DE69505523T2 - Verfahren zum bohren eines seitlichen bohrloches - Google Patents
Verfahren zum bohren eines seitlichen bohrlochesInfo
- Publication number
- DE69505523T2 DE69505523T2 DE69505523T DE69505523T DE69505523T2 DE 69505523 T2 DE69505523 T2 DE 69505523T2 DE 69505523 T DE69505523 T DE 69505523T DE 69505523 T DE69505523 T DE 69505523T DE 69505523 T2 DE69505523 T2 DE 69505523T2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- string
- opening
- guide surface
- longitudinal axis
- wellbore
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 13
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 13
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0035—Apparatus or methods for multilateral well technology, e.g. for the completion of or workover on wells with one or more lateral branches
-
- 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
- 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
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
- Bis zum heutigen Zeitpunkt sind horizontale Schachtbohrungen, d. h. Schachtbohrungen, die im wesentlichen vertikal beginnen und sich dann in eine im wesentlichen horizontale Anordnung krümmen, verwendet worden, um produktivere Schächte zu erhalten.
- Es gibt eine Anzahl existierender primärer Schachtbohrungen, sowohl vertikal als auch mit einer Ablenkung, deren Produktionskapazität dadurch verbessert werden könnte, daß sekundäre oder Seitenschachtbohrungen von ihnen weg gebohrt werden.
- Diese Erfindung stellt ein Zeit- und kosteneffizientes Verfahren zum Verbessern der Produktionskapazität einer primären Schachtbohrung zur Verfügung, ob vertikal oder mit einer Ablenkung, und zwar durch das Bereitstellen einer Prozedur, durch welche eine oder mehrere sekundäre Schachtbohrungen von der primären Schachtbohrung aus an einer oder mehreren Stellen entlang dieser Schachtbohrung ausgebildet werden.
- Gemäß dieser Erfindung wird mindestens eine Öffnung in einem Kanalstrang, sei es ein Mantel oder ein Röhrenstrang, der entlang der Schachtbohrung verläuft, ausgebildet, wonach ein Röhrenstrang in den Kanalstrang eingesetzt wird, wobei der Röhrenstrang eine Führungsoberfläche an seinem entfernten Ende trägt. Danach wird eine Lochabwärts- Bohrbaugruppe in den Röhrenstrang mittels einer gewendelten bzw. einer Windungsröhre eingefahren, um mit der Führungsoberfläche in Eingriff zu kommen und dadurch die Rohrbaugruppe in Richtung der Öffnung auszurichten. Beim Betrieb der Rohrbaugruppe wird eine sekundäre (Seiten-)Schachtbohrung ausgebildet, welche sich in einem Winkel zur Längsachse der primären Schachtbohrung erstreckt.
- Demgemäß ist es eine Aufgabe dieser Erfindung, ein neues und verbessertes Verfahren zur Erhöhung der Produktionskapazität einer primären Schachtbohrung zur Verfügung zu stellen. Es ist eine weitere Aufgabe, ein neues verbessertes Verfahren zum Ausbilden mindestens einer sekundären Schachtbohrung aus einer existierenden primären Schachtbohrung zur Verfügung zu stellen.
- Andere Aspekte, Ziele und Vorteile dieser Erfindung werden für Fachleute aus der vorliegenden Offenbarung und den angehängten Ansprüchen ersichtlich werden.
- Gemäß der vorliegenden Erfindung wird ein Verfahren zur Steigerung der Produktionskapazität einer primären Schachtbohrung bereitgestellt, wobei die Schachtbohrung eine Längsachse hat und sich entlang dieser Längsachse in die Erde erstreckt, wobei die Schachtbohrung mindestens einen Kanalstrang umfaßt, welcher eine Längsachse hat, die im wesentlichen mit der Längsachse der Schachtbohrung ausgerichtet ist, wobei der Kanalstrang einen Innenraum entlang seiner Längsachse hat und das Verfahren die folgenden Schritte aufweist: Entfernen mindestens eines radialen Teilabschnitt des Kanalstrangs, um eine Öffnung darin zur Verfügung zu stellen, Bereitstellen eines Röhrenstranges mit einer Längsachse und einem Innenraum entlang der Längsachse, wobei der Röhrenstrang eine Führungsoberfläche an seinem entfernten Ende trägt, Einsetzen des Röhrenstranges in den Innenraum des Kanalstrangs, so daß die Führungsoberfläche in der Umgebung der Öffnung liegt und auf einen Abschnitt der Öffnung zu ausgerichtet ist. Bereitstellen einer gewendelten bzw. einer Windungsröhre mit einer Bohrbaugruppe an ihrem entfernten Ende, Hindurchführen der Windungsröhre und der Bohrbaugruppe durch den Innenraum des Röhrenstranges, um die Bohrbaugruppe mit der Führungsoberfläche in Eingriff zu bringen und die Bohrbaugruppe in Richtung des Öffnungsabschnitts in einem Winkel zur Längsachse der Schachtbohrung zu führen, und Betreiben der Bohrbaugruppe, um eine sekundäre Schachtbohrung auszubilden, welche sich in einem Winkel zur Längsachse der primären Schachtbohrung erstreckt.
- Bei einer Ausführungsform wird die Führungsoberfläche innen von dem Röhrenstrang getragen.
- Die Erfindung wird nunmehr unter Bezugnahme auf bevorzugte Ausführungsformen und mit Hilfe der beiliegenden Zeichnungen beschrieben. Es zeigen:
- Fig. 1 einen Querschnitt einer existierenden primären Schachtbohrung;
- Fig. 2 die Schachtbohrung der Fig. 1, nachdem eine Öffnung darin ausgebildet wurde, und mit einer Röhrenführungs-Oberflächenkombination, eingesetzt in die primäre Schachtbohrung;
- Fig. 3 die Schachtbohrung der Fig. 2, nachdem die Röhrenführungs-Oberflächenkombination an ihrem Platz angesetzt worden ist und eine Lochabwärts- Motorbit-Baugruppe in der Innere der Röhre mittels eines gewendelten Röhrenstranges eingesetzt wurde;
- Fig. 4 die Schachtbohrung der Fig. 3, nachdem eine sekundäre Schachtbohrung in einem Winkel zur Längsachse der primären Schachtbohrung gebohrt worden ist und bei Beginn der Ausbildung einer weiteren Sekundärschachtbohrung;
- Fig. 5 eine obere Ansicht einer primären Schachtbohrung, von der aus fünf sekundäre Schachtbohrungen gebohrt worden sind;
- Fig. 6 einer Vorderansicht einer Führungsoberfläche, wie sie für die vorliegende Erfindung nutzbar ist;
- Fig. 7 eine Strahlbohrbaugruppe, die für die vorliegende Erfindung nutzbar ist; und
- Fig. 8 eine alternative Ausführungsform der Führungsoberfläche.
- Die Fig. 1 zeigt die Erdoberfläche 1 mit einer primären Schachtbohrung 2, die sich im wesentlichen vertikal in diese hinein bis nach unten zur unterirdischen geologischen Formation 3 erstreckt, von welcher aus ein oder mehreren Mineralien, wie z. B. Öl, Erdgas, Kohlendioxid oder ähnliches produziert bzw. geliefert werden. Am oberen Abschnitt der Schachtbohrung 2 erstreckt sich längs eine Metallkanalstrangbohrung 4, der üblicherweise als Oberflächenmantel bezeichnet wird. Am Rest der Schachtbohrung 2 erstreckt sich längs ein Kanalstrang 5 mit geringerem Durchmesser, welcher entweder eine Metallummantelung oder ein Rohr, aber öfter eine Ummantelung ist. Das hintere Ende des Kanalstrangs 5 schließt mit einer geschlitzten Verrohrung 6 ab, durch welche Fluid oder fluidisierte Mineralien aus der Formation 3 in den offenen Innenraum 7 des Kanalstrangs 5 zur Pro duktion und Gewinnung an der Erdoberfläche 1 strömen können, wie durch den Pfeil 8 gezeigt ist. Die Schachtbohrung 2 wird an der Erdoberfläche 1 durch einen gewöhnlichen Schachtkopf 10 abgedeckt, welcher eine mit Ventilen versehene Leitung 11 zur Gewinnung der Materialien an der Erdoberfläche trägt. Der Schachtkopf 10 ist durch ein herkömmliches Kronenventil 12 abgedeckt. Die primäre Schachtbohrung 2 hat eine Längsachse 13, die sich in die Erde hinein erstreckt und mit der Längsachse des Kanalstrangs ausgerichtet ist und zusammenfällt. Die Längsachse des Kanalstrangs 5 kann deshalb ebenfalls durch die Längsachse 13 wiedergegeben werden. Der Innenraum 7 des Kanalstrangs 5 erstreckt sich entlang der Achse 13.
- Gemäß dieser Erfindung ist, wie in Fig. 2 gezeigt ist, mindestens ein radialer Teilabschnitt 20 des Kanalstrangs 5 entfernt, um eine Öffnung 21 darin auszubilden. Die Ausführungsform der Fig. 2 trennt den unteren Abschnitt 35 des Kanalstrangs 5 vollständig vom verbleibenden oberen Abschnitt desselben, obwohl gemäß dieser Erfindung eine vollständige Abtrennung nicht notwendig ist. Beispielsweise kann die Öffnung 21 nur ein Fenster sein, das in den Kanalstrang 21 eingefräst ist, was den Kanalstrang 5 vom Oberteil bis zum Unterteil intakt läßt, da ein Fenster im wesentlichen weniger als den 360º-Radius einnehmen wird, der durch die Öffnung 21 der Fig. 2 eingenommen wird. Die Öffnung 21 oder ein schmaleres Fenster kann sich entlang jedweder gewünschten Länge entlang der Achse des Kanalstrangs 5 erstrecken, anstatt über den vollständigen oder gesamten Umfang des Kanalstrangs, wie in Fig. 2 gezeigt ist. Die Ausbildung einer Öffnung 21 stellt einen im wesentlichen größeren Zugang zur Formation 3 für die spätere Produktion größerer Mengen an Mineralien in den Innenraum 7 hinein zur Verfügung.
- Nach der Ausbildung der Öffnung 21 wird ein herkömmlicher Röhrenstrang 22 (gegliedert oder gewendelt) in den Innenraum 7 von der Erdoberfläche 1 aus eingesetzt, wobei der Röhrenstrang 22 eine Längsachse 23 und einen offenen Innenraum 24 entlang der Achse 23 hat. Der Röhrenstrang 22 trägt an seinem entfernten Ende eine Führungsoberfläche 25, einen optionalen Mittelausrichter 26 und ein optionales Dichtungsstück 27. Das Dichtungsstück 27 ist bei Inbetriebnahme dehnbar (mechanisch, elektrisch oder mittels Druck), um sich auszudehnen und mit der inneren Oberfläche 28 des Kanalstrangs abzudichten. Diese integrale Röhren 22-Oberflächen 25-Kombination wird durch den Innenraum abgelassen, wie durch den Pfeil 29 dargestellt ist, bis die Führungsoberfläche sich in der Umgebung der Öffnung 21 befindet.
- Normalerweise werden Führungsoberflächen 25 im wesentlichen in der Nachbarschaft der Öffnung 21 liegen, wie es in den Fig. 3 und 7 gezeigt ist. Die Führungsoberfläche 25 ist in Richtung eines Abschnitts der Öffnung 21 ausgerichtet, durch welche eine sekundäre Schachtbohrung erwünschterweise gebohrt wird. Die Ausrichtung der Führungsoberfläche 25 kann zu jeder Zeit vorgenommen werden. Beispielsweise kann die Ausrichtung an der Oberfläche vorgenommen werden, bevor der Röhrenstrang 22 in den Innenraum 7 eingesetzt wird. Jedoch kann die Führungsoberfläche 25 durch einfache Drehung des Röhrenstranges 22 von der Erdoberfläche aus, während das Rohr 22 nach unten fährt (Pfeil 29) ausgerichtet werden, oder nachdem das Rohr 22 im Innenraum 7 an seinen Platz gesetzt wurde. Alternativ kann der Röhrenstrang 22 ein herkömmliches Schaltwerkzeug in der Nähe seiner Führungsoberfläche 25 tragen, wie im weiteren detaillierter unter Bezugnahme auf Fig. 4 erläutert wird, um die Führungsoberfläche mittels der Betätigung des Schaltwerkzeuges unten im Loch ohne das Drehen des Röhrenstranges 22 durchzuführen. Jedweder in der Technik bekannte Ansatz zur Ausrichtung der Führungsoberfläche 25 kann bei dieser Erfindung Verwendung finden, um die Führungsoberfläche 25 im wesentlichen in Richtung des Abschnitts der Öffnung 21 auszurichten, wo eine sekundäre Schachtbohrung ausgebildet werden soll.
- Die Fig. 3 zeigt den Röhrenstrang 32, der mittels eines expandierten Dichtungsstückes 27 im Innenraum 7 des Kanalstrangs 5 mit der Führungsoberfläche 25 in der Umgebung der Öffnung 21 an seinem Platz angesetzt ist. Die Führungsoberfläche 25 in Fig. 3 liegt im wesentlichen in der Nähe der Öffnung 21, aber in der praktischen Umsetzung der Erfindung kann die Führungsoberfläche 25 weiter entlang der Länge 20 der Öffnung 21 angesetzt werden, so daß sie eindeutig an der Öffnung 21 angrenzend liegt. Der Röhrenstrang 22 kann so angesetzt werden, daß die Führungsoberfläche 25 irgendwo entlang der Länge der Öffnung 21 liegt, solange die gewünschte sekundäre Schachtbohrung gebohrt werden kann, ohne an den unteren Abschnitt 35 des Kanalstrangs 50 anzustoßen.
- Die gewendelte Röhre 30, die an ihrem entfernten Ende eine Kombination aus einem unten im Loch angeordneten Motor 31 und einer Bohrkrone trägt, ist in dem Innenraum 24 des Röhrenstrangs 22 angeordnet. Das gewendelte Rohr 30 hat eine Längsachse 33, welche der Klarheit halber in Fig. 3 als gegenüber der Achse 23 des Röhrenstranges 22 versetzt gezeigt ist, aber welche mit der Achse 23 auf diesselbe Weise zusammenfallen kann, wie die Längsachse der Schachtbohrung 2 mit der Längsachse des Kanalstrangs 5 zusammenfällt.
- Die unten im Loch angeordnete Motor-Bohrkronenkombination wird mittels der gewendelten Röhre 30 herabgefahren, bis die Bohrkrone 32 die Führungsoberfläche 25 in Eingriff nimmt, worauf die Bohrkrone 32 in einem Winkel zur Achse 13 zur Öffnung 21 hin geführt wird. Wenn der unten im Loch angeordnete Motor 31 betrieben wird, bewirkt er, daß die Bohrkrone 32 eine sekundäre Schachtbohrung 34 ausbildet, welche sich in einem Winkel zur Längsachse 13 der primären Schachtbohrung 2 und des Kanalstrang 5 erstreckt. Somit wird ersichtlich, daß durch das Verfahren dieser Erfindung eine sekundäre Schachtbohrung 34 bis zu einem wesentlichen Abstand heraus in die Produktionsformation 3 gebohrt werden kann, wodurch der Zugang des Innenraums 7 zum Inneren der Formation 3 wesentlich erhöht wird, abgesehen von und zusätzlich zum Zugang, der durch die geschlitzte Verrohrung 6 bereitgestellt wird.
- Die Vollkreisöffnung 21 kann durch jedwede in der Technik bekannte herkömmliche Ausstattung zum Entfernen eines Abschnitts eines Kanalstrangs ausgebildet werden, wie z. B. wohlbekannte Mantelschneider, Nachnahmebohrer und ähnliches. Auf die gleiche Weise kann die sekundäre Schachtbohrung 34 in jedweder bekannter Weise ausgebildet werden. Beispielsweise kann anstelle der Verwendung einer Bohrkrone 32, die sekundäre Schachtbohrung 40 unter Verwendung einer Strahlbohreinrichtung gebohrt werden, z. B. einer Hochdruckstrahl-Düsenbohrausrüstung, die zur Führungsoberfläche 25 und zur Öffnung 21 mittels einer gewendelten Röhre 30 geführt wird, wie in Fig. 7 gezeigt ist. Ebenfalls kann ein Bohren unterhalb des Gleichgewichtniveaus verwendet werden, in welchem Fall Gashebeöffnungen 36 am Röhrenstrang 22 verwendet werden und ein vorübergehend verwendeter Stopfen 37, der auf dem Oberteil der geschlitzten Verrohrung 6 angesetzt wird, um den Fluidfluß in Richtung des Pfeils 8 zu stoppen. Auf die gleiche Weise kann jedwede gewöhnliche gewendelte Rohreinheit verwendet werden, um die gewendelte Röhre 30 zum Einsatz zu bringen, eine geeignete gewendelte Röhreneinheit ist vollständig und komplett im US-Patent 5,287,921, Blount u. a., offenbart, dessen Offenbarung durch Bezugnahme hier einbezogen wird. Die gewendelte Röhre 30 kann ebenfalls verwendet werden, um eine Verrohrung oder eine andere Schachtvervollständigungsausrüstung in die zweite Schachtbohrung 34 einzubringen, nachdem das Bohren abgeschlossen wurde. Die Führungsoberfläche 25 ist, wie in den Fig. 2 bis 4 und 6 gezeigt ist, integral mit und innen in dem Röhrenstrang 22 ausgebildet. Eine geeignete Führungsoberfläche kann ebenfalls dadurch bereitgestellt werden, daß die Führungsoberfläche von einem herkömmlichen oder modifizierten Richtkeil getragen und durch durch den Röhrenstrang beispielsweise am Ende des Röhrenstranges 22, wie in Fig. 8 gezeigt ist, gehalten wird. Die normalerweise geneigte Oberfläche 72 des Richtkeils dient als Führungsoberfläche 25.
- Mehr als nur eine sekundäre Schachtbohrung kann durch die Öffnung gebohrt werden; beispielsweise können mehrere voneinander beabstandete sekundäre Schachtbohrungen durch mindestens eine Öffnung gebohrt werden. Somit kann, nachdem die sekundäre Schachtbohrung 34 gebohrt ist, die gewendelte Röhre 30 vom Innenraum 24 des Röhrenstrangs 22 entnommen oder zumindest ausreichend nach oben in den Innenraum 24 gezogen werden, so daß die Führungsoberfläche 25 zum Bohren einer weiteren sekundären Schachtbohrung durch diesselbe Öffnung 21 neu ausgerichtet werden kann. Wie oben angemerkt, kann die Neuausrichtung der Führungsoberfläche 25 durch das Drehen des gesamten oder eines Teils des Röhrenstrangs 22 an oder unterhalb der Erdoberfläche 1 durchgeführt werden, oder durch das Drehen von im wesentlichen nur dem Führungsoberflächenabschnitt des Strangs 22, wie im weiteren unter Bezugnahme auf die Fig. 4 beschrieben werden wird.
- Die Fig. 4 zeigt den Röhrenstrang 24, der ein herkömmliches Schaltwerkzeug 40 unterhalb des Dichtungsstücks 27 und oberhalb der Führungsoberfläche 25 trägt. Das Werkzeug 40 kann mechanisch, elektrisch oder auf ähnliche Weise von der Erdoberfläche aus betätigt werden, um zu bewirken, daß der Abschnitt des Röhrenstranges 22 unterhalb des Schaltwerkzeugs 40 und die darin enthaltene Führungsoberfläche 25 sich um eine vorbestimmte Gradzahl drehen, um die Führungsoberfläche 25 neu in Richtung eines neuen Abschnitts der Öffnung 21 auszurichten, um eine weitere sekundäre Schachtbohrung zu bohren. Die Drehung um einige Grade kann so oft wie notwendig wiederholt werden, um eine geeignete Ausrichtung zu erreichen. Im Fall der Fig. 4 ist die Führungsoberfläche 25 um 180º gedreht worden, obwohl dies nicht notwendig ist. Das Schaltwerkzeug 40 ist ein herkömmliches Geräteteil, das in der Technik wohl bekannt ist, eines davon ist unter dem Ausdruck "Ausrichtungswerkzeug" im US-Patent 5,215,151, Smith u. a., offenbart, dessen Offenbarung durch Bezugnahme hier aufgenommen wird.
- Wenn die Führungsoberfläche 25 einmal um die gewünschte Gradzahl gedreht ist, kommt die Kombination aus dem unten im Loch angeordnetem Motor 31 und der Bohrkrone 32 wieder zum Einsatz, und zwar mittels des gewendelten Rohres und auf die Weise, wie es oben unter Bezugnahme auf die Fig. 3 beschrieben wurde. Somit wird eine weitere sekundäre Schachtbohrung 41 in einem Winkel zur Längsachse 13 gebohrt, aber in einem völlig anderen Innenabschnitt der Formation 3. Dies steigert den Zugang des Innenraums 7 gegenüber dem Inneren der Formation 3. Diese Prozedur kann so oft wiederholt werden, wie es für eine einzige Öffnung vernünftig erscheint. Dies ist der Grund, warum eine 360º- Radialöffnung 21 gezeigt ist.
- Wie oben bemerkt, kann eine Öffnung, die für diese Erfindung nutzbar ist, ein Fenster im Kanalstrang 5 sein, das radial weniger und sogar wesentlich weniger als den gesamten 360º-Umfang des Kanalstrangs 5 umfaßt. Wenn weniger als der gesamte Umfang des Kanalstrangs als Öffnung gemäß dieser Erfindung erwünscht ist, kann ein Fenster in den Kanalstrang unter Verwendung verschiedener Frästechniken eingefräst werden. Beispielsweise kann der Röhrenstrang 22 mit der Führungsoberfläche 25 verwendet werden, um eine Kombination aus einem unten im Loch angeordneten Motor und einem Fräser zur Innenoberfläche 28 des Kanalstrangs 5 zu richten, so daß die Ausfräsung eine Öffnung (Fenster) von nur wenigen Grad Radius anstelle des 360º-Öffnungsradius 21 ausbilden kann. Danach kann eine sekundäre Schachbohrung, beispielsweise die Schachtbohrung 34 der Fig. 3, durch dieses enge Fenster auf diesselbe Weise gebohrt werden, wie es in der obigen Fig. 3 offenbart ist. Andere Fensterfräsausrichtungen können verwendet werden, wie z. B. diejenige, die im US-Patent 5,277,251, Blount u. a., beschrieben ist, deren Offenbarung hiermit durch Bezugnahme einbezogen wird.
- Wenn zusätzliche sekundäre Schachtbohrungen entlang der Länge der Schachtbohrung 2 und des Kanalstrangs 5 erwünscht sind, kann eine zweite beabstandete Öffnung 42 in dem Kanalstrang 5 eingefräst oder aus diesem ausgeschnitten werden, wonach eine oder mehrere sekundäre Schachtbohrungen 43 durch diesen gebohrt werden können, und zwar auf die Weise, die unter Bezugnahme auf die Fig. 3 oben offenbart wurde. Somit können mehr als eine Öffnung entlang der Längsachse 13 des Kanalstrangs 5 ausgebildet werden, so daß die sekundären Schachtbohrungen beabstandet entlang der Länge des Kanalstrangs 5 an so vielen Orten ausgebildet werden können, wie es gewünscht und vernünftig ist. Somit kann die Produktionskapazität der Schachtbohrung 2 nicht nur aus der Formation 3 erhöht werden, sondern ebenfalls aus anderen Formationen entlang der Länge der Schachtbohrung 2, welche von der Formation 3 entfernt und nicht mit ihr verbunden sind.
- Die Fig. 5 zeigt eine obere Ansicht der Schachtbohrung 2, bei der zusätzlich zu den sekundären Schachtbohrungen 34 und 41 der obigen Fig. 3 und 4 zusätzliche beabstandete sekundäre Schachtbohrungen 50, 51 und 52 als von dem Fenster 21 her gebohrt dargestellt sind. Jedwede Anzahl von beabstandeten sekundären Schachtbohrungen, die radial um die Schachtbohrung 2 angeordnet sind, und mittels zusätzlicher beabstandeter Öffnungen an verschiedenen Stellen entlang der Länge der Schachtbohrung 2 angebracht werden, kann mittels dieser Erfindung erhalten werden.
- Die Fig. 6 zeigt, was von dem Schachtbohrungsabschnitt 34 der Öffnung 21 aus von der Führungsoberfläche 25 vor dem Bohren der Schachtbohrung 34 zu sehen wäre. Die Fig. 6 zeigt, daß die Führungsoberfläche 25 eine flache Oberfläche ist, welche innerhalb der Innenwände des Röhrenstrangs 22 umfasst und auf eine längliche Öffnung 53 gerichtet ist, welche es der Bohrkrone 32, gefolgt vom unten im Loch angeordneten Motor 31 und dem gewendelten Rohr 30 gestattet, vom Innenraum 24 der Röhre 22 auf den Abschnitt der Formation 3 zu treffen, der zur Führungsoberfläche 25 hin gewandt ist, um diesen anzubohren. Wie oben bemerkt, kann anstelle der Einrichtung nach Fig. 6 ein herkömmlicher Richtkeil verwendet werden, wie er im US-Patent 5,277,251, Blount u. a., gezeigt ist.
- Die Fig. 7 zeigt den Kanalstrang 5 mit einem engen Fenster (Öffnung) 60 mit im wesentlichen weniger als 360º Radius für die Öffnung 21, aber noch immer breit genug, um eine Bohrbaugruppe hindurchzulassen, um eine sekundäre Schachtbohrung 61 auszubilden. In diesem Fall wird anstelle einer Motor-Bohrkronenbaugruppe eine Hochdruckstrahl-Bohrdüse 62 am entfernten Ende des gewendelten Rohrs verwendet, wobei die Schachtbohrung 61 durch ein Hochdruckfluid 63 ausgebildet wird, das von der Erdoberfläche her durch das Innere der Röhre 30 zugeführt und durch eine Düse 62 mit hoher Geschwindigkeit und hohem Druck abgegeben wird.
- Die Fig. 8 zeigt einen Röhrenstrang 22, der an seinem entfernten Ende einen Richtkeil 70 trägt, dessen normale Führungsoberfläche 72 als Ersatz für die Führungsoberfläche 25 dienen kann. Eine primäre Schachtbohrung, die im wesentlichen so aussieht, wie in Fig. 1 gezeigt, wird beispielsweise mit einer Stahlummantelung mit einem Durchmesser von 9 5/8 Zoll Durchmesser für den Kanalstrang 5 und einer geschlitzten Stahlverrohrung mit 6 5/8 Zoll Durchmesser für die Verrohrung 6 fertiggestellt und produziert 100 Barrel Öl pro Tag und 50 Barrel Wasser pro Tag in Richtung des Pfeils 8. Die Ummantelung wird, wie in Fig. 3 abgeteilt, und zwar unter Verwendung eines Nachnahmebohrers und mit Zement für die zeitweise Verstöpselung 37. Ein Strang eines gelenkig verbundenen 4 1/2 Zoll-Durchmesser-Stahlrohres wird als Röhrenstrang 22 verwendet. Zwei-Zoll-Durchmesser-Wendelrohre werden für das gewendelte Rohr 30 verwendet, und ein herkömmlicher Richtkeil wird zur Bereitstellung der Führungsfläche 25 verwendet. Der 4 1/2 Zoll-Röhrenstrang wird mit herkömmlicher Ausrüstung an der Erdoberfläche gedreht, um den Richtkeil neu auszurichten, nachdem der erste Seitenschacht 34 gebohrt ist.
Claims (15)
1. Verfahren zur Steigerung der Produktionskapazität einer primären Schachtbohrung
(2), wobei die Schachtbohrung eine Längsachse (13) hat und sich entlang dieser Längsachse
in die Erde erstreckt, wobei die Schachtbohrung mindestens einen Kanalstrang (5) umfaßt,
welcher eine Längsachse hat, die im wesentlichen mit der Längsachse der Schachtbohrung
ausgerichtet ist, wobei der Kanalstrang einen Innenraum entlang seiner Längsachse hat,
wobei das Verfahren folgende Schritte aufweist:
Entfernen mindestens eines radialen Teilabschnittes (20) des Kanalstrangs, um eine
Öffnung (21) darin zur Verfügung zu stellen, Bereitstellen eines Röhrenstranges (22) mit
einer Längsachse (23) und einem Innenraum (24) entlang der Längsachse, wobei der
Röhrenstrang eine Führungsoberfläche (25) an seinem entfernten Ende trägt, Einsetzen des
Röhrenstranges in den Innenraum des Kanalstrangs, so daß die Führungsoberfläche in der
Umgebung der Öffnung liegt und in Richtung eines Abschnitts der Öffnung ausgerichtet ist,
Bereitstellen einer gewendelten bzw. Windungsröhre (30) mit einer Bohrbaugruppe (31, 32)
an ihrem entfernten Ende, Hindurchführen der Windungsröhre (30) und der Bohrbaugruppe
durch den Innenraum des Röhrenstranges, um die Bohrbaugruppe mit der
Führungsoberfläche in Eingriff zu bringen und die Bohrbaugruppe in Richtung des Öffnungsabschnitts in
einem Winkel zur Längsachse der Schachtbohrung zu führen, und Betreiben der
Bohrbaugruppe, um eine sekundäre Schachtbohrung (34) auszubilden, welche sich in einem
Winkel zur Längsachse der primären Schachtbohrung erstreckt.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Öffnung (21) radial
weniger als den gesamten Umfang des Kanalstrangs umfaßt.
3. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß die Öffnung (21) radial
den gesamten Umfang des Kanalstrangs umfaßt.
4. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß die
Führungsoberfläche (25) innen von dem Röhrenstrang getragen wird.
5. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, dadurch gekennzeichnet, daß die
Führungsoberfläche durch einen Richtkeil (70) getragen wird und der Richtkeil (whipstock)
von dem Röhrenstrang getragen wird.
6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß der
Röhrenstrang so in den Kanalstrang eingesetzt ist, daß die Führungsoberfläche im
wesentlichen neben der Öffnung liegt.
7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß der
Röhrenstrang gedreht wird, um die Führungsoberfläche zu orientieren.
8. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß der Röhrenstrang an der
Erdoberfläche gedreht wird.
9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß der
Röhrenstrang ein Schaltwerkzeug in der Nähe der Führungsoberfläche trägt und die
Führungsoberfläche zur Ausrichtung durch Betätigung des Schaltwerkzeuges gedreht wird.
10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß mehr als
eine sekundäre Schachtbohrung durch die Öffnung gebohrt wird.
11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, dadurch gekennzeichnet, daß die
Öffnung unter Verwendung des Röhrenstranges ausgebildet wird, der eine
Führungsoberfläche an seinem entfernten Ende trägt.
12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß
mehrere voneinander beabstandete sekundäre Schachtbohrungen durch mindestens eine Öffnung
gebohrt werden.
13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, dadurch gekennzeichnet, daß mehr
als eine Öffnung entlang der Längsachse des Schachtstranges ausgebildet ist, so daß die
sekundären Schachtbohrungen voneinander beabstandet entlang der Längsachse ausgebildet
werden können.
14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß die
Bohrbaugruppe eine Kombination aus einem unten im Loch angeordnetem Motor (31) und
einer Bohrkrone (32) ist.
15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 13, dadurch gekennzeichnet, daß die
Bohrbaugruppe eine Strahlbohrvorrichtung (62) ist.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08248972 US5435400B1 (en) | 1994-05-25 | 1994-05-25 | Lateral well drilling |
PCT/GB1995/001047 WO1995032353A1 (en) | 1994-05-25 | 1995-05-10 | Lateral drilling method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE69505523D1 DE69505523D1 (de) | 1998-11-26 |
DE69505523T2 true DE69505523T2 (de) | 1999-05-20 |
Family
ID=22941491
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE69505523T Expired - Fee Related DE69505523T2 (de) | 1994-05-25 | 1995-05-10 | Verfahren zum bohren eines seitlichen bohrloches |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5435400B1 (de) |
EP (1) | EP0760895B1 (de) |
CA (1) | CA2191076A1 (de) |
DE (1) | DE69505523T2 (de) |
NO (1) | NO964942L (de) |
WO (1) | WO1995032353A1 (de) |
Families Citing this family (172)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6070665A (en) * | 1996-05-02 | 2000-06-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling |
US5887655A (en) * | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
US5887668A (en) * | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling-- drilling |
US5727629A (en) | 1996-01-24 | 1998-03-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling guide and method |
US6202752B1 (en) | 1993-09-10 | 2001-03-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore milling methods |
US5485889A (en) * | 1994-07-25 | 1996-01-23 | Sidekick Tools Inc. | Steering drill bit while drilling a bore hole |
US7100710B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-09-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7228901B2 (en) | 1994-10-14 | 2007-06-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US6868906B1 (en) | 1994-10-14 | 2005-03-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed-loop conveyance systems for well servicing |
US7013997B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-03-21 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7036610B1 (en) | 1994-10-14 | 2006-05-02 | Weatherford / Lamb, Inc. | Apparatus and method for completing oil and gas wells |
US7147068B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-12-12 | Weatherford / Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7108084B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US7040420B2 (en) | 1994-10-14 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for cementing drill strings in place for one pass drilling and completion of oil and gas wells |
US5803176A (en) | 1996-01-24 | 1998-09-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Sidetracking operations |
US5791417A (en) | 1995-09-22 | 1998-08-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tubular window formation |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
US7185718B2 (en) * | 1996-02-01 | 2007-03-06 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
US5720356A (en) * | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
CA2198689C (en) * | 1996-03-11 | 2006-05-02 | Herve Ohmer | Method and apparatus for establishing branch wells at a node of a parent well |
US6155349A (en) * | 1996-05-02 | 2000-12-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flexible wellbore mill |
US6547006B1 (en) * | 1996-05-02 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore liner system |
US5813465A (en) | 1996-07-15 | 1998-09-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
CA2210561C (en) | 1996-07-15 | 2004-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
US5833003A (en) | 1996-07-15 | 1998-11-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
US5730221A (en) | 1996-07-15 | 1998-03-24 | Halliburton Energy Services, Inc | Methods of completing a subterranean well |
CA2209958A1 (en) | 1996-07-15 | 1998-01-15 | James M. Barker | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
AU714721B2 (en) | 1996-07-15 | 2000-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
US5862862A (en) | 1996-07-15 | 1999-01-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
AU719919B2 (en) | 1996-07-15 | 2000-05-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
CA2210563C (en) | 1996-07-15 | 2004-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for completing a subterranean well and associated methods of using same |
GB9714651D0 (en) | 1997-07-12 | 1997-09-17 | Petroline Wellsystems Ltd | Downhole tubing |
US7509722B2 (en) | 1997-09-02 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Positioning and spinning device |
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6742596B2 (en) | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
GB9815809D0 (en) | 1998-07-22 | 1998-09-16 | Appleton Robert P | Casing running tool |
GB2340858A (en) | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | Methods and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
GB2340859A (en) | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
GB2340857A (en) | 1998-08-24 | 2000-03-01 | Weatherford Lamb | An apparatus for facilitating the connection of tubulars and alignment with a top drive |
US7073595B2 (en) | 2002-09-12 | 2006-07-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for controlling pressure in a dual well system |
US6708764B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
US6598686B1 (en) | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US6681855B2 (en) | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US6679322B1 (en) | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
US6988548B2 (en) | 2002-10-03 | 2006-01-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for removing fluid from a subterranean zone using an enlarged cavity |
US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
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 |
US7048049B2 (en) | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
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 |
US7188687B2 (en) | 1998-12-22 | 2007-03-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole filter |
DE69926802D1 (de) | 1998-12-22 | 2005-09-22 | Weatherford Lamb | Verfahren und vorrichtung zum profilieren und verbinden von rohren |
EP1510651B1 (de) | 1998-12-22 | 2008-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vorrichtung und Verfahren zum Expandieren eines Liner-Flickens |
GB2347441B (en) | 1998-12-24 | 2003-03-05 | Weatherford Lamb | Apparatus and method for facilitating the connection of tubulars using a top drive |
GB2345074A (en) | 1998-12-24 | 2000-06-28 | Weatherford Lamb | Floating joint to facilitate the connection of tubulars using a top drive |
US6276453B1 (en) | 1999-01-12 | 2001-08-21 | Lesley O. Bond | Method and apparatus for forcing an object through the sidewall of a borehole |
MY121129A (en) * | 1999-02-01 | 2005-12-30 | Shell Int Research | Method for creating secondary sidetracks in a well system |
US7311148B2 (en) | 1999-02-25 | 2007-12-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US6857487B2 (en) | 2002-12-30 | 2005-02-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with concentric strings of casing |
US6896075B2 (en) | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
US6374918B2 (en) * | 1999-05-14 | 2002-04-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | In-tubing wellbore sidetracking operations |
US6260623B1 (en) | 1999-07-30 | 2001-07-17 | Kmk Trust | Apparatus and method for utilizing flexible tubing with lateral bore holes |
US6695063B2 (en) | 1999-12-22 | 2004-02-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expansion assembly for a tubular expander tool, and method of tubular expansion |
US6578630B2 (en) * | 1999-12-22 | 2003-06-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for expanding tubulars in a wellbore |
US7373990B2 (en) * | 1999-12-22 | 2008-05-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for expanding and separating tubulars in a wellbore |
US8746028B2 (en) * | 2002-07-11 | 2014-06-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tubing expansion |
US6698517B2 (en) | 1999-12-22 | 2004-03-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus, methods, and applications for expanding tubulars in a wellbore |
US6752215B2 (en) | 1999-12-22 | 2004-06-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for expanding and separating tubulars in a wellbore |
DE60030159D1 (de) | 1999-12-22 | 2006-09-28 | Weatherford Lamb | Bohrmeissel zum gleichzeitigen bohren und verrohren |
US6598678B1 (en) | 1999-12-22 | 2003-07-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for separating and joining tubulars in a wellbore |
US7334650B2 (en) | 2000-04-13 | 2008-02-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling a wellbore using casing |
US7325610B2 (en) | 2000-04-17 | 2008-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing |
GB0010378D0 (en) | 2000-04-28 | 2000-06-14 | Bbl Downhole Tools Ltd | Expandable apparatus for drift and reaming a borehole |
AU779222B2 (en) | 2000-05-05 | 2005-01-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and methods for forming a lateral wellbore |
GB2364079B (en) * | 2000-06-28 | 2004-11-17 | Renovus Ltd | Drill bits |
GB2365463B (en) | 2000-08-01 | 2005-02-16 | Renovus Ltd | Drilling method |
GB0023032D0 (en) | 2000-09-20 | 2000-11-01 | Weatherford Lamb | Downhole apparatus |
US6845820B1 (en) * | 2000-10-19 | 2005-01-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Completion apparatus and methods for use in hydrocarbon wells |
US7090025B2 (en) * | 2000-10-25 | 2006-08-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for reforming and expanding tubulars in a wellbore |
US7121351B2 (en) * | 2000-10-25 | 2006-10-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for completing a wellbore |
GB0026063D0 (en) | 2000-10-25 | 2000-12-13 | Weatherford Lamb | Downhole tubing |
GB0028041D0 (en) | 2000-11-17 | 2001-01-03 | Weatherford Lamb | Expander |
US7073583B2 (en) * | 2000-12-22 | 2006-07-11 | E2Tech Limited | Method and apparatus for expanding tubing downhole |
US6662876B2 (en) * | 2001-03-27 | 2003-12-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for downhole tubular expansion |
GB2392185B (en) * | 2001-04-23 | 2005-08-03 | Shell Int Research | Method of drilling an ultra-short radius borehole |
US6419020B1 (en) * | 2001-04-24 | 2002-07-16 | Ben Spingath | Hydraulic drilling method and system for forming radial drain holes in underground oil and gas bearing formations |
US6510896B2 (en) | 2001-05-04 | 2003-01-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing expandable sand screen in wellbores |
US7172027B2 (en) | 2001-05-15 | 2007-02-06 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expanding tubing |
GB0114872D0 (en) * | 2001-06-19 | 2001-08-08 | Weatherford Lamb | Tubing expansion |
US6550539B2 (en) | 2001-06-20 | 2003-04-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tie back and method for use with expandable tubulars |
US6612481B2 (en) | 2001-07-30 | 2003-09-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellscreen |
US6655459B2 (en) * | 2001-07-30 | 2003-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Completion apparatus and methods for use in wellbores |
GB0119977D0 (en) * | 2001-08-16 | 2001-10-10 | E2 Tech Ltd | Apparatus and method |
US6591905B2 (en) | 2001-08-23 | 2003-07-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | Orienting whipstock seat, and method for seating a whipstock |
US6752216B2 (en) | 2001-08-23 | 2004-06-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable packer, and method for seating an expandable packer |
US6688395B2 (en) | 2001-11-02 | 2004-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable tubular having improved polished bore receptacle protection |
US7156179B2 (en) * | 2001-09-07 | 2007-01-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable tubulars |
US6585053B2 (en) | 2001-09-07 | 2003-07-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for creating a polished bore receptacle |
US6688399B2 (en) | 2001-09-10 | 2004-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
US6691789B2 (en) | 2001-09-10 | 2004-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable hanger and packer |
US6877553B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-04-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Profiled recess for instrumented expandable components |
US6932161B2 (en) | 2001-09-26 | 2005-08-23 | Weatherford/Lams, Inc. | Profiled encapsulation for use with instrumented expandable tubular completions |
US6629567B2 (en) | 2001-12-07 | 2003-10-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for expanding and separating tubulars in a wellbore |
GB0130849D0 (en) * | 2001-12-22 | 2002-02-06 | Weatherford Lamb | Bore liner |
US6722441B2 (en) | 2001-12-28 | 2004-04-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Threaded apparatus for selectively translating rotary expander tool downhole |
US6729296B2 (en) * | 2002-02-22 | 2004-05-04 | Matthew Brandon King | Variable vane rotary engine |
GB0206227D0 (en) | 2002-03-16 | 2002-05-01 | Weatherford Lamb | Bore-lining and drilling |
US6668930B2 (en) | 2002-03-26 | 2003-12-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for installing an expandable coiled tubing patch |
US7360595B2 (en) | 2002-05-08 | 2008-04-22 | Cdx Gas, Llc | Method and system for underground treatment of materials |
US6742598B2 (en) | 2002-05-29 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of expanding a sand screen |
US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
US6991048B2 (en) * | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore plug system and method |
US6991047B2 (en) | 2002-07-12 | 2006-01-31 | Cdx Gas, Llc | Wellbore sealing system and method |
US6994176B2 (en) | 2002-07-29 | 2006-02-07 | Weatherford/Lamb, Inc. | Adjustable rotating guides for spider or elevator |
US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
US6899186B2 (en) | 2002-12-13 | 2005-05-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method of drilling with casing |
US6820687B2 (en) | 2002-09-03 | 2004-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Auto reversing expanding roller system |
GB0220933D0 (en) * | 2002-09-10 | 2002-10-23 | Weatherford Lamb | Tubing expansion tool |
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 |
US6964308B1 (en) | 2002-10-08 | 2005-11-15 | Cdx Gas, Llc | Method of drilling lateral wellbores from a slant well without utilizing a whipstock |
US7182141B2 (en) | 2002-10-08 | 2007-02-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expander tool for downhole use |
US7303022B2 (en) | 2002-10-11 | 2007-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wired casing |
US7938201B2 (en) | 2002-12-13 | 2011-05-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
US6918452B2 (en) * | 2002-12-17 | 2005-07-19 | Vetco Gray Inc. | Drill string shutoff valve |
US7017682B2 (en) * | 2002-12-17 | 2006-03-28 | Vetco Gray Inc. | Drill string shutoff valve |
US20040118571A1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-06-24 | Lauritzen J. Eric | Expansion assembly for a tubular expander tool, and method of tubular expansion |
US6953096B2 (en) | 2002-12-31 | 2005-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expandable bit with secondary release device |
US7128154B2 (en) | 2003-01-30 | 2006-10-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Single-direction cementing plug |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
CA2516649C (en) | 2003-02-27 | 2010-01-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drill shoe |
GB2416360B (en) | 2003-03-05 | 2007-08-22 | Weatherford Lamb | Drilling with casing latch |
CA2517895C (en) | 2003-03-05 | 2009-12-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running and drilling system |
WO2004079150A2 (en) | 2003-03-05 | 2004-09-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Full bore lined wellbores |
GB2415723B (en) | 2003-03-05 | 2006-12-13 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for drilling with casing |
GB2414759B (en) | 2003-04-04 | 2007-11-07 | Weatherford Lamb | Method and apparatus for handling wellbore tubulars |
US7264048B2 (en) | 2003-04-21 | 2007-09-04 | Cdx Gas, Llc | Slot cavity |
US20040231843A1 (en) * | 2003-05-22 | 2004-11-25 | Simpson Nell A. A. | Lubricant for use in a wellbore |
US7134494B2 (en) | 2003-06-05 | 2006-11-14 | Cdx Gas, Llc | Method and system for recirculating fluid in a well system |
GB0315997D0 (en) * | 2003-07-09 | 2003-08-13 | Weatherford Lamb | Expanding tubing |
US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
US7264067B2 (en) | 2003-10-03 | 2007-09-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of drilling and completing multiple wellbores inside a single caisson |
US7308944B2 (en) | 2003-10-07 | 2007-12-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Expander tool for use in a wellbore |
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 |
US7163063B2 (en) | 2003-11-26 | 2007-01-16 | Cdx Gas, Llc | Method and system for extraction of resources from a subterranean well bore |
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 |
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 |
US7207390B1 (en) | 2004-02-05 | 2007-04-24 | Cdx Gas, Llc | Method and system for lining multilateral wells |
US7222670B2 (en) | 2004-02-27 | 2007-05-29 | Cdx Gas, Llc | System and method for multiple wells from a common surface location |
US7284617B2 (en) | 2004-05-20 | 2007-10-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running head |
CA2514136C (en) | 2004-07-30 | 2011-09-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly |
US7353877B2 (en) | 2004-12-21 | 2008-04-08 | Cdx Gas, Llc | Accessing subterranean resources by formation collapse |
US7373984B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-05-20 | Cdx Gas, Llc | Lining well bore junctions |
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 |
CA2555563C (en) * | 2005-08-05 | 2009-03-31 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for creation of down hole annular barrier |
US7503396B2 (en) * | 2006-02-15 | 2009-03-17 | Weatherford/Lamb | Method and apparatus for expanding tubulars in a wellbore |
WO2007134255A2 (en) | 2006-05-12 | 2007-11-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
US8167060B2 (en) * | 2007-10-22 | 2012-05-01 | Charles Brunet | Apparatus and method for conveyance and control of a high pressure hose in jet drilling operations |
US7647989B2 (en) * | 2008-06-02 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Backup safety flow control system for concentric drill string |
NO335689B1 (no) * | 2012-02-17 | 2015-01-19 | Hydra Systems As | Fremgangsmåte ved etablering av en ny brønnbane fra en eksisterende brønn |
US20140360723A1 (en) * | 2013-06-07 | 2014-12-11 | Smith International, Inc. | Protective sheath through a casing window |
NO339191B1 (no) | 2013-09-06 | 2016-11-14 | Hydra Systems As | Fremgangsmåte for isolering av en permeabel sone i en underjordisk brønn |
WO2015051414A1 (en) * | 2013-10-09 | 2015-04-16 | Wds (Oil & Gas) Pty Ltd | A wedge assembly and method |
US10487634B2 (en) * | 2017-09-29 | 2019-11-26 | Titan Oil Recovery, Inc. | Enhancing the effects of a low-pressure zone surrounding a well bore via radial drilling by increasing the contact zone for resident microbial enhanced oil recovery |
RU2742087C1 (ru) * | 2020-07-22 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ строительства многоствольной скважины |
US11608686B2 (en) * | 2021-02-12 | 2023-03-21 | Saudi Arabian Oil Company | Whipstock assemblies and methods for using the same |
US12234707B2 (en) | 2022-09-08 | 2025-02-25 | Saudi Arabian Oil Company | Method for downhole installation of batteries with recharging and energy harvesting systems in dedicated compartments |
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 (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2173035A (en) * | 1938-02-16 | 1939-09-12 | Security Engineering Co Inc | Method of sidetracking wells |
US3289760A (en) * | 1964-02-10 | 1966-12-06 | Kammerer Jr Archer W | Method and apparatus for cementing and conditioning bore holes |
US4397360A (en) * | 1981-07-06 | 1983-08-09 | Atlantic Richfield Company | Method for forming drain holes from a cased well |
MX159238A (es) * | 1982-07-26 | 1989-05-08 | Dickinson Ben Wade O Iii | Mejoras en aparato perforador del suelo,por ejemplo para pozos petroleros |
MX160919A (es) * | 1985-12-19 | 1990-06-19 | Dickinson Ben Wade O Iii | Aparato perforador de pozos en la tierra y metodo para formarlo |
US4852666A (en) * | 1988-04-07 | 1989-08-01 | Brunet Charles G | Apparatus for and a method of drilling offset wells for producing hydrocarbons |
DE3902869C1 (de) * | 1989-02-01 | 1990-04-12 | Eastman Christensen Co., Salt Lake City, Utah, Us | |
US4890675A (en) * | 1989-03-08 | 1990-01-02 | Dew Edward G | Horizontal drilling through casing window |
US5154231A (en) * | 1990-09-19 | 1992-10-13 | Masx Energy Services Group, Inc. | Whipstock assembly with hydraulically set anchor |
US5115872A (en) * | 1990-10-19 | 1992-05-26 | Anglo Suisse, Inc. | Directional drilling system and method for drilling precise offset wellbores from a main wellbore |
US5195591A (en) * | 1991-08-30 | 1993-03-23 | Atlantic Richfield Company | Permanent whipstock and placement method |
US5211715A (en) * | 1991-08-30 | 1993-05-18 | Atlantic Richfield Company | Coring with tubing run tools from a producing well |
US5215151A (en) * | 1991-09-26 | 1993-06-01 | Cudd Pressure Control, Inc. | Method and apparatus for drilling bore holes under pressure |
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 |
US5277251A (en) * | 1992-10-09 | 1994-01-11 | Blount Curtis G | Method for forming a window in a subsurface well conduit |
WO1994009243A2 (en) * | 1992-10-19 | 1994-04-28 | Baker Hughes Incorporated | Retrievable whipstock system |
US5287921A (en) * | 1993-01-11 | 1994-02-22 | Blount Curtis G | Method and apparatus for setting a whipstock |
US5413184A (en) * | 1993-10-01 | 1995-05-09 | Landers; Carl | Method of and apparatus for horizontal well drilling |
-
1994
- 1994-05-25 US US08248972 patent/US5435400B1/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-05-10 WO PCT/GB1995/001047 patent/WO1995032353A1/en active IP Right Grant
- 1995-05-10 CA CA002191076A patent/CA2191076A1/en not_active Abandoned
- 1995-05-10 EP EP95918072A patent/EP0760895B1/de not_active Expired - Lifetime
- 1995-05-10 DE DE69505523T patent/DE69505523T2/de not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-11-21 NO NO964942A patent/NO964942L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO964942D0 (no) | 1996-11-21 |
EP0760895A1 (de) | 1997-03-12 |
CA2191076A1 (en) | 1995-11-30 |
US5435400A (en) | 1995-07-25 |
DE69505523D1 (de) | 1998-11-26 |
WO1995032353A1 (en) | 1995-11-30 |
US5435400B1 (en) | 1999-06-01 |
NO964942L (no) | 1996-11-21 |
EP0760895B1 (de) | 1998-10-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE69505523T2 (de) | Verfahren zum bohren eines seitlichen bohrloches | |
DE4393857C2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zum Abdichten der Stoßstelle zwischen einem Hauptbohrloch und einem Zweigbohrloch | |
DE2649488C2 (de) | Verfahren zur Gewinnung von Erdöl aus einer unterirdischen Formation | |
DE69412497T2 (de) | Verfahren und vorrichtung zum bohren eines horizontalen loches | |
DE69410484T2 (de) | Vorrichtung und Verfahren zum Bohren und Ausrüsten einer Vielzahl von Bohrlöchern | |
DE69933051T2 (de) | Im-loch-vorrichtung und verfahren zum fräsen eines fensters und mindestens eines schlitzes in ein futterrohr | |
DE69737216T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Feststellung eines Abzweigstückes an einem Knoten eines Hauptbohrlochs | |
DE69603833T2 (de) | Bohr- und fördereinrichtung für mehrfachförderbohrungen | |
DE69330033T2 (de) | Verfahren und vorrichtung zum setzen eines ablenkkeiles | |
DE69721665T2 (de) | Vorrichtung zur Komplettierung einer unterirdischen Bohrung und Verfahren zu deren Verwendung | |
DE69421628T2 (de) | Fräswerkzeug | |
DE69721652T2 (de) | Vorrichtung zur Komplettierung einer unterirdischen Bohrung und Verfahren zu deren Verwendung | |
EP0397870B1 (de) | Verfahren zur befestigung der produktiven schicht innerhalb einer bohrung | |
DE60116755T2 (de) | Verfahren zum bohren mit einem futterrohr | |
DE60029347T2 (de) | Vorrichtung und verfahren zum lokalisieren von lateralbohrungen | |
DE69310058T2 (de) | Verfahren zur Perforierung eines neuen Horizontes | |
DE69013661T2 (de) | Verfahren und Vorrichtung zur Stimulation einer Untergrundformation durch Injektion eines Fluids aus einer benachbarten Schicht, entlängs von Rissen, ausgehend von einer Bohrung in einer niedrigpermeablen Zwischenschicht. | |
DE69324343T2 (de) | Schablone zum bohren und verfahren um eine vielzahl von bohrungen zu bohren und auszurüsten | |
DE69505974T2 (de) | Verfahren zum einordnen eines ablenkkeils in einem bohrloch | |
DE69910752T2 (de) | Bohrgestänge mit stabilisatoren zum wiedereinfahren ins hauptbohrloch | |
DE69400026T2 (de) | Unterwasserbohrlochkopf. | |
DE60210121T2 (de) | Verstellbare bohrlochsiebanordnung | |
DE3141638C2 (de) | ||
EP0380909A2 (de) | Verfahren und Kernbohrwerkzeug zum Abteufen von Bohrungen in unterirdische Gesteinsformationen | |
DE69504314T2 (de) | Verfahren zur gewinnung eines fluids aus einer lagerstätte |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8364 | No opposition during term of opposition | ||
8339 | Ceased/non-payment of the annual fee |