EA035445B1

EA035445B1 - System and method for circumferentially aligning a downhole latch subsystem

Info

Publication number: EA035445B1
Application number: EA201590560A
Authority: EA
Inventors: Стюарт Александер Телфер; Эспен Даль; Дэвид Джо Стил; Лестер Баретт Даплер
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Priority date: 2012-10-09
Filing date: 2012-10-09
Publication date: 2020-06-17
Also published as: EP2906773A4; EP2906773B1; EP3299574B1; EP2906773A1; AU2012392158B2; WO2014058412A1; NO2906773T3; MX2015004499A; BR122020005433B1; EP3299574A1; BR112015008001A2; MX357190B; BR112015008001B1; CA2887587A1; CA2887587C; EA201590560A1; AU2012392158A1

Abstract

A system for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a wellbore. The system includes an outer tool assembly including a latch coupling having a latch profile and a slot subassembly having an axially extending slot profile. An inner tool assembly is positionable within the outer tool assembly. The inner tool assembly includes a latch assembly having a plurality of latch keys and an orienting subassembly having a plurality orienting keys. In operation, after axial alignment of the orienting subassembly with the slot subassembly, rotation of the orienting subassembly causes operable engagement of at least one orienting key with the slot profile and, thereafter, axial alignment of the latch assembly with the latch coupling causes operable engagement of the latch keys with the latch profile.

Description

Область техникиTechnology area

Данное изобретение относится в целом к оборудованию, применяемому в сочетании с операциями, которые выполняют в подземных скважинах, и в частности к системе выверки защелочного узла относительно защелочного соединителя по окружности в подземной скважине и к способу применения указанной системы.This invention relates generally to equipment for use in conjunction with operations performed in subterranean wells, and in particular to a system for aligning a latch assembly with respect to a latch connector circumferentially in a subterranean well and a method of using said system.

Уровень техникиState of the art

Без ограничения объема данного изобретения его уровень техники будет описан в качестве примера в отношении образования отверстия в обсадной колонне для многоствольной скважины.Without limiting the scope of the present invention, its prior art will be described by way of example with respect to hole formation in a casing for a multilateral well.

В многоствольных скважинах обычной практикой является бурение ответвления бокового ствола скважины, проходящего в боковом направлении от пересечения с основным или исходным стволом скважины. Как правило, когда обсадная колонна установлена и исходный ствол скважины освоен, отклоняющий узел, такой как скважинный отклонитель, размещают в обсадной колонне в месте желаемого пересечения стволов скважины, а затем одну или более фрез отклоняют в сторону от скважинного отклонителя для образования отверстия сквозь боковую стенку колонны обсадных труб.In multilateral wells, it is common practice to drill a lateral wellbore that extends laterally from the intersection with the main or original wellbore. Typically, when the casing is set and the original wellbore is completed, a diverter assembly, such as a whipstock, is placed in the casing at the desired borehole intersection, and then one or more cutters are deflected away from the diverter to create a hole through the sidewall. casing strings.

В определенных системах желательным является бурение бокового ствола скважины в некотором заданном направлении от исходного ствола скважины, например из верхней части исходного ствола скважины. В таких системах необходимо образовать отверстие в заданной окружной ориентации по отношению к исходной колонне обсадных труб. Для того чтобы правильно расположить и вращением сориентировать скважинный отклонитель таким образом, чтобы расфрезеровывать отверстие в нужном направлении, защелочный узел, соединенный со скважинным отклонителем, закрепляют и вращением ориентируют в защелочном соединителе, соединенном с обсадной колонной. Защелочный узел обычно содержит группу подпружиненных защелочных ключей, каждый из которых имеет крепежный и ориентирующий профиль, вставляемый в защелочный профиль, образованный внутри защелочного соединителя. Таким образом, когда защелочные ключи защелочного узла находятся в функциональном зацеплении с защелочным профилем защелочного соединителя, защелочный узел и соединенное с ним оборудование закрепляют в осевом направлении и по окружности и вращением ориентируют в нужном направлении внутри обсадной колонны.In certain systems, it is desirable to drill a lateral wellbore in a predetermined direction from the original wellbore, for example from the top of the original wellbore. In such systems, it is necessary to create a hole in a predetermined circumferential orientation with respect to the original casing string. In order to correctly position and rotate the whipstock so as to mill the hole in the desired direction, the latch assembly connected to the whipstock is fixed and rotated to orientate in the latch connector connected to the casing. The latch assembly typically contains a group of spring-loaded latch keys, each of which has a fastening and alignment profile that fits into a latch profile formed within the latch connector. Thus, when the latch keys of the latch assembly are in functional engagement with the latch profile of the latch connector, the latch assembly and associated hardware are axially and circumferentially and rotated in the desired direction within the casing.

Однако было обнаружено, что в некоторых скважинных системах, таких как глубокие или удлиненные скважины, закрепление защелочного узла в защелочном соединителе вращением может быть осложнено. На практике, как правило, после того как защелочный узел находится, по существу, на глубине, буровой снаряд, несущий защелочный узел, медленно поворачивают и опускают в скважину. Эта операция предназначена для осевого расположения защелочного узла в защелочном соединителе и выверки защелочного узла в защелочном соединителе с помощью вращения согласно нужной окружной ориентации, о чем свидетельствует сигнал крутящего момента на поверхности. Однако в вышеуказанных глубоких или удлиненных скважинах задержка сигнала крутящего момента, достигающего поверхности, из-за податливости при кручении и скручиванию рабочей колонны, например, может привести к перегрузке защелочных ключей, расцеплению защелочного узла с защелочным соединителем или другой неисправности.However, it has been found that in some downhole systems, such as deep or elongated wells, rotating the latch assembly in the latch connector can be difficult. In practice, typically after the latch assembly is substantially at depth, the drill carrying the latch assembly is slowly rotated and lowered into the borehole. This operation is to axially position the latch assembly in the latch connector and align the latch assembly in the latch connector by rotation to the desired circumferential orientation as evidenced by the surface torque signal. However, in the aforementioned deep or elongated wells, a delay in the torque signal reaching the surface due to twisting and twisting of the working string, for example, may result in overloading of the latch keys, disengagement of the latch assembly with the latch connector, or other malfunction.

Соответственно возникла необходимость в усовершенствованной системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в подземной скважине. К тому же возникла необходимость в такой усовершенствованной системе, которая может применяться в глубоких или удлиненных скважинах. Кроме того, возникла необходимость в такой усовершенствованной системе, которая не подвержена риску перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем во время ориентирования по окружности.Accordingly, a need has arisen for an improved system for aligning the downhole latch subsystem around the circumference in a subterranean well. In addition, a need has arisen for an improved system that can be applied in deep or elongated wells. In addition, a need has arisen for an improved system that does not run the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly from the latch connector during circumferential orientation.

Изобретение, раскрытое в данном описании, относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в подземной скважине. Система по данному изобретению выполнена для применения в глубоких или удлиненных скважинах. Кроме того, система по данному изобретению не подвержена риску перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем во время ориентирования по окружности.The invention disclosed herein relates to a system for aligning a downhole latch subsystem around a circumference in a subterranean well. The system of this invention is designed for use in deep or elongated wells. In addition, the system of the present invention is not subject to the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly from the latch connector during circumferential orientation.

В одном аспекте данное изобретение относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Система содержит обсадную колонну, расположенную в стволе скважины. Защелочный соединитель соединен с обсадной колонной и имеет защелочный профиль. Желобный подузел также соединен с обсадной колонной и имеет аксиально пролегающий желобный профиль. Буровой снаряд опускают в скважину и располагают внутри обсадной колонны. Защелочный узел соединен с буровым снарядом и содержит группу защелочных ключей. Ориентирующий подузел также соединен с буровым снарядом и содержит группу ориентирующих ключей. После осевой центровки ориентирующего подузла относительно желобного подузла вращение ориентирующего подузла приводит к функциональному зацеплению по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем, и соответственно осевая центровка защелочного узла относительно защелочного соединителя приводит к функциональному зацеплению защелочных ключей с защелочным профилем.In one aspect, the present invention relates to a system for aligning a downhole latching subsystem around a circumference in a wellbore. The system contains a casing string located in the wellbore. The latch connector is connected to the casing and has a latch profile. The groove subassembly is also connected to the casing and has an axially running groove profile. The drill is lowered into the well and positioned inside the casing. The latch assembly is connected to the drill string and contains a group of latch keys. The orienting subassembly is also connected to the drill string and contains a group of orienting keys. After axial alignment of the orienting subassembly with respect to the grooved subassembly, rotation of the orienting subassembly results in functional engagement of at least one orienting key with the groove profile, and accordingly, axial alignment of the latching unit relative to the latching connector results in functional engagement of the latching keys with the latching profile.

В одном варианте реализации изобретения группа защелочных ключей распределена по окружности защелочного узла. В некоторых вариантах реализации изобретения каждый из защелочных ключей содержит осевые крепежные элементы и окружные крепежные элементы. В этих вариантах реализацииIn one embodiment, a group of latch keys is distributed around the circumference of the latch assembly. In some embodiments of the invention, each of the latch keys includes axial fasteners and circumferential fasteners. In these implementations

- 1 035445 изобретения окружные крепежные элементы каждого защелочного ключа могут не совпадать с окружными крепежными элементами других защелочных ключей. В некоторых вариантах реализации изобретения группа ориентирующих ключей может быть распределена в осевом направлении вдоль ориентирующего подузла. В этих вариантах реализации изобретения ориентирующие ключи могут постепенно становиться шире по окружности от скважинного конца к верхнему концу ориентирующего подузла. Кроме того, в этих вариантах реализации изобретения ориентирующие ключи могут иметь конусовидный передний край, конусовидный задний край или и то и другое.- 1 035445 of the invention, the circumferential fasteners of each latch key may not match the circumferential fasteners of other latch keys. In some embodiments of the invention, a group of orientation keys may be axially distributed along the orientation subassembly. In these embodiments, the alignment keys may gradually become wider in circumference from the well end to the top end of the alignment subassembly. In addition, in these embodiments, the alignment keys may have a tapered leading edge, a tapered trailing edge, or both.

В другом аспекте данное изобретение относится к системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Данная система содержит наружный узел, содержащий защелочный соединитель, который имеет защелочный профиль, и желобный подузел, имеющий пролегающий в осевом направлении желобный профиль. Внутренний узел может быть расположен внутри наружного узла, при этом он содержит защелочный узел, имеющий группу защелочных ключей, и ориентирующий подузел, имеющий группу ориентирующих ключей. После осевой центровки ориентирующего подузла относительно желобного подузла вращение ориентирующего подузла приводит к функциональному зацеплению по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем, и соответственно осевая центровка защелочного узла относительно защелочного соединителя приводит к функциональному зацеплению защелочных ключей с защелочным профилем.In another aspect, the present invention relates to a system for aligning a downhole latching subsystem around a circumference in a wellbore. The system comprises an outer assembly comprising a snap connector that has a snap profile and a groove subassembly having an axially extending groove profile. The inner assembly can be located inside the outer assembly and comprises a latch assembly having a group of latch keys and an orientation subassembly having a group of orientation keys. After axial alignment of the orienting subassembly with respect to the grooved subassembly, rotation of the orienting subassembly results in functional engagement of at least one orienting key with the groove profile, and accordingly, axial alignment of the latching unit relative to the latching connector results in functional engagement of the latching keys with the latching profile.

В одном варианте реализации изобретения защелочный соединитель и желобный подузел соединены вместе. В другом варианте реализации изобретения защелочный узел и ориентирующий подузел соединены вместе. В некоторых вариантах реализации изобретения внутренний узел содержит отклоняющий узел.In one embodiment, the latch connector and the groove subassembly are connected together. In another embodiment, the latch assembly and orientation subassembly are coupled together. In some embodiments of the invention, the inner assembly comprises a diverting assembly.

В следующем аспекте данное изобретение относится к способу выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в стволе скважины. Данный способ включает следующие этапы: расположение обсадной колонны в стволе скважины, при этом обсадная колонна содержит защелочный соединитель, имеющий защелочный профиль, и желобный подузел, имеющий пролегающий в осевом направлении желобный профиль; спуск бурового снаряда в обсадную колонну, при этом буровой снаряд содержит защелочный узел, имеющий группу защелочных ключей, и ориентирующий подузел, имеющий группу ориентирующих ключей; осевую центровку ориентирующего подузла относительно желобного подузла; вращение бурового снаряда в обсадной колонне с целью поворота ориентирующего подузла относительно желобного подузла; функциональное зацепление по меньшей мере одного ориентирующего ключа сжелобным профилем; осевую центровку защелочного узла относительно защелочного соединителя и, следовательно, функциональное зацепление защелочных ключей с защелочным профилем.In a further aspect, the present invention relates to a method for circumferentially aligning a downhole latch subsystem in a wellbore. The method includes the following steps: positioning a casing in a wellbore, wherein the casing comprises a latch connector having a latch profile and a groove subassembly having an axially running groove profile; lowering the drill string into the casing, while the drill string comprises a latch assembly having a group of latch keys and an orienting subassembly having a group of orienting keys; axial alignment of the orienting subassembly relative to the grooved subassembly; rotating the drill string in the casing to rotate the orienting subassembly relative to the grooved subassembly; functional engagement of at least one orienting key with a gnarled profile; axial alignment of the latch assembly with respect to the latch connector and hence the functional engagement of the latch keys with the latch profile.

Способ может также включать следующие этапы: обеспечение грубой предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля путем функционального зацепления по меньшей мере одного ориентирующего ключа с желобным профилем; осевой сдвиг, по меньшей мере, некоторой части ориентирующего ключа в желобном профиле; обеспечение точной предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля и/или осевое крепление и крепление по окружности защелочных ключей в защелочном профиле.The method may also include the following steps: providing a rough preliminary circumferential alignment of the latch keys with respect to the latch profile by operatively engaging at least one orientation key with the groove profile; axial displacement of at least some part of the orienting key in the groove profile; providing accurate preliminary alignment around the circumference of the latch keys relative to the latch profile and / or axial and circumferential fastening of the latch keys in the latch profile.

Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials

Для более полного понимания особенностей и преимуществ данного изобретения делаем ссылку на подробное описание изобретения вместе с прилагаемыми чертежами, на которых соответствующие ссылочные позиции относятся к соответствующим элементам.For a more complete understanding of the features and advantages of the present invention, reference is made to the detailed description of the invention, together with the accompanying drawings, in which corresponding reference numbers refer to corresponding elements.

Фиг. 1 является схематичной иллюстрацией буровой морской платформы во время строительства многоствольной скважины после использования системы выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения.FIG. 1 is a schematic illustration of an offshore drilling platform during the construction of a multilateral well after using a borehole latch alignment system in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention.

Фиг. 2А-Н демонстрируют последовательные осевые секции системы выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.FIG. 2A-H show successive axial sections of a downhole latching subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention in cross section.

На фиг. 3 изображен защелочный соединитель для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.FIG. 3 depicts a latch connector for use in a circumferential alignment system of a downhole latch subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention in cross section.

На фиг. 4 показан желобный подузел для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.FIG. 4 illustrates a groove subassembly for use in a circumferential alignment system of a downhole latch subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention in cross section.

На фиг. 5 изображен вид сбоку защелочного узла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения.FIG. 5 is a side view of a latch assembly for use in a circumferential alignment system of a downhole latch subsystem in a subterranean well, in accordance with one embodiment of the present invention.

На фиг. 6 показан защелочный узел для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.FIG. 6 illustrates a latch assembly for use in a circumferential alignment system of a downhole latch subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention, in cross section.

На фиг. 7А, В изображены виды сбоку ориентирующего подузла для применения в системе выверкиFIG. 7A, B are side views of an alignment subassembly for use in an alignment system.

- 2 035445 по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения.- 2,035,445 around the circumference of a downhole latching subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention.

На фиг. 8А, В показан ориентирующий подузел для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине в соответствии с одним из вариантов реализации данного изобретения в сечении.FIG. 8A, B show an orienting subassembly for use in a circumferential alignment system of a downhole latch subsystem in a subterranean well in accordance with one embodiment of the present invention in cross section.

Подробное раскрытие изобретенияDetailed disclosure of the invention

В то время как реализация и применение различных вариантов данного изобретения будут подробно описаны ниже, следует отметить, что данное изобретение предусматривает множество применимых изобретательских замыслов, которые могут быть реализованы в широком разнообразии конкретных условий. Конкретные варианты реализации изобретения, обсуждаемые в данном документе, являются лишь иллюстрацией конкретных способов реализации и применения изобретения и не ограничивают объем данного изобретения.While the implementation and application of various embodiments of the present invention will be described in detail below, it should be noted that the present invention provides a variety of applicable inventive concepts that may be implemented in a wide variety of specific environments. The specific embodiments of the invention discussed herein are merely illustrative of specific ways to implement and apply the invention and do not limit the scope of the invention.

