RU2552262C1 - Способ контролируемого вырезания окна в обсаженном стволе скважины с использованием перепада давления для перемещения фрезера - Google Patents
Способ контролируемого вырезания окна в обсаженном стволе скважины с использованием перепада давления для перемещения фрезера Download PDFInfo
- Publication number
- RU2552262C1 RU2552262C1 RU2014120372/03A RU2014120372A RU2552262C1 RU 2552262 C1 RU2552262 C1 RU 2552262C1 RU 2014120372/03 A RU2014120372/03 A RU 2014120372/03A RU 2014120372 A RU2014120372 A RU 2014120372A RU 2552262 C1 RU2552262 C1 RU 2552262C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- milling
- specified
- milling cutter
- casing
- advancement device
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000003801 milling Methods 0.000 claims description 216
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 206010049040 Weight fluctuation Diseases 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001755 vocal effect Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Images
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
- 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Milling Processes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазовой отрасли, в частности к вырезанию окна в стволе скважины. При осуществлении способа соединяют устройства продвижения фрезера с фрезером; создают перепад давления между указанным устройством продвижения фрезера и указанным фрезером, причем указанный перепад давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера и указанного фрезера и обеспечивают сцепление указанного фрезера, по меньшей мере, с частью указанного обсаженного ствола скважины. Повышается эффективность процесса вырезания окна за счет контролирования нагрузки, приложенной к фрезеру. 2 н. и 21 з.п.ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Способы контролируемого вырезания окна, по меньшей мере, в части обсаженного ствола скважины содержат использование перепада давления между устройством продвижения фрезера и фрезером. В одном варианте осуществления изобретения над фрезером между уплотнением и устройством продвижения фрезера образуют герметичное кольцевое пространство. Применение перепада давления может вызывать нисходящее перемещение устройства продвижения фрезера и самого фрезера. В одном варианте осуществления изобретения перемещение устройства продвижения фрезера вызывает перемещение бурильной колонны, которое вызывает перемещение фрезера.
Сущность изобретения
В одном варианте осуществления изобретения способ контролируемого вырезания окна, по меньшей мере, в части обсаженного ствола скважины содержит этапы, на которых: соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; создают перепад давления между указанным устройством продвижения фрезера и указанным фрезером, причем указанный перепад давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера и указанного фрезера; и обеспечивают сцепление указанного фрезера, по меньшей мере, с частью указанного обсаженного ствола скважины.
Перечень фигур чертежей
Признаки и преимущества определенных вариантов осуществления изобретения легче воспринимаются, когда рассматриваются вкупе с прилагающимися фигурами. Указанные фигуры не должны рассматриваться как ограничивающие любой из предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
На фиг. 1 показана схема скважинной системы, содержащей фрезер и устройство продвижения фрезера.
На фиг. 2 показан фрезер, сцепленный с участком обсадной колонны в части обсаженного ствола скважины.
На фиг. 3 показано окно, выполненное в обсаженном стволе скважины при помощи фрезера и устройства продвижения фрезера.
Осуществление изобретения
В данном документе каждый из терминов «содержит», «имеет», «включает» (и любые их грамматические варианты) имеет широкое, неограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы или этапы.
Следует понимать, что используемые в данном документе порядковые числительные «первый/первое», «второй/второе», «третий/третье» и т.д. употребляются произвольно и только лишь для выражения различия между двумя или более входами для флюида, давлениями и т.п. в зависимости от обстоятельств, не обозначая определенную очередность. Кроме того, следует понимать, что употребление понятия «первый/первое» не означает обязательного присутствия по тексту понятия «второй/второе», употребление понятия «второй/второе» не означает обязательного присутствия по тексту понятия «третий/третье» и т.д.
В данном документе относительное понятие «вниз» и все его грамматические варианты обозначают «в направлении от устья скважины». Наоборот, относительное понятие «вверх» и все его грамматические варианты обозначают «в направлении к устью скважины». Более того, понятие «под» обозначает точку, находящуюся дальше от устья скважины по сравнению с другой точкой; понятие «над» обозначает точку, находящуюся ближе к устью скважины по сравнению с другой точкой. Например, если сказано, что фрезер находится под каким-либо компонентом или устройством, то имеется в виду, что данный фрезер находится дальше от устья скважины по сравнению с точкой расположения этого компонента или устройства.
В данном документе термин «флюид» обозначает имеющее непрерывную фазу вещество, которое во время испытаний при температуре 71°F (22°C) и давлении в одну атмосферу - «атм» (0,1 мегапаскаль - «МПа») может течь и принимать форму, обуславливаемую поверхностью контейнера, в котором содержится данное вещество. Флюид может представлять собой жидкость или газ.
Нефтяные и газообразные углеводороды естественно возникают в некоторых подземных формациях. Подземную формацию, содержащую нефть или газ, также называют залежью. Залежь может находиться под землей на надводной или подводной части материка. Для добычи нефти и газа в залежи или в непосредственной близости от нее пробуривают ствол скважины.
Скважина может являться нефтяной, газовой, водяной или нагнетательной (но не ограничивается таковыми видами). В данном документе под термином «скважина» подразумевается по меньшей мере один ствол скважины. Ствол скважины может иметь вертикальные, наклонные и горизонтальные части, а также может быть прямым, искривленным или разветвленным. В данном документе термин «ствол скважины» может относиться к любой обсаженной или любой необсаженной части ствола скважины с открытым забоем. Скважина обыкновенно может иметь основной ствол и один или более боковых стволов, проходящих от основного ствола скважины. В данном документе термин «ствол скважины» также обозначает любой ствол скважины, как основной, так и боковой. В данном документе понятие «в скважину» обозначает «в любую часть ствола скважины», в том числе «в основной ствол скважины» и/или «в один или несколько боковых стволов скважины».
Для формирования основного ствола скважины могут использовать буровое долото. При бурении ствола скважины в подземной формации для способствования бурению буровым долотом могут использовать бурильную колонну. Бурильная колонна может содержать бурильную трубу. В процессе бурения буровой флюид, иногда именуемый буровым раствором, может циркулировать, перемещаясь вниз внутри бурильной трубы и возвращаясь вверх по кольцевому пространству между стенкой ствола скважины и наружной поверхностью бурильной трубы. Буровой флюид выполняет множество функций, например охлаждает буровое долото, поддерживает требуемое давление в скважине, выносит шлам на поверхность через кольцевое пространство ствола скважины.
После бурения основного ствола скважины в ствол скважины могут помещать трубчатую колонну, называемую обсадной колонной. Обсадную колонну могут зацементировать в стволе скважины посредством ввода цементного состава в кольцевое отверстие между стенкой ствола скважины и наружной поверхностью обсадной колонны. Цементный состав может помочь стабилизировать и закрепить обсадную колонну в стволе скважины.
Для формирования бокового ствола скважины необходимо сначала создать окно. Для этого обычно в основной ствол скважины вводят фрезер. Фрезер имеет фрезерное долото, которое может быть таким же или может быть похожим на использованное для формирования основного ствола скважины буровое долото. Фрезер могут прикреплять к бурильной колонне, располагаемой внутри обсадной колонны. Буровой флюид циркулирует, перемещаясь вниз внутри бурильной колонны и возвращающийся вверх по кольцевому пространству между наружной поверхностью бурильной колонный и внутренней поверхностью обсадной колонны. Рядом с точкой, в которой планируется выполнить окно, могут помещать отклонитель фрезера. Примером обычного отклонителя фрезера является отклоняющий клин. Отклонитель фрезера содержит скошенную часть, наподобие гипотенузы прямоугольного треугольника. Отклонитель фрезера могут прикреплять внутри обсадной колонны и препятствовать его перемещению, например при помощи пакера. Далее в основной ствол скважины вводят фрезер и продвигают его до тех пор, пока он не сцепится со скошенной частью отклонителя фрезера. Затем фрезер отклоняют вбок, то есть в направлении от центральной оси основного ствола скважины, по направлению к обсадной колонне. Момент касания фрезера обсадной колонны, а также длина окна могут обуславливаться степенью наклона скошенной части отклонителя фрезера. Фрезер продвигают вниз по отклонителю фрезера, пока фрезер не прорежет обсадную колонну и цемент и не войдет в подземную формацию. Для формирования бокового ствола скважины, простирающегося в подземной формации на требуемое расстояние, могут использовать то же самое фрезерное долото или другое буровое долото. Затем в боковой ствол скважины могут быть введены обсадная колонна или хвостовик. С обсадной колонной в основном стволе скважины могут соединять указанные обсадную колонну или хвостовик таким образом, чтобы направить флюид из бокового ствола скважины в основной ствол скважины (или наоборот) без утечки указанного флюида в формацию. Обсадную колонну или хвостовик могут зацементировать в боковом стволе скважины аналогично тому, как цементирование осуществляли в основном стволе скважины.
Безусловно, может быть сформировано более одного бокового ствола скважины. Могут формировать один или более дополнительных боковых стволов, отходящих от первичного бокового ствола, для образования разветвленной сети стволов скважины. В данном документе термин «боковой ствол скважины» обозначает ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины или от другого бокового ствола скважины и являющийся, например, вторичным боковым стволом скважины, третичным боковым стволом скважины и т.д.
Формирование окна может сопровождаться трудностями. Одним из примеров таких трудностей является колебание веса, прикладываемого к фрезеру в процессе формирования окна. Обычно фрезер проталкивают через ствол скважины в обсадную колонну под действием силы, прикладываемой к бурильной колонне. Эту силу обычно прикладывают к бурильной колонне на устье или выше устья скважины. В зависимости от расстояния между точкой приложения силы и точкой нахождения фрезерного долота данная сила не всегда может передаваться на фрезерное долото равномерно. Кроме того, при бурении в море платформа с буровым агрегатом обычно располагается на поверхности воды в нескольких сотнях или тысячах футов над устьем скважины (такая платформа обычно называется плавучей); при этом фрезерное долото может находиться в сотнях, тысячах футов под устьем скважины. Кроме того, в бурных морях бурильная колонна, подвешенная к указанной платформе с буровой установкой, может нежелательно подниматься и опускаться в результате вертикальной качки буровой установки. Эта вертикальная качка может стать причиной возникновения неравномерного и/или нежелательного избыточного веса, прикладываемого к фрезеру.
При формировании окна важно, чтобы оно было как можно прямее, имело требуемую длину, а также начиналось и заканчивалось в требуемых точках. Когда вес, прикладываемый к фрезеру, колеблется или когда к фрезеру прикладывается чрезмерный вес, выполненное окно может быть зазубренным, искривленным, стать слишком коротким или слишком длинным, может иметь начало и/или конец в нежелательной точке. Для минимизирования колебаний веса или для уменьшения избыточного веса, прикладываемого к буровому долоту в процессе бурения, принято использовать такие устройства, как компенсаторы вертикальной качки буровой установки. Однако такого рода устройства не полностью устраняют все колебания или компенсируют избыточный вес. Кроме того, с увеличением расстояния между точкой приложения веса к бурильной колонне и точкой нахождения долота эффективность действия этих устройств уменьшается.
Таким образом, существует необходимость более эффективного контроля суммарного веса, прикладываемого к фрезеру в процессе формирования окна. Новый способ формирования окна содержит использование устройства продвижения фрезера для приложения веса к фрезеру и перемещения фрезера. Вес, передаваемый на фрезер, прикладывают посредством устройства продвижения фрезера, а не посредством бурильной колонны с точкой приложения веса на уровне пола буровой установки. Таким образом, расстояние между фрезером и точкой приложения силы сокращается. Это сокращенное расстояние уменьшает или устраняет колебания веса, прикладываемого к фрезеру, и/или избыточный вес, прикладываемый к фрезеру.
В одном варианте осуществления изобретения способ контролируемого вырезания окна, по меньшей мере, в части обсаженного ствола скважины содержит этапы, на которых: соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; создают перепад давления между указанным устройством продвижения фрезера и указанным фрезером, причем указанный перепад давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера и указанного фрезера; и обеспечивают сцепление указанного фрезера, по меньшей мере, с частью указанного обсаженного ствола скважины.
Любое упоминание определенного компонента системы (например, входа для флюида) подразумевает как единственное число этого компонента, так и множественное, без необходимости повсеместно ссылаться на указанный компонент как в единственном, так и во множественном числе. Например, если в данном документе сказано «вход для флюида», следует понимать, что подразумевается как один вход для флюида (в единственном числе), так и два или более входов для флюида (во множественном числе). Кроме того, следует понимать, что любое упоминание определенного компонента или определенного варианта осуществления изобретения с этим компонентом применимо ко всем вариантам осуществления предложенного способа без необходимости повторного упоминания всех сведений для каждого из вариантов осуществления предложенного способа.
На фиг. 1 приведена схема скважинной системы. Данная система содержит ствол 12 скважины и устье 10 скважины. Ствол 12 скважины проходит вниз в подземную формацию 11. Ствол 12 скважины может являться основным или боковым стволом скважины. Ствол 12 скважины может иметь вертикальные, горизонтальные, наклонные, прямые или изогнутые участки, а также их сочетания. По меньшей мере, часть ствола 12 скважины обсажена. Обсаженная часть скважины может содержать обсадную колонну 14. Обсадную колонну 14 могут зацементировать в стволе 12 скважины при помощи цемента 13.
Рассматриваемая система может иметь отклонитель 22 фрезера. Примером отклонителя 22 фрезера является отклоняющий клин. Отклонитель 22 фрезера могут вводить в обсадную колонну 14 в стволе 12 скважины. Отклонитель 22 фрезера могут прикреплять к обсадной колонне 14 посредством крепежного устройства 23. Примерами подходящего крепежного устройства 23 являются пакер, стопор, подвеска хвостовика или цанга (но не ограничиваются таковыми). Крепежным устройством 23 могут закреплять отклонитель 22 фрезера в обсадной колонне 14 в требуемой точке так, чтобы препятствовать и, предпочтительно, исключать нисходящее и вращательное движение отклонителя 22 фрезера при действии на него силы. Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором отклонитель 22 фрезера прикрепляют в обсадной колонне рядом с частью обсаженного ствола скважины, причем данный этап могут выполнять перед этапом, на котором создают перепад давления.
Отклонитель 22 фрезера может содержать скошенную часть. В процессе вырезания окна по отклонителю 22 фрезера могут перемещать фрезер 20. Фрезер 20 может иметь фрезерное долото (не показано). Фрезерное долото предназначено для резания твердых материалов, таких как метал и отвержденный цемент, и их измельчения на маленькие кусочки. Фрезер 20 могут соединять с рабочей трубчатой колонной, такой как бурильная колонна 21. Бурильную колонну 21 могут использовать для нагнетания бурового флюида во фрезер 20 и фрезерное долото. Буровой флюид обеспечивает смазку и охлаждение фрезерного долота, а также выносит шлам на поверхность через кольцевое пространство, расположенное между внутренней поверхностью обсадной колонны 14 и наружной поверхностью бурильной колонны 21.
Как показано на фиг. 2, в месте контакта со скошенной частью отклонителя 22 фрезера, фрезер 20 может отклоняться в сторону от центральной оси обсадной колонны 14. Таким образом, фрезерное долото может начать сцепляться с частью обсадной колонны 14, прилегающей к отклонителю 22 фрезера. Фрезерное долото может начать разрушать обсадную колонну и отвержденный цемент. По мере продвижения фрезера окно увеличивается. Как показано на фиг. 3, фрезер продвигают до тех пор, пока не сформируют требуемое окно. Степень наклона скошенной части отклонителя 22 фрезера могут изменять и использовать для облегчения задания требуемой длины окна. Степенью наклона скошенной части отклонителя 22 фрезера также могут задавать начало окна 24. Обычно степень наклона отклонителя 22 фрезера могут варьировать в диапазоне приблизительно 2-5°. В одном варианте осуществления изобретения степень наклона отклонителя 22 фрезера выбирается такой, чтобы формируемое окно находилось в требуемой точке и имело требуемую длину.
Рассматриваемая система содержит фрезер 20 и устройство 30 продвижения фрезера. В одном варианте осуществления изобретения предложенные способы содержат этап, на котором соединяют устройства 30 продвижения фрезера с фрезером 20. В одном варианте осуществления изобретения устройство 30 продвижения фрезера соединяют с фрезером 20 так, что перемещение устройства 30 продвижения фрезера вызывает перемещение фрезера 20. Например, устройство 30 продвижения фрезера могут соединять с фрезером 20 через бурильную колонну 21. Устройство 30 продвижения фрезера могут соединять с бурильной колонной 21 различным образом, например (но не ограничиваясь таковыми) при помощи цанги, резьбового соединения, соединения путем химической реакции или теплового воздействия, фиксации винтовым или штифтовым соединением, сварки или пайки, шлицевого соединения. Предпочтительно, что устройство 30 продвижения фрезера соединяют с бурильной колонной 21 так, что перемещение устройства 30 продвижения фрезера вызывает перемещение бурильной колонны 21. В другом варианте бурильную колонну 21 соединяют с забойным вращающимся устройством (не показано), например с забойным двигателем. Забойное вращающееся устройство может исключать необходимость во вращении бурильной колонны 21 между фрезером 20 и устьем 10 скважины. Вращающееся устройство могут устанавливать под или над устройством 30 продвижения фрезера. Такую конфигурацию могут использовать для управления передачей крутящего момента в глубокие скважины или в скважины, имеющие значительное отклонение. Таким образом, устройство 30 продвижения фрезера далее могут использовать для передачи контролируемой осевой нагрузки на фрезер 20, причем для регулирования крутящего момента на фрезере 20 могут использовать поток флюида в забойном вращающемся устройстве. В другом варианте осуществления изобретения устройство 30 продвижения фрезера соединяют с бурильной колонной 21 так, что вокруг внешнего диаметра бурильной колонны 21 в месте расположения устройства 30 продвижения фрезера образуется уплотнение. Таким образом, предотвращают поступление флюидов в кольцевое пространство между наружной поверхностью бурильной колонны 21 и внутренней поверхностью обсадной колонны 14 в месте расположения устройства 30 продвижения фрезера.
Устройство 30 продвижения фрезера могут соединять с обсадной колонной 14. В одном варианте осуществления изобретения устройство 30 продвижения фрезера соединяют с обсадной колонной 14 так, что между наружной поверхностью устройства 30 продвижения фрезера и внутренней поверхностью обсадной колонны 14 образуется уплотнение. Устройство 30 продвижения фрезера могут соединять с обсадной колонной 14 с возможностью скольжения. Таким образом, устройство 30 продвижения фрезера может передвигаться вниз вдоль внутренней поверхности обсадной колонны 14. Устройство 30 продвижения фрезера могут смазывать (например, буровым флюидом) для улучшения его перемещения вниз внутри обсадной колонны 14. В одном варианте осуществления изобретения устройство 30 продвижения фрезера соединяют с бурильной колонной 21 так, что перемещение устройства 30 продвижения фрезера вызывает перемещение бурильной колонны 21; причем устройство 30 продвижения фрезера также соединяют с обсадной колонной 14 с возможностью скольжения. Предпочтительно, что между наружной поверхностью бурильной колонны 21 и внутренней поверхностью обсадной колонны 14 в месте нахождения устройства 30 продвижения фрезера последнее образует уплотнение. Таким образом, предотвращают поступление флюида из герметичного кольцевого пространства 31 в кольцевое пространство 42 обсадной колонны. Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором устройство 30 продвижения фрезера и фрезер 20 позиционируют в стволе скважины перед этапом, на котором создают перепад давления.
В общем случае скважинная система содержит несколько трубчатых колонн различных размеров, например 4-дюймовую колонну против 6-дюймовой колонны. Одна из трубчатых колонн может являться обсадной колонной 14, внутри которой могут располагаться любые дополнительные трубчатые колонны. Размер колонны может обозначать ее наружный диаметр. В общем случае фрезер могут перемещать вниз в стволе скважины из первой трубчатой колонны с первым наружным диаметром O.D. (от англ. Outer Diameter) во вторую трубчатую колонну со вторым наружным диаметром O.D. В другом варианте осуществления изобретения устройство 30 продвижения фрезера устанавливают в трубе, имеющей такой же внутренний диаметр I.D. (от англ. Inner Diameter), что и труба, в которой установлен фрезер 20, то есть устройство 30 продвижения фрезера и фрезер 20 устанавливают в трубах, имеющих одинаковый размер. Устройство 30 продвижения фрезера может иметь увеличиваемый и/или уменьшаемый наружный диаметр O.D. Например, если первый внутренний диаметр I.D. первой трубчатой колонны (не показана) меньше второго внутреннего диаметра I.D. второй трубчатой колонны (например, обсадной колонны 14), по мере перемещения устройства 30 продвижения фрезера из трубы с первым внутренним диаметром I.D. в трубу со вторым внутренним диаметром I.D. наружный диаметр O.D. устройства 30 продвижения фрезера могут увеличивать для создания уплотнения в кольцевом пространстве между внутренним диаметром I.D. второй трубчатой колонны и внешним диаметром O.D. бурильной колонны 21 в месте нахождения устройства 30 продвижения фрезера.
Рассматриваемая система дополнительно может содержать уплотнение 32. Уплотнение 32 может быть выполнено из различных материалов, например (но не ограничиваясь таковыми) из каучука или других природных эластичных материалов, полимеров, композиционного материала, металлов, искусственных эластичных материалов или сочетания перечисленных материалов. Например, подходящее уплотнение 32 может представлять собой (но не ограничивается таковым) пакер, кольцевое уплотнение, Т-образное уплотнение или обжимное уплотнение. Предпочтительно, что уплотнение 32 и устройство 30 продвижения фрезера выполнены с возможностью создавать герметичное кольцевое пространство 31. В одном варианте осуществления изобретения герметичное кольцевое пространство 31 располагают между нижней частью уплотнения 32 и верхней частью устройства 30 продвижения фрезера. Кольцевое пространство 42 обсадной колонны может быть расположено под устройством 30 продвижения фрезера.
В одном варианте осуществления изобретения уплотнение 32 располагают над устройством 30 продвижения фрезера. Уплотнение 32 могут располагать на устье 10 скважины, например в виде противовыбросового превентора (ВОР, от англ. blow-out preventer). Уплотнение 32 также могут располагать в точке, находящейся под устьем 10 скважины, но над устройством 30 продвижения фрезера. Предпочтительно, что уплотнение 32 располагают так, что в герметичном кольцевом пространстве 31 может поддерживаться требуемый уровень давления. В одном варианте осуществления изобретения уплотнение 32 является неподвижным.
Рассматриваемая система дополнительно может содержать вход 33 для флюида. Рассматриваемая система может содержать два или более входов 33 для флюида. Вход 33 для флюида могут использовать для ввода флюида в герметичное кольцевое пространство 31. Соответственно, вход 33 для флюида могут располагать в рассматриваемой скважинной системе так, чтобы были созданы условия для ввода флюида в герметичное кольцевое пространство 31, например, в точке между уплотнением 32 и устройством 30 продвижения фрезера. В одном варианте осуществления изобретения флюид используют для создания первого давления в герметичном кольцевом пространстве 31. Уровень давления могут регулировать на полу буровой установки, например путем регулирования потока флюида, поступающего в герметичное кольцевое пространство 31 через вход 33 для флюида или выпускаемого из кольцевого пространства 31 через выход для флюида (не показан) или через клапан (не показан). Уровень давления могут регулировать вручную или посредством модуля автоматического управления.
В одном варианте осуществления изобретения предложенные способы содержат этап, на котором создают перепад давления между устройством 30 продвижения фрезера и фрезером 20, причем данный перепад давления вызывает нисходящее перемещение устройства 30 продвижения фрезера и фрезера 20. Уровень давления в герметичном кольцевом пространстве 31 может представлять собой значение первого давления, а уровень давления в кольцевом пространстве 42 обсадной колонны может представлять собой значение второго давления. Первое давление может действовать на устройство 30 продвижения фрезера, а второе давление может действовать в месте нахождения фрезера 20. Например, второе давление может представлять собой давление флюида, создаваемое буровым флюидом в кольцевом пространстве 42 обсадной колонны. В одном варианте осуществления изобретения перепад давления обусловлен созданием первого давления, уровень которого превышает уровень второго давления. Таким образом, уровень давления в герметичном кольцевом пространстве 31 обсадной колонны может быть выше уровня давления в кольцевом пространстве 42 обсадной колонны. Значение первого давления может быть выше значения второго давления, например вследствие ввода в герметичное пространство 31 флюида с большей плотностью и ввода в кольцевое пространство 42 обсадной колонны флюида с меньшей плотностью. Может быть предпочтительным ввод в кольцевое пространство 42 обсадной колонны флюида с меньшей плотностью (например, бурового флюида) для уменьшения значения крутящего момента или силы сопротивления устройства 30 продвижения фрезера при продвижении данного устройства в стволе скважины. Значение крутящего момента или силы сопротивления может быть уменьшено вследствие действия выталкивающей силы бурового флюида в сравнении с выталкивающей силой флюида, введенного в герметичное пространство 31. Величину перепада давления могут рассчитывать путем вычитания значения второго давления из значения первого давления. В одном варианте осуществления изобретения рассчитанное значение перепада давления является положительным числом. Перепад давления может вызывать нисходящее движение (в направлении d1) устройства 30 продвижения фрезера, например вследствие действия более высокого давления в герметичном кольцевом пространстве 31. При достижении давления в герметичном кольцевом пространстве 31 минимального уровня устройство 30 продвижения фрезера может начать перемещаться вниз по направлению к отклонителю 22 фрезера. В одном варианте осуществления изобретения по завершении выполнения окна или в случае необходимости извлечения фрезера 20 из ствола 12 скважины положительный перепад давления может быть изменен на отрицательный так, что значение второго давления становится выше значения первого давления.
Следовательно, более высокое второе давление могут использовать для проталкивания фрезера 20 вверх по стволу 12 скважины.
Предложенные способы содержат этап, на котором обеспечивают сцепление фрезера 20, по меньшей мере, с частью обсаженного ствола скважины. В одном варианте осуществления изобретения перемещение устройства 30 продвижения фрезера вызывает перемещение бурильной колонны 21, а перемещение бурильной колонны 21 вызывает перемещение фрезера 20. Таким образом, устройство 30 продвижения фрезера соединяют с бурильной колонной 21 так, что перемещение устройства 30 продвижения фрезера вызывает перемещение бурильной колонны 21. Данный этап может содержать действия, вызывающие перемещение устройства 30 продвижения фрезера. Перемещение устройства 30 продвижения фрезера могут вызывать путем создания перепада давления между устройством 30 продвижения фрезера и фрезером 20. При данной взаимосвязи соединений между устройством 30 продвижения фрезера, бурильной колонной 21 и фрезером 20 необязательно будет происходить перемещение фрезера 20 при приложении силы к верхней части бурильной колонны 21, при этом фрезер 20 будет восприимчив к случайным или нежелательным перемещениям (например, в бурных морях). Возможность вызывать перемещение фрезера 20 путем перемещения устройства 30 продвижения фрезера позволяет в большей степени контролировать процесс вырезания окна.
Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором в ствол скважины вводят буровой флюид. Буровой флюид могут использовать для облегчения вырезания окна фрезерным долотом в части обсаженного ствола скважины. Как показано на фиг. 1, скважинная система дополнительно может содержать внутреннюю трубчатую колонну 40, а также может содержать один или более обратных каналов 41 для флюида. В одном варианте осуществления изобретения внутренняя трубчатая колонна 40 имеет постоянный внутренний диаметр (I.D.). Внутреннюю трубчатую колонну 40 с постоянным внутренним диаметром I.D. могут использовать для улучшения циркуляции и вывода флюидов из кольцевого пространства 42 обсадной колонны при вырезании. Например, как показано на фиг. 1, вниз в бурильную колонну 21 могут вводить буровой флюид и подводить его к фрезеру 20. Этот буровой флюид может выходить из фрезера 20 в направлении d2. Буровой флюид далее может продолжать протекать в направлении d2 в кольцевое пространство 42 обсадной колонны. Затем буровой флюид может поступать в обратный канал 41 для флюида и протекать через него, после чего попадать во внутреннюю трубчатую колонну 40. Затем по внутренней трубчатой колонне 40 буровой флюид может возвращаться на платформу с буровой установкой.
В одном варианте осуществления изобретения место нахождения устройства 30 продвижения фрезера над фрезером 20 характеризуется максимальным расстоянием. В одном варианте осуществления изобретения это максимальное расстояние выбирается так, чтобы устройство 30 продвижения фрезера и фрезер 20 находились в трубах одинакового размера. Данное максимальное расстояние могут изменять в зависимости от внутреннего диаметра I.D. обсадной колонны 14 над устройством 30 продвижения фрезера так, чтобы устройство продвижения фрезера оставалось в трубчатой колонне, внутренний диаметр I.D. которой достаточен для того, чтобы устройством продвижения фрезера создавалось уплотнение. Данное максимальное расстояние также может быть ограничено из-за возможности изгиба бурильной колонны 21 между устройством 30 продвижения фрезера и фрезером 20. Расстояние между устройством 30 продвижения фрезера и фрезером 20 также может характеризоваться минимальным расстоянием. В одном варианте осуществления изобретения и как показано на фиг. 3 данное минимальное расстояние представляет собой, по меньшей мере, расстояние, при котором после завершения выполнения окна устройство 30 продвижения фрезера не располагается ниже начала окна 24. В другом варианте осуществления изобретения данное минимальное расстояние выбирают так, что давление флюида в герметичном кольцевом пространстве 31 при вырезании не уменьшается или не теряется. Например, устройство 30 продвижения фрезера не проникает в какую-либо часть вырезанного окна. Таким образом, нарушение целостности уплотнения, созданного устройством 30 продвижения фрезера, не грозит. Данное уплотнение способствует поддержанию давления в герметичном кольцевом пространстве 31. В случае необходимости замедлить или остановить нисходящее движение устройства 30 продвижения фрезера и фрезера 20 давление в герметичном кольцевом пространстве 31 могут уменьшить, например посредством клапана (не показан).
Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором завершают выполнение окна, по меньшей мере, в части обсаженного ствола скважины, причем данный этап могут выполнять после этапа, на котором обеспечивают сцепление фрезера, по меньшей мере, с частью обсаженного ствола скважины. На фиг. 3 показано выполненное окно в соответствии с одним вариантом осуществления изобретения. Этап, на котором создают перепад давления, может содержать создание перепада давления до тех пор, пока не будет осуществлен этап, на котором завершают выполнение окна. Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором прерывают создание перепада давления. Данный этап могут выполнять после этапа, на котором обеспечивают сцепление, или после этапа, на котором завершают выполнение окна. Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором извлекают из ствола 12 скважины, по меньшей мере, устройство 30 продвижения фрезера и фрезер 20. Предложенные способы также могут содержать этап, на котором извлекают из ствола 12 скважины отклонитель 22 фрезера. Указанные этапы извлечения могут выполнять после этапа, на котором обеспечивают сцепление фрезера, или после этапа, на котором завершают выполнение окна, или после этапа, на котором прерывают создание перепада давления. Предложенные способы дополнительно могут содержать этап, на котором контролируемо вырезают более одного окна в более чем одной части обсаженного ствола скважины. Например, первое окно могут вырезать в основном стволе скважины для формирования первого бокового ствола скважины, а второе окно могут вырезать в первом боковом стволе скважины, более одного окна могут вырезать в основном стволе скважины или более одного окна могут вырезать в боковом стволе скважины. Безусловно, путем вырезания нескольких окон в нескольких стволах скважины могут формировать разветвленную сеть стволов скважины. При вырезании нескольких окон в одном стволе скважины эти окна могут вырезать поочередно снизу вверх, при этом первым выполняют самое нижнее окно, затем окно над ним и так далее. В другом варианте осуществления изобретения несколько окон могут вырезать поочередно сверху вниз, при этом вырезают первое окно, затем уплотнение 32 перемещают или зацепляют дальше вниз по стволу скважины, и затем продолжают ниже по стволу скважины вырезать другое окно, и так далее.
Таким образом, настоящее изобретение позволяет обеспечить достижение вышеизложенных целей и обладает присущими ему преимуществами. Определенные вышеописанные варианты осуществления изобретения предназначены только для наглядности, при этом настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, понятными специалистам, что позволяет извлекать пользу из настоящего изобретения. Кроме того, в отношении изображенных в данном документе конструкций или чертежей не подразумевается наличие каких-либо ограничений, кроме указанных в нижеприведенной формуле. Таким образом, очевидно, что определенные вышеописанные приведенные для примера варианты осуществления изобретения могут быть изменены или модифицированы, и все такие вариации не противоречат сути и не выходят за рамки настоящего изобретения. При описании содержания и способов использовались словосочетания «содержит/имеет/включает различные компоненты и этапы», при этом различные компоненты и этапы могут также характеризоваться словосочетаниями «состоит преимущественно из» или «состоит из». При использовании областей числовых диапазонов с нижними и верхними пределами подразумевались любое число и любой диапазон численных значений, лежащие в указанных диапазонах. В частности, каждый упомянутый в данном документе диапазон значений (выраженный словесными конструкциями типа «приблизительно от a до b») следует понимать как выражающий каждое число и диапазон, лежащие в более широких диапазонах значений. Кроме того, термины, используемые в формуле изобретения, имеют свое прямое, основное значение, если автором патента явно не указано иное. При возникновении противоречий при использовании слова или термина в данном описании и в одном или более патентах или в других документах, на которые дается ссылка в данном документе, следует использовать определения, согласующиеся с данным описанием.
Claims (23)
1. Способ контролируемого вырезания окна, по меньшей мере, в части обсаженного ствола скважины, содержащий этапы, на которых:
соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; причем указанное устройство продвижения фрезера соединено с обсадной колонной обсаженного ствола скважины с возможностью скольжения;
создают перепад давления между указанным устройством продвижения фрезера и указанным фрезером, причем указанный перепад давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера и указанного фрезера; и
обеспечивают сцепление указанного фрезера, по меньшей мере, с частью указанного обсаженного ствола скважины.
соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; причем указанное устройство продвижения фрезера соединено с обсадной колонной обсаженного ствола скважины с возможностью скольжения;
создают перепад давления между указанным устройством продвижения фрезера и указанным фрезером, причем указанный перепад давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера и указанного фрезера; и
обеспечивают сцепление указанного фрезера, по меньшей мере, с частью указанного обсаженного ствола скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное устройство продвижения фрезера перемещается вдоль внутренней поверхности указанной обсадной колонны вниз или вверх.
3. Способ по п. 1 дополнительно содержит отклонитель фрезера, располагаемый в указанной обсадной колонне рядом с указанной частью указанного обсаженного ствола скважины.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что указанный отклонитель фрезера закрепляют в указанной обсадной колонне рядом с указанной частью указанного обсаженного ствола скважины, причем данный этап выполняют перед этапом, на котором создают перепад давления.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное устройство продвижения фрезера соединяют с указанным фрезером так, что перемещение указанного устройства продвижения фрезера вызывает перемещение указанного фрезера.
6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что указанное устройство продвижения фрезера соединяют с указанным фрезером через бурильную колонну.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что указанное устройство продвижения фрезера соединяют с указанной бурильной колонной так, что образуется уплотнение между внешним диаметром указанной бурильной колонны и внутренним диаметром устройства продвижения фрезера.
8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что указанное устройство продвижения фрезера соединяют с указанной бурильной колонной так, что перемещение указанного устройства продвижения фрезера вызывает перемещение указанной бурильной колонны.
9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит уплотнение, располагаемое над указанным устройством продвижения фрезера.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что указанное уплотнение и указанное устройство продвижения фрезера образуют герметичное кольцевое пространство, причем указанное герметичное кольцевое пространство расположено в области между внешней поверхностью бурильной колонны и внутренней поверхностью обсадной колонны обсаженного ствола скважины.
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что указанное герметичное кольцевое пространство находится между нижней частью указанного уплотнения и верхней частью указанного устройства продвижения фрезера.
12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что дополнительно содержит вход для флюида.
13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что в указанное герметичное кольцевое пространство через указанный вход для флюида могут вводить флюид.
14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что дополнительно содержит кольцевое пространство обсадной колонны, находящееся под указанным устройством продвижения фрезера, причем указанное кольцевое пространство обсадной колонны расположено в области между внешней поверхностью бурильной колонны и внутренней поверхностью обсадной колонны обсаженного ствола скважины, причем указанный фрезер соединен с тем участком бурильной колонны, который расположен внутри указанного кольцевого пространства обсадной колонны.
15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что уровень давления в указанном герметичном кольцевом пространстве представляет собой значение первого давления, а уровень давления в указанном кольцевом пространстве обсадной колонны представляет собой значение второго давления.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что для создания первого давления используют указанный флюид.
17. Способ по п. 15, в котором указанный перепад давления обусловлен созданием первого давления, уровень которого превышает уровень второго давления.
18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап, на котором создают перепад давления, содержит обеспечение перемещения указанного устройства продвижения фрезера.
19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит завершение окна, по меньшей мере, в части указанного обсаженного ствола скважины, причем данный этап завершения выполняют после этапа, на котором обеспечивают сцепление фрезера, по меньшей мере, с указанной частью указанного обсаженного ствола скважины.
20. Способ по п. 19, отличающийся тем, что дополнительно содержит прерывание создания указанного перепада давления, причем данный этап прерывания выполняют после этапа, на котором обеспечивают, или после этапа, на котором завершают окно.
21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит контролируемое вырезание более одного окна в более чем одной части указанного обсаженного ствола скважины.
22. Способ по п. 1, в котором указанное устройство продвижения фрезера соединяют с указанной обсадной колонной так, что образуется уплотнение между внешней поверхностью устройства продвижения фрезера и внутренней поверхностью обсадной колонны.
23. Способ контроля фрезера в обсаженном стволе скважины, содержащий этапы, на которых:
соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; причем указанный фрезер соединен с бурильной колонной, которая расположена внутри указанного обсаженного ствола скважины;
создают уплотнение между внешней поверхностью бурильной колонны и внутренней поверхностью обсадной колонны обсаженного ствола скважины в месте нахождения указанного устройства продвижения фрезера; и
создают перепад давления между областью выше уплотнения и областью ниже уплотнения, причем создание указанного перепада давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера, указанного уплотнения и указанного фрезера.
соединяют устройство продвижения фрезера с фрезером; причем указанный фрезер соединен с бурильной колонной, которая расположена внутри указанного обсаженного ствола скважины;
создают уплотнение между внешней поверхностью бурильной колонны и внутренней поверхностью обсадной колонны обсаженного ствола скважины в месте нахождения указанного устройства продвижения фрезера; и
создают перепад давления между областью выше уплотнения и областью ниже уплотнения, причем создание указанного перепада давления вызывает нисходящее перемещение указанного устройства продвижения фрезера, указанного уплотнения и указанного фрезера.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2011/066263 WO2013095399A1 (en) | 2011-12-20 | 2011-12-20 | Methods of controllably milling a window in a cased wellbore using a pressure differential to cause movement of a mill |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2552262C1 true RU2552262C1 (ru) | 2015-06-10 |
Family
ID=48669058
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120372/03A RU2552262C1 (ru) | 2011-12-20 | 2011-12-20 | Способ контролируемого вырезания окна в обсаженном стволе скважины с использованием перепада давления для перемещения фрезера |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP2748402B1 (ru) |
