetrack downdip along bedding, Gobe main prospect, Papua New Guinea | |
Azim et al. | Lessons Learnt in Planning and Implementation of a Successful Lower Burgan Horizontal Well in North Kuwait |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |