RU2723066C1 - Растворимый скважинный отклонитель для ствола многоствольной скважины - Google Patents

Растворимый скважинный отклонитель для ствола многоствольной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2723066C1
RU2723066C1 RU2019110134A RU2019110134A RU2723066C1 RU 2723066 C1 RU2723066 C1 RU 2723066C1 RU 2019110134 A RU2019110134 A RU 2019110134A RU 2019110134 A RU2019110134 A RU 2019110134A RU 2723066 C1 RU2723066 C1 RU 2723066C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
soluble
diverter
downhole
borehole
wear
Prior art date
Application number
RU2019110134A
Other languages
English (en)
Inventor
Майкл Линли ФРИПП
Марк К. ГЛЭЙЗЕР
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2723066C1 publication Critical patent/RU2723066C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs, or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
    • E21B29/06—Cutting windows, e.g. directional window cutters for whipstock operations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

Группа изобретений относится к области заканчивания ствола скважины. Способ создания бокового ствола скважины отклоненной фрезой заключается в транспортировке растворимой компоновки скважинного отклонителя в основной ствол скважины, содержащей растворимый отклонитель и износостойкую накладку, присоединенную к центральной части растворимого отклонителя, отклонении фрезы износостойкой накладкой растворимой компоновки скважинного отклонителя, создании бокового ствола скважины отклоненной фрезой и разрушении по меньшей мере части износостойкой накладки. Износостойкая накладка содержит устойчивый к эрозии растворимый материал, представляющий собой металлическую матрицу или разлагаемый композит сплава со структурой твердого раствора, и предотвращает фрезерование фрезой растворимого скважинного отклонителя. Обеспечивается увеличение эффективности и продуктивности участка скважины, уменьшение трудозатрат. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение в целом относится к заканчиванию ствола скважины на участке скважины и, в частности, к растворимой компоновке скважинного отклонителя для ствола многоствольной скважины.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В связи с одной или более операциями на участке скважины может потребоваться бурение вторичного ствола скважины из основного или первичного ствола скважины. Бурение основного ствола скважины обычно осуществляют с помощью бурильной колонны с буровым долотом на дистальном конце, а затем заканчивают, размещая обсадную колонну в основном стволе скважины и цементируя обсадную колонну на месте путем закачки, например, цементного раствора в кольцевые зазоры между обсадной колонной и окружающей стенкой пласта. Комбинация цемента и обсадной колонны усиливает ствол первичной скважины и содействует изоляции определенных зон пласта за обсадной колонной для добычи углеводородов в надземном месте на поверхности геологической среды, в которой находится оборудование для добычи углеводородов. Во многих случаях заканчивание основного ствола скважины осуществляется на первой глубине и производится в течение определенного периода времени или с целью получения определенного объема добычи. Добычу могут производить из различных зон пласта путем перфорации обсадной колонны.
Для создания ствола многоствольной скважины может потребоваться отклонение бурового долота с основного ствола скважины в сторону вторичного ствола скважины. Обычной практикой является размещение скважинного отклонителя в хвостовике обсадной колонны основного ствола скважины, чтобы отклонить одну или более фрез в боковом направлении (или в альтернативной ориентации) относительно колонны обсадных колонн и таким образом проникнуть в определенную часть обсадной колонны для образования окна или отверстия. Затем через это окно можно ввести буровое долото с целью бурения бокового или вторичного ствола скважины для достижения требуемой длины, и затем этот вторичный ствол скважины можно закончить. Извлечение скважинного отклонителя после бурения вторичного ствола скважины может потребовать осуществления многократных операций спуска-подъема в стволе скважины для извлечения компонентов скважинного отклонителя, что увеличивает затраты. Например, извлечение скважинного отклонителя может быть трудоемким и затратным по времени, а также может задерживать добычу и потреблять или связывать ценные ресурсы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Для более полного понимания данного изобретения, а также его признаков и преимуществ, далее приводится ссылка на описание в сочетании с прилагаемыми графическими материалами, в которых:
на фиг. 1 проиллюстрирован вид в поперечном сечении растворимой компоновки скважинного отклонителя в окружающей ствол скважины среде в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения;
на фиг. 2 проиллюстрирован вид в поперечном сечении растворимой компоновки скважинного отклонителя в среде, окружающей ствол скважины, в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения;
на фиг. 3 графически представлены эрозионная устойчивость и скорости растворения материалов компоновки скважинного отклонителя в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В данном документе подробно описаны иллюстративные варианты реализации данного изобретения. С целью ясности не все признаки фактического осуществления описаны в этом описании. Конечно, очевидно, что при разработке любого такого фактического варианта реализации необходимо осуществление многочисленных специальных решений для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие ограничениям, связанным с системой и связанным с бизнесом, которые будут варьироваться для разных вариантов осуществления. Кроме того, очевидно, что такие усилия по разработке могут быть сложными и трудоемкими, но несмотря на это, будут представлять рутинные действия для специалистов в данной области техники, для которых предназначено данное изобретение. Более того, нижеприведенные примеры никоим образом не следует воспринимать как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Процесс удаления скважинного отклонителя после того, как из основного ствола скважины был создан или образован боковой ствол скважины, может потреблять ценные ресурсы и задерживать добычу углеводородов из ствола скважины. Скважинный отклонитель, который является растворимым, но обладает достаточной прочностью, чтобы выдержать суровые условия, связанные с отклонением бурового долота или фрезы во время бурения бокового ствола скважины, снижает потребление этих ценных ресурсов, что приводит к общему увеличению эффективности и продуктивности участка скважины и одновременному снижению затрат, связанных с добычей углеводородов.