| CN (1) | CN103857868B (ru) |
| BR (1) | BR112014007919A2 (ru) |
| CA (1) | CA2848720C (ru) |
| RU (1) | RU2552262C1 (ru) |
| WO (1) | WO2013095399A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017200419A3 (ru) * | 2016-05-16 | 2017-12-28 | Павел Иванович ПОПОВ | Способ повышения углеводородоотдачи пластов нефтезазоконденсатных скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090737C1 (ru) * | 1996-03-06 | 1997-09-20 | Научно-производственное предприятие "Азимут" | Раздвижной фрезер |
| US6105675A (en) * | 1999-01-05 | 2000-08-22 | Weatherford International, Inc. | Downhole window milling apparatus and method for using the same |
| RU2209917C1 (ru) * | 2002-01-25 | 2003-08-10 | Григорьев Петр Михайлович | Способ ориентированного выреза окон в обсадной колонне |
| US20040168829A1 (en) * | 2003-02-28 | 2004-09-02 | Hess Joseph E | Subsea controlled milling |
| RU2370626C1 (ru) * | 2008-11-10 | 2009-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНКОС" | Компоновка инструментов для прорезки бокового "окна" в обсадной колонне скважины |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO179261C (no) * | 1992-12-16 | 1996-09-04 | Rogalandsforskning | Anordning for boring av hull i jordskorpen, særlig for boring av oljebrönner |
| CN1260458C (zh) * | 2001-04-23 | 2006-06-21 | 国际壳牌研究有限公司 | 短半径分支井眼的钻井方法 |
| US6920945B1 (en) * | 2001-11-07 | 2005-07-26 | Lateral Technologies International, L.L.C. | Method and system for facilitating horizontal drilling |
| CN102124180B (zh) * | 2007-08-30 | 2014-05-14 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 双bha钻井系统 |
| CA2701725A1 (en) * | 2007-10-22 | 2009-04-30 | Radjet Llc | Apparatus and method for milling casing in jet drilling applications for hydrocarbon production |
| NO332920B1 (no) * | 2009-07-06 | 2013-02-04 | Reelwell As | Et nedihulls bronnverktoy tilveiebrakt med et stempel |
| CN201826792U (zh) * | 2010-09-20 | 2011-05-11 | 中矿瑞杰(北京)科技有限公司 | 煤层气井井下水马达开窗装置 |
-
2011
- 2011-12-20 CN CN201180074104.1A patent/CN103857868B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-20 BR BR112014007919A patent/BR112014007919A2/pt active Search and Examination
- 2011-12-20 WO PCT/US2011/066263 patent/WO2013095399A1/en active Application Filing
- 2011-12-20 EP EP11878255.6A patent/EP2748402B1/en not_active Not-in-force
- 2011-12-20 CA CA2848720A patent/CA2848720C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-12-20 RU RU2014120372/03A patent/RU2552262C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090737C1 (ru) * | 1996-03-06 | 1997-09-20 | Научно-производственное предприятие "Азимут" | Раздвижной фрезер |
| US6105675A (en) * | 1999-01-05 | 2000-08-22 | Weatherford International, Inc. | Downhole window milling apparatus and method for using the same |
| RU2209917C1 (ru) * | 2002-01-25 | 2003-08-10 | Григорьев Петр Михайлович | Способ ориентированного выреза окон в обсадной колонне |
| US20040168829A1 (en) * | 2003-02-28 | 2004-09-02 | Hess Joseph E | Subsea controlled milling |
| RU2370626C1 (ru) * | 2008-11-10 | 2009-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНКОС" | Компоновка инструментов для прорезки бокового "окна" в обсадной колонне скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017200419A3 (ru) * | 2016-05-16 | 2017-12-28 | Павел Иванович ПОПОВ | Способ повышения углеводородоотдачи пластов нефтезазоконденсатных скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN103857868A (zh) | 2014-06-11 |
| CN103857868B (zh) | 2016-01-06 |
| EP2748402A4 (en) | 2015-12-16 |
| BR112014007919A2 (pt) | 2017-04-04 |
| CA2848720A1 (en) | 2013-06-27 |
| CA2848720C (en) | 2015-03-31 |
| EP2748402A1 (en) | 2014-07-02 |
| WO2013095399A1 (en) | 2013-06-27 |
| EP2748402B1 (en) | 2019-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9316054B2 (en) | Systems and methods for managing pressure in a wellbore | |
| US20180216437A1 (en) | Through tubing p&a with two-material plugs | |
| US10161227B2 (en) | Permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
| US8839864B2 (en) | Casing cutter | |
| US8561722B2 (en) | Methods of controllably milling a window in a cased wellbore using a pressure differential to cause movement of a mill | |
| RU2663007C1 (ru) | Узел однопроходного фрезера | |
| Schnitzler et al. | Completion Considerations for MPD Deepwater Offshore Wells | |
| Kaldirim et al. | An experimental study on riser gas behavior for dual gradient drilling | |
| RU2552262C1 (ru) | Способ контролируемого вырезания окна в обсаженном стволе скважины с использованием перепада давления для перемещения фрезера | |
| US11643879B2 (en) | Nested drill bit assembly for drilling with casing | |
| RU2716669C1 (ru) | Узлы скважинного отклонителя с убираемым рычагом регулирования растяжения | |
| Ruiz et al. | Procedure to Complete, Running, Testing, Cementing, Hanging and Cleaning out the Frac String to Complete Unconventional HP/HT Wells to Guarantee the Future Frac Operations in the Wells of Unconventional Project at Abu Dhabi UAE | |
| Foidaş et al. | Casing while drilling–a viable alternative to conventional drilling | |
| Karlsen et al. | Improved Recovery Rate in Brownfield Subsea Wells Using Riserless Light Well Intervention | |
| Rudnik et al. | Successful Subsea Reentry Well Abandonments with Coiled Tubing Deployed from a Multiservice Vessel in the Gulf of Mexico | |
| da Silva et al. | Scenario study on the choice of drilling method for oil wells in the context of the Brazilian pre-salt layer | |
| Nunez | Simulation of Modified Dual Gradient Drilling System to Drill Deepwater and Ultra-Deepwater Wells | |
| Stone et al. | New applications for underbalanced drilling equipment | |
| CA2707136C (en) | A permanent bypass whipstock assembly for drilling and completing a sidetrack well and preserving access to the original wellbore | |
| Noynaert | Ultrapdeep water blowouts: COMASim dynamic kill simulator validation and best practices recommendations | |
| Kilian | Casing Design for Deep Wells in the Vienna Basin | |
| Karlsen et al. | Electric Line Riserless Light Well Intervention (RLWI) Methods Key to Increasing Recovery from Subsea Wells | |
| Bue | Optimal Drilling and Completion of Deep ERD Wells | |
| Agarwal et al. | Snake wells-a new approach to high dipping multi-layered thin reservoirs | |
| Erland | Centralization of casings in wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201221 |