Далее со ссылкой на графические материалы, на фиг. 1 проиллюстрирован вид в поперечном сечении растворимой компоновки скважинного отклонителя в окружающей ствол скважины среде в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения. Окружающая ствол скважины среда 100 может содержать основной или первичный ствол 102 скважины, который пробурен через различные подземные пласты (например, подземные и подводные пласты), включая пласт 104. Пласт 104 может содержать углеводородсодержащий пласт. После выполнения одной или более операций бурения основной ствол 102 скважины может быть закончен путем обсаживания всего или части основного ствола 102 скважины потайной обсадной колонной или обсадной колонной 106. Вся обсадная колонна 106 или ее часть может быть закреплена в основном стволе 102 скважины за счет укладки цемента 110 в кольцевом пространстве 112, определенном между обсадной колонной 106 и стенкой основного ствола 102 скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения предварительно фрезерованное окно 114 может быть размещено или расположено внутри стенки обсадной колонны 106.
После того как обсадная колонна 106 зацементирована, нижняя потайная обсадная колонна 116 может быть продлена вглубь основного ствола 102 скважины и прикреплена к внутренней стенке обсадной колонны 106 в заранее определенном месте в забое скважины (например, на заранее определенном расстоянии от предварительно фрезерованного окна 114 или в любом другом заранее определенном месте). Нижняя потайная обсадная колонна 116 может содержать на своем дистальном конце любой один или более скважинных инструментов или устройств. В одном или более вариантах реализации изобретения нижняя потайная обсадная колонна 116 может быть соединена с одним или более вторичными или боковыми стволами скважины (не проиллюстрированы), проложенными или созданными в забое скважины, например, через предварительно фрезерованное окно 114 или в любом другом месте и отходящими от основного ствола 102 скважины в различных угловых ориентациях.
После того как основной ствол 102 скважины закончен, растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя может располагаться, транспортироваться или размещаться в основном стволе 102 скважины на бурильной колонне 202. Бурильная колонна 202 может содержать множество бурильных труб, соединенных друг с другом встык. Бурильная колонна 202 может содержать трубчатую колонну, каротажную проволоку, тросовую проволоку, гибкие насосно-компрессорные трубы (проводные и беспроводные) или любое другое устройство, подходящее для транспортировки растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя в основном стволе 102 скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения бурильная колонна 202 не является необходимой, поскольку растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя может быть закачана в основной ствол 102 скважины. Растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя может содержать износостойкую накладку 224, растворимый скважинный отклонитель 204, защелочное анкерное крепление 206 и конструкцию 228 оправки. Любой один или более компонентов растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя может содержать растворимый материал, так что вся растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя или ее часть разрушается или растворяется таким образом, что в конечном итоге в основном стволе 102 скважины образуется траектория потока. В одном или более вариантах реализации изобретения защелочное анкерное крепление 206 может содержать растворимый материал. В одном или более вариантах реализации изобретения защелочное анкерное крепление 206 может содержать нерастворимый материал, например сталь, который остается прижатым к обсадной колонне 116 после завершения операции бурения и во время одного или более периодов добычи или протекания потока флюидов через основной ствол 102 скважины. В одном или более вариантах реализации изобретения растворимый скважинный отклонитель 204 может быть соединен с конструкцией оправки 228. Конструкция 228 оправки обеспечивает опору для растворимого скважинного отклонителя 204. Конструкция 228 оправки соединяется с защелочным анкерным креплением 206. Защелочное анкерное крепление 206 удерживает или размещает конструкцию 228 оправки на обсадной колонне 116.
В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 может быть соединена с растворимым скважинным отклонителем 204 таким образом, что фреза 208 контактирует или входит в зацепление с износостойкой накладкой 224. Износостойкая накладка 224 может представлять собой наклонную поверхность, угловую поверхность или откос, который отклоняет одну или более фрез 208 в сторону стенки обсадной колонны 106 для фрезерования вырезки окна в обсадной колонне или фрезерования через предварительно фрезерованное окно 114. Износостойкая накладка 224 предотвращает фрезерование фрезой 208 растворимого скважинного отклонителя 204.
В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 может содержать материал с высокой устойчивостью к эрозии и высокой скоростью растворения. В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 содержит химически активный, легко разрушающийся металл или сплав. В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 содержит разлагаемый композит из металлической матрицы или сплава со структурой твердого раствора, который является устойчивым к истиранию, устойчивым к эрозии, или композитом в растворимой матрице. Сплав может включать в себя новый сплав, композитный сплав или гибридный сплав и может содержать химически активный металл, включая, но не ограничиваясь этим, кальций, магний и алюминий и по меньшей мере один легирующий элемент, который включает, но не ограничивается этим, любое одно или более из лития, магния, кальция, галлия, индия, висмута, цинка и алюминия. Разлагаемый композит, например металлическая матрица или сплав со структурой твердого раствора, исчезает или растворяется в процессе гальванического разложения или коррозии. В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 может содержать диспергированный, устойчивый к эрозии материал, который связан растворимым сплавом со структурой твердого раствора. В одном или более вариантах реализации изобретения диспергированный, устойчивый к эрозии материал может включать керамику, включая, но не ограничиваясь этим, диоксид циркония, оксид алюминия, карбид, вольфрам, борид, нитрид, алмаз или диоксид кремния. Керамика может быть оксидной или неоксидной. В одном или более вариантах реализации изобретения диспергированный, устойчивый к эрозии материал может представлять собой закаленный металл, включая, но не ограничиваясь этим, сталь, индий, титановые сплавы или хромовые сплавы. В одном или более вариантах реализации изобретения диспергированный, устойчивый к эрозии материал может представлять собой волокно или плетеный мат. В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 может содержать одну или более частиц карбида, например карбида кремния, склеенных или сцепленных вместе в матрице из растворимого материала, например магниевого или алюминиевого сплава.
В одном или более вариантах реализации изобретения износостойкая накладка 224 может содержать легирующую примесь, добавляемую к композиту для увеличения и регулирования гальванического разрушения или коррозии износостойкой накладки 224. В одном или более вариантах реализации изобретения легирующая примесь может содержать любое одно или более из никеля, железа, меди, цинка, алюминия, титана или углерода. Разлагаемый композит, который содержит сплав и диспергированный, устойчивый к эрозии материал, может состоять из различных структур, например, химически активного металла или сплава с кристаллической, аморфной или смешанной кристаллической и аморфной структурой, структурой, подобной к применяемой в порошковой металлургии, а также композитной и гибридной структурой. В одном или более вариантах реализации изобретения тип разлагаемого композита, включая легирующую примесь и устойчивый к эрозии материал, может быть выбран или определен на основании любого одного или более факторов или критериев, включая, но не ограничиваясь этим, любое одно или более из типа пласта 104, температуры, давления, типа фрезы 208, скорости вращения бурильной колонны 202, требуемой или необходимой скорости разрушения, растворения или коррозии или любого другого фактора.
Во время операции бурения для создания вторичного ствола скважины фреза 208 может контактировать или входить в зацепление с износостойкой накладкой 224. Композит износостойкой накладки 224, например, магниевый сплав с легирующей примесью, в конечном итоге растворяется. Например, твердосплавные частицы композита износостойкой накладки 224 могут превращаться в пыль или мелкие частицы, которые поглощаются или вымываются из основного ствола скважины 102 скважинным флюидом или настолько малы, что не имеют никакого значения для операций дальнейшего бурения или добычи или не препятствуют им. В одном или более вариантах реализации изобретения любой один или более компонентов или всей растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя содержат разлагаемый металл с диспергированным, устойчивым к эрозии материалом, легирующей примесью или и тем, и другим.
Защелочное анкерное крепление 206 может содержать корпус 210 защелки, уплотнение 212 и профиль 214 защелки. Профиль 214 защелки сопрягается с соединением 216 защелки, установленным в обсадной колонне 106 в заранее определенном месте. Когда растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя опускается в основной ствол 102 скважины, профиль 214 защелки находит, размещается или позиционируется в соединении 216 защелки для закрепления растворимой компоновка 200 скважинного отклонителя на месте внутри основного ствола 102 скважины. Защелочное анкерное крепление 206 может ориентировать последующие или дополнительные растворимые компоновки 200 скважинного отклонителя в той же заранее определенной угловой ориентации относительно, например, предварительно фрезерованного окна 114 или любого другого места вдоль обсадной колонны 106. Уплотнение 212 может быть зацеплено и иным образом активировано, чтобы предотвратить перемещение флюидов через защелочное анкерное крепление 206 в месте сопряжения корпуса 210 защелки и внутренней стенки обсадной колонны 106. Защелочное анкерное крепление 206 может обеспечивать опору для одного или более других компонентов растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя, включая, но не ограничиваясь этим, любое одно или более из износостойкой накладки 224, конструкции 228 оправки или растворимого скважинного отклонителя 204.
В одном или более вариантах реализации изобретения скважинный инструмент или устройство 226, например инструмент для измерения в процессе бурения («ИПБ»), может ориентировать растворимую компоновку 200 скважинного отклонителя внутри основного ствола 102 скважины и может по меньшей мере частично использоваться для определения местоположения соединения 216 защелки. Инструмент 226 может содержать один или более датчиков, которые могут подтверждать или предоставлять одно или более измерений, связанных с угловой ориентацией растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя. Одно или более измерений могут по меньшей мере частично использоваться для обеспечения того, чтобы растворимый скважинный отклонитель 204 и одна или более фрез 208 были правильно ориентированы в заранее определенном месте, например, в предварительно фрезерованном окне 114.
На фиг. 2 проиллюстрирован вид в поперечном сечении растворимой компоновки скважинного отклонителя в среде, окружающей ствол скважины, в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения. Бурильная колонна 202 может перемещать или направлять одну или более фрез 208 в направлении вниз по стволу скважины относительно износостойкой накладки 224. Износостойкая накладка 224 направляет или заставляет одну или более фрез 208 подниматься вверх по наклонной поверхности износостойкой накладки 224. Износостойкая накладка 224 отклоняет одну или более фрез 208 для вхождения в зацепление со стенкой обсадной колонны 106 или предварительно фрезерованным окном 114. Вращение одной или более фрез 208 посредством бурильной колонны 202 расфрезеровывает обсадную колонну 106 или предварительно фрезерованное окно 114, чтобы сформировать вырезку окна 302 в обсадной колонне для образования начала бокового или вторичного ствола 304 скважины, который отходит от основного ствола 102 скважины. Уплотнение 212 защелки одного или более защелочных анкерных креплений 206 может препятствовать потоку флюида протекать в или через основной ствол 102 скважины. Уплотнение 212 может содержать разлагаемый эластомерный или металлический материал. Защелочное анкерное крепление 206 и уплотнитель 212 защелки могут направлять поток флюида к или по направлению к боковому стволу 304 скважины.
В одном или более вариантах реализации изобретения конструкция 228 оправки растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя может содержать отверстие или прорезь (не проиллюстрировано). В одном или более вариантах реализации изобретения после завершения операции бурения или другой операции в основной ствол 102 скважины может быть подана или закачана эрозионная или коррозийная жидкость, например кислота, чтобы разрушить или растворить износостойкую накладку 224. Извлекающий или подъемный инструмент может входить в зацепление с отверстием (не проиллюстрировано) конструкции 228 оправки для извлечения любых оставшихся или нерастворенных частей растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя.
В одном или более вариантах реализации изобретения растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя может быть частично растворимой. Растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя может содержать растворимую сердцевину 306. Один или более компонентов растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя могут не растворяться, например, защелочное анкерное крепление 206, одна или более частей скважинного отклонителя 204 или любая другая стенка или компонент растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя. Растворимая сердцевина 306 может растворяться, подвергаться коррозии или разлагаться во время операции бурения, так что в основном стволе 102 скважины образуется траектория потока (не проиллюстрирована). В одном или более вариантах реализации изобретения эрозионная или коррозийная жидкость, например кислота, может быть подана или закачана в основной ствол 102 скважины после создания бокового ствола 304 скважины. Эрозионная жидкость может разлагать, растворять, разъедать или разрушать износостойкую пластину 224, обнажая растворимую сердцевину 306. Растворимая сердцевина 306 может растворяться во время операции бурения, после воздействия эрозионной жидкости или в любое другое время. Траектория потока (не проиллюстрирована) может обеспечить протекание или подачу флюидов, механических инструментов или устройства, любого другого материала или устройства или любой их комбинации через основной ствол 102 скважины. Любые нерастворенные части растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя могут оставаться в основном стволе 102 скважины в качестве возвратного отклонителя или в любое время могут быть извлечены. В одном или более вариантах реализации изобретения нерастворенные части растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя могут быть извлечены с помощью подъемного инструмента (не проиллюстрирован) после того, как в основной ствол 102 скважины поступила кислота для растворения износостойкой накладки 224. Такое извлечение может потребовать меньшего количества ресурсов. Например, может потребоваться меньше времени для удаления какой-либо одной или более частей растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя, поскольку нерастворенные части растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя могут быть легкими и просто извлекаемыми, и для растворения одной или более частей растворимой компоновки 200 скважинного отклонителя может потребоваться только незначительное или небольшое количество кислоты.
На фиг. 3 графически представлены эрозионная устойчивость и скорости растворения материалов компоновки скважинного отклонителя в соответствии с одним или более аспектами данного изобретения. На фиг. 3 проиллюстрированы эрозионная устойчивость и скорости растворения трех разных материалов для компоновки скважинного отклонителя. Результаты, проиллюстрированные на фиг. 3, были получены с помощью насоса мощностью в одну лошадиную силу, работающего со скоростью пятнадцать грамм в минуту, с использованием двадцати фунтов (9 килограммов) абразивной дроби в двадцати пяти галлонах (95 литрах) воды. Размер сита абразивной дроби составлял 70/140. Результаты были получены примерно через один час закачки. На фиг. 3 проиллюстрирована компоновка скважинного отклонителя, которая содержит полностью или частично растворимый металл, обеспечивает высокую скорость растворения, но низкую эрозионную устойчивость, так что фреза (например, фреза 208 в соответствии с фиг. 1) легко или без труда пробивается сквозь или просверливает компоновку скважинного отклонителя. Компоновка скважинного отклонителя, которая содержит полностью или частично чугунный материал, обеспечивает высокую эрозионную устойчивость, но низкую скорость растворения, так что компоновка скважинного отклонителя должна быть извлечена после завершения операции бурения. Компоновка скважинного отклонителя, такая как растворимая компоновка 200 скважинного отклонителя (фиг. 1 или фиг. 2), обеспечивает хороший баланс между эрозионной устойчивостью и скоростью растворения, так что операция бурения может быть завершена без дополнительных затрат на извлечение компоновки скважинного отклонителя.
В одном или более вариантах реализации изобретения способ включает транспортировку растворимой компоновки скважинного отклонителя в основной ствол скважины, отклонение фрезы износостойкой накладкой растворимой компоновки скважинного отклонителя, создание бокового ствола скважины отклоненной фрезой и размывание по меньшей мере части износостойкой накладки. Кроме того, способ может включать растворение части растворимой компоновки скважинного отклонителя. Способ может дополнительно включать создание траектории потока через растворенную часть растворимой компоновки скважинного отклонителя. Способ может дополнительно включать удаление нерастворенной части растворимой компоновки скважинного отклонителя из основного ствола скважины. Способ может дополнительно включать закачку эрозионной жидкости в основной ствол скважины и размывание износостойкой накладки с помощью закачиваемой эрозионной жидкости. Способ может дополнительно включать размещение растворимой компоновки скважинного отклонителя в основном стволе скважины на основании, по меньшей мере частично, результатов одного или более измерений скважинного инструмента.
В одном или более вариантах реализации изобретения растворимая компоновка скважинного отклонителя может содержать скважинный отклонитель, при этом скважинный отклонитель содержит одну или более растворимых частей и износостойкую накладку, соединенную со скважинным отклонителем, при этом износостойкая накладка содержит композит и при этом композит содержит устойчивый к эрозии материал, который устойчив к воздействию фрезы. Система может дополнительно содержать растворимую сердцевину, расположенную внутри скважинного отклонителя. Система может дополнительно содержать защелочное анкерное крепление, соединенное со скважинным отклонителем. Система может дополнительно содержать уплотнение, расположенное внутри защелочного анкерного крепления, при этом уплотнение расположено так, что жидкость не перемещается через защелочное анкерное крепление. Система может дополнительно содержать износостойкую накладку, при этом износостойкая накладка имеет откос. Система может дополнительно содержать конструкцию оправки внутри скважинного отклонителя и отверстие в конструкции оправки, при этом отверстие входит в зацепление с извлекающим инструментом. Способ может дополнительно включать композит, при этом композит износостойкой накладки содержит легирующую примесь.
В одном или более вариантах реализации изобретения скважинная система содержит основной ствол скважины, обсадную колонну, закрепленную в основном стволе скважины, растворимую компоновку скважинного отклонителя, расположенную внутри основного ствола скважины, при этом растворимая компоновка скважинного отклонителя содержит скважинный отклонитель, при этом скважинный отклонитель содержит одну или более растворимых частей и износостойкую накладку, соединенную со скважинным отклонителем, при этом износостойкая накладка содержит композит, при этом композит содержит устойчивый к эрозии материал, который устойчив к воздействию фрезы. Скважинная система может дополнительно содержать бурильную колонну, расположенную внутри основного ствола скважины, и по меньшей мере одну фрезу бурильной колонны, находящуюся в зацеплении с износостойкой накладкой. Скважинная система может дополнительно содержать боковой ствол скважины, который отходит от основного ствола скважины в месте вырезки окна в обсадной колонне, при этом вырезка окна в обсадной колонне создается за счет отклонения по меньшей мере одной фрезы износостойкой накладкой. Скважинная система может дополнительно содержать конструкцию оправки внутри скважинного отклонителя, отверстие конструкции оправки и извлекающий инструмент, находящийся в зацеплении с отверстием конструкции оправки. Скважинная система может дополнительно содержать растворимую сердцевину скважинного отклонителя. Скважинная система может дополнительно содержать композит, при этом композит износостойкой накладки содержит легирующую примесь. Скважинная система может дополнительно содержать защелочное анкерное крепление, соединенное со скважинным отклонителем, при этом защелочное анкерное крепление прикрепляет растворимую компоновку скважинного отклонителя к основному стволу скважины.
Хотя подробно описаны данное изобретение и его преимущества, следует понимать, что различные изменения, замены и преобразования могут быть выполнены в данном документе без отклонения от сущности и объема данного изобретения, как определено в последующей формуле изобретения.

Claims (41)

1. Способ создания бокового ствола скважины отклоненной фрезой, включающий:
транспортировку растворимой компоновки скважинного отклонителя в основной ствол скважины, причем компоновка скважинного отклонителя содержит растворимый отклонитель и износостойкую накладку, присоединенную к центральной части растворимого отклонителя;
отклонение фрезы износостойкой накладкой растворимой компоновки скважинного отклонителя;
создание бокового ствола скважины отклоненной фрезой и
разрушение по меньшей мере части износостойкой накладки,
причем износостойкая накладка предотвращает фрезерование фрезой растворимого скважинного отклонителя, при этом износостойкая накладка содержит устойчивый к эрозии растворимый материал, и причем материал представляет собой металлическую матрицу или разлагаемый композит сплава со структурой твердого раствора.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий по меньшей мере одно из:
растворение части растворимой компоновки скважинного отклонителя;
создание траектории потока через растворенную часть растворимой компоновки скважинного отклонителя;
удаление нерастворенной части растворимой компоновки скважинного отклонителя из основного ствола скважины и
размещение растворимой компоновки скважинного отклонителя в основном стволе скважины, по меньшей мере частично, на основании результатов одного или более измерений скважинного прибора; а также
закачивание эрозионной жидкости в основной ствол скважины и разрушение износостойкой накладки с помощью закачанной эрозионной жидкости.
3. Растворимая компоновка скважинного отклонителя, содержащая:
скважинный отклонитель, при этом скважинный отклонитель содержит одну или более растворимых частей; и
износостойкую накладку, соединенную с центральной частью скважинного отклонителя, при этом износостойкая накладка содержит устойчивый к эрозии растворимый материал, и причем материал представляет собой металлическую матрицу или разлагаемый композит сплава со структурой твердого раствора, причем износостойкая накладка предотвращает фрезерование фрезой растворимого скважинного отклонителя, и при этом материал устойчив к воздействию фрезы.
4. Растворимая компоновка скважинного отклонителя по п. 3, дополнительно содержащая по меньшей мере одно из:
растворимого сердечника, расположенного внутри скважинного отклонителя;
защелочного анкерного крепления, соединенного со скважинным отклонителем;
уплотнения, расположенного внутри защелочного анкерного крепления, при этом уплотнение расположено так, что жидкость не перемещается через защелочное анкерное крепление; и
конструкции оправки внутри скважинного отклонителя и
отверстия конструкции оправки, которое может входить в зацепление с извлекаемым инструментом.
5. Растворимая компоновка скважинного отклонителя по п. 3 или 4, отличающаяся тем, что по меньшей мере одно из: износостойкая накладка имеет откос и композит износостойкой накладки содержит легирующую примесь.
6. Скважинная система, содержащая:
основной ствол скважины;
обсадную колонну, закрепленную внутри основного ствола скважины;
растворимую компоновку скважинного отклонителя, расположенную внутри основного ствола скважины, при этом растворимая компоновка скважинного отклонителя содержит:
скважинный отклонитель, при этом скважинный отклонитель содержит одну или более растворимых частей; и
износостойкую накладку, соединенную с центральной частью скважинного отклонителя, при этом износостойкая накладка содержит устойчивый к эрозии растворимый материал, и причем материал представляет собой металлическую матрицу или разлагаемый композит сплава со структурой твердого раствора, при этом материал устойчив к воздействию фрезы.
7. Скважинная система по п. 6, дополнительно содержащая:
бурильную колонну, расположенную внутри основного ствола скважины; и
по меньшей мере одну фрезу бурильной колонны, находящуюся в зацеплении с износостойкой накладкой.
8. Скважинная система по п. 6 или 7, дополнительно содержащая по меньшей мере одно из:
бокового ствола скважины, который отходит от основного ствола скважины в месте вырезки окна в обсадной колонне, при этом вырезка окна в обсадной колонне создается за счет отклонения по меньшей мере одной фрезы износостойкой накладкой;
растворимого сердечника скважинного отклонителя и
защелочного анкерного крепления, соединенного со скважинным отклонителем, при этом защелочное анкерное крепление закрепляет растворимую компоновку скважинного отклонителя в основном стволе скважины.
9. Скважинная система по п. 6, 7 или 8, дополнительно содержащая:
конструкцию оправки внутри скважинного отклонителя;
отверстие конструкции оправки и
извлекающий инструмент, находящийся в зацеплении с отверстием конструкции оправки.
10. Скважинная система по п. 6, 7, 8 или 9,
отличающаяся тем, что композит износостойкой накладки содержит легирующую примесь.
RU2019110134A 2016-12-02 2016-12-02 Растворимый скважинный отклонитель для ствола многоствольной скважины RU2723066C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/US2016/064676 WO2018101960A1 (en) 2016-12-02 2016-12-02 Dissolvable whipstock for multilateral wellbore

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2723066C1 true RU2723066C1 (ru) 2020-06-08

Family

ID=62242236

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019110134A RU2723066C1 (ru) 2016-12-02 2016-12-02 Растворимый скважинный отклонитель для ствола многоствольной скважины

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10619438B2 (ru)
AU (1) AU2016430875B2 (ru)
GB (1) GB2571011B (ru)
NO (1) NO20190327A1 (ru)
RU (1) RU2723066C1 (ru)
WO (1) WO2018101960A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2936851A1 (en) 2014-02-21 2015-08-27 Terves, Inc. Fluid activated disintegrating metal system
US10865465B2 (en) 2017-07-27 2020-12-15 Terves, Llc Degradable metal matrix composite
US11167343B2 (en) 2014-02-21 2021-11-09 Terves, Llc Galvanically-active in situ formed particles for controlled rate dissolving tools
NO20210732A1 (en) 2019-02-08 2021-06-04 Halliburton Energy Services Inc Deflector Assembly And Method For Forming A Multilateral Well
US11454082B2 (en) * 2020-08-25 2022-09-27 Saudi Arabian Oil Company Engineered composite assembly with controllable dissolution
US11867012B2 (en) 2021-12-06 2024-01-09 Saudi Arabian Oil Company Gauge cutter and sampler apparatus
NO347455B1 (en) * 2022-04-29 2023-11-06 Equinor Energy As Whipstock assembly and associated method of installing the whipstock assembly

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6125937A (en) * 1997-02-13 2000-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing a subterranean well and associated apparatus
US6241021B1 (en) * 1999-07-09 2001-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing an uncemented wellbore junction
US6457525B1 (en) * 2000-12-15 2002-10-01 Exxonmobil Oil Corporation Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore
US20080105438A1 (en) * 2006-02-09 2008-05-08 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
WO2015187297A1 (en) * 2014-06-04 2015-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Whipstock and deflector assembly for multilateral wellbores

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2509144A (en) * 1945-08-10 1950-05-23 Donovan B Grable Well plugging and whipstocking
US5887655A (en) * 1993-09-10 1999-03-30 Weatherford/Lamb, Inc Wellbore milling and drilling
US5765641A (en) 1994-05-02 1998-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Bidirectional disappearing plug
US5479986A (en) 1994-05-02 1996-01-02 Halliburton Company Temporary plug system
GB9717572D0 (en) * 1997-08-20 1997-10-22 Hennig Gregory E Main bore isolation assembly for multi-lateral use
US7353867B2 (en) * 2002-04-12 2008-04-08 Weatherford/Lamb. Inc. Whipstock assembly and method of manufacture
US6883611B2 (en) * 2002-04-12 2005-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Sealed multilateral junction system
US20040108739A1 (en) * 2002-12-10 2004-06-10 Beeman Robert S. Whipstock retrieving overshot
US7168494B2 (en) 2004-03-18 2007-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Dissolvable downhole tools
US10316616B2 (en) 2004-05-28 2019-06-11 Schlumberger Technology Corporation Dissolvable bridge plug
WO2006088603A1 (en) 2005-01-21 2006-08-24 Fairmount Minerals, Ltd. Soluble diverting agents
US20070034384A1 (en) * 2005-07-08 2007-02-15 Pratt Christopher A Whipstock liner
US8567494B2 (en) 2005-08-31 2013-10-29 Schlumberger Technology Corporation Well operating elements comprising a soluble component and methods of use
US8231947B2 (en) 2005-11-16 2012-07-31 Schlumberger Technology Corporation Oilfield elements having controlled solubility and methods of use
US20080149351A1 (en) 2006-12-20 2008-06-26 Schlumberger Technology Corporation Temporary containments for swellable and inflatable packer elements
US7775286B2 (en) 2008-08-06 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Convertible downhole devices and method of performing downhole operations using convertible downhole devices
US8528633B2 (en) 2009-12-08 2013-09-10 Baker Hughes Incorporated Dissolvable tool and method
US20130020084A1 (en) 2011-07-22 2013-01-24 Baker Hughes Incorporated Affixation and release assembly for a mill and method
US9833838B2 (en) 2011-07-29 2017-12-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method of controlling the corrosion rate of alloy particles, alloy particle with controlled corrosion rate, and articles comprising the particle
US9033055B2 (en) 2011-08-17 2015-05-19 Baker Hughes Incorporated Selectively degradable passage restriction and method
US9869160B2 (en) 2014-06-02 2018-01-16 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Dissolvable sieve, particulate tolerant system and method of protecting a tool from particulate
CN104096833B (zh) 2014-07-09 2017-01-04 徐梓辰 一种用于井下施工用的可溶解金属材料
WO2016099439A1 (en) 2014-12-15 2016-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore sealing system with degradable whipstock

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6125937A (en) * 1997-02-13 2000-10-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing a subterranean well and associated apparatus
US6241021B1 (en) * 1999-07-09 2001-06-05 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing an uncemented wellbore junction
US6457525B1 (en) * 2000-12-15 2002-10-01 Exxonmobil Oil Corporation Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore
US20080105438A1 (en) * 2006-02-09 2008-05-08 Schlumberger Technology Corporation Degradable whipstock apparatus and method of use
WO2015187297A1 (en) * 2014-06-04 2015-12-10 Halliburton Energy Services, Inc. Whipstock and deflector assembly for multilateral wellbores

Also Published As

Publication number Publication date
AU2016430875B2 (en) 2021-12-23
US10619438B2 (en) 2020-04-14
GB2571011A (en) 2019-08-14
US20180371860A1 (en) 2018-12-27
GB201903276D0 (en) 2019-04-24
GB2571011B (en) 2021-11-24
WO2018101960A1 (en) 2018-06-07
NO20190327A1 (en) 2019-03-08
AU2016430875A1 (en) 2019-04-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2723066C1 (ru) Растворимый скважинный отклонитель для ствола многоствольной скважины
US20180238133A1 (en) Sharp and erosion resistance degradable material for slip buttons and sliding sleeve baffles
US5950742A (en) Methods and related equipment for rotary drilling
EP2554777B1 (en) Systems and methods for drilling boreholes with noncircular or variable cross-sections
EP0677135A4 (en) METHOD AND DEVICE FOR SETTING A DEFLECTING WEDGE.
CN107893628B (zh) 贯通式空气反循环潜孔锤钻探工艺
Shokry et al. Well design optimization through the elimination of intermediate casing string
Kerunwa et al. OVERVIEW OF THE ADVANCES IN CASING DRILLING TECHNOLOGY.
Reiss et al. Offshore and onshore European horizontal wells
Sinor et al. Rotary liner drilling for depleted reservoirs
Blöcher et al. D3. 2 Report on radial jet-drilling (RJD) stimulation technology
Holt et al. A Method for Drilling Moving Salt Formations—Drilling and Underreaming Concurrently
Diller Field-/well-integrity issues, well-abandonment planning, and workover operations on an inadequately abandoned well: Peace river, alberta, case study
JP6982598B2 (ja) 大深度掘削装置及び大深度掘削方法
Emelander et al. Casing Exit in Expandable Liner Enables Operator to Avoid Redrilling 3,000-ft Hole Sections in Gulf
Baumgärtner et al. Soultz-sous-Forêts: main technical aspects of deepening the well GPK-2
Ogwumike et al. Drilling Technique Improves Directional Steering Control in Very Weak Formation and Reduces Wellbore Collision Risk
Won et al. Double-section, non-retrievable casing drilling technique
Galloway Cement in place Drilling with Casing System provides safe, reliable method for improving drilling efficiency
Ngue Level 3 Casing Drilling in a Mature Field Environment
US20220154567A1 (en) Method and System for Mining
Hearn et al. Coiled tubing window milling
Feizal et al. Successful Remedial of Collapsed Conductor Pipe With Collision Issue in Offshore Jack Up Operation
Anderson et al. Deep Drilling Basic Research: Volume 4-System Description. Final Report, November 1988--August 1990
CN117266744A (zh) 一种水平井煤层气采集工艺