На фиг. 1 схематически представлена система выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы в подземной скважине, она обозначена позицией 10. Полупогружная буровая платформа 12 расположена по центру над покрытым водой нефтяным и газовым пластом 14, расположенным под морским дном 16. Подводный напорный трубопровод 18 проходит от площадки 20 платформы 12 к устьевой установке 22, которая содержит противовыбросовые превенторы 24. Платформа 12 содержит подъемное устройство 26 и башенную вышку 28 для подъема и опускания колонн труб, таких как колонна 30 бурильных труб. Основной ствол 32 скважины пробурен через различные земные пласты, включая пласт 14. Термины исходный и основной ствол скважины используют в данном документе для обозначения ствола скважины, от которого пробурен другой ствол скважины. Однако следует отметить, что исходный или основной ствол скважины не обязательно проходит прямо к земной поверхности, вместо этого он может представлять собой ответвление другого ствола скважины. Обсадную колонну 34 цементируют в основном стволе 32 скважины. Термин обсадные трубы используется в данном документе для обозначения колонны труб, применяемой в стволе скважины или для прокладывания ствола скважины. Обсадные трубы могут быть такого типа, который известен специалистам в данной области техники как обваловка или хвостовик, могут быть изготовлены из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и могут быть сегментированными или непрерывными, такими как безмуфтовая длинномерная труба.FIG. 1 schematically shows a system for aligning the circumference of a borehole latching subsystem in a subterranean well, it is denoted by the numeral 10. The semi-submersible drilling platform 12 is located centrally above the water-covered oil and gas reservoir 14 located under the seabed 16. Subsea pressure pipeline 18 extends from platform site 20 12 to a wellhead 22, which contains blowout preventers 24. Platform 12 includes a lifting device 26 and a tower 28 for lifting and lowering pipe strings, such as drill string 30. Main wellbore 32 is drilled through various earth formations, including formation 14. The terms original and main wellbore are used herein to refer to a wellbore from which another wellbore is drilled. However, it should be noted that the original or main wellbore does not necessarily extend directly to the earth's surface, but may instead be a branch of another wellbore. The casing 34 is cemented in the main bore 32 of the well. The term casing is used herein to refer to a string of tubing used in a wellbore or for laying a wellbore. Casing pipes can be of the type known to those skilled in the art as a casing or liner, can be made of any material such as steel or composite material, and can be segmented or continuous, such as a sleeveless long pipe.

В обсадной колонне 34 предусмотрено место 36 отвода отверстия. Кроме того, обсадная колонна 34 содержит защелочный соединитель 38 и желобный подузел 40. Защелочный соединитель 38 имеет защелочный профиль, который входит в функциональное зацепление с защелочным ключом защелочного узла (не виден на фиг. 1) таким образом, что защелочный узел может быть закреплен в осевом направлении и ориентирован с помощью вращения в защелочном соединителе 38. Желобный подузел 40 имеет желобный профиль, который входит в функциональное зацепление с ориентирующими ключами ориентировочного подузла (не виден на фиг. 1). При управлении ориентирующим подузлом таким образом, что ориентирующие ключи входят в функциональное зацепление с желобным профилем желобного подузла 40, осуществляется предварительное центрирование защелочных ключей защелочного узла относительно защелочного профиля защелочного соединителя 38. После этого осевой сдвиг защелочного узла в защелочном соединителе 38 функционально зацепляет защелочные ключи защелочного узла с защелочным профилем защелочного соединителя 38.A hole 36 is provided in the casing 34. In addition, the casing 34 includes a latch connector 38 and a groove subassembly 40. The latch connector 38 has a latch profile that operatively engages with a latch key of the latch assembly (not shown in FIG. 1) such that the latch assembly can be secured to axial direction and is oriented by rotation in the latch connector 38. The groove subassembly 40 has a groove profile that operatively engages with the orientation keys of the orientation subassembly (not visible in FIG. 1). When the orienting subassembly is controlled so that the orienting keys come into functional engagement with the groove profile of the groove subassembly 40, the latching keys of the latching unit are pre-centered relative to the latching profile of the latching connector 38. Thereafter, the axial displacement of the latching unit in the latching connector 38 functionally engages the latching keys of the latching assembly with a snap-on profile of a snap-on connector 38.

В показанном варианте реализации изобретения, когда ориентирующие ключи ориентирующего подузла находятся в функциональном зацеплении с желобным профилем желобного подузла 40 и защелочные ключи защелочного узла находятся в функциональном зацеплении с защелочным профилем защелочного соединителя 38, отклоняющий узел, представленный в виде скважинного отклонителя 42, оказывается расположен в необходимой ориентации по окружности относительно места 36 отвода отверстия так, что можно расфрезеровать, пробурить или иным образом создать отверстие 44 в месте 36 отвода отверстия в необходимом направлении по окружности. Как показано, место 36 отвода отверстия расположено на необходимом пересечении основного ствола скважины 32 и ответвления или бокового ствола скважины 46. Термины ответвление и боковой ствол скважины используют в данном документе для обозначения ствола скважины, который пробурен наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как исходный или основной ствол скважины. Ответвление или боковой ствол скважины может иметь другое ответвление или боковой ствол скважины, пробуренный из него наружу.In the illustrated embodiment, when the alignment keys of the alignment subassembly are in functional engagement with the groove profile of the groove subassembly 40 and the latch keys of the latch assembly are in functional engagement with the latch profile of the latch connector 38, the deflector assembly, represented as whipstock 42, is located in the desired circumferential orientation relative to the hole 36 so that a hole 44 can be milled, drilled or otherwise created at the hole 36 in the desired circumferential direction. As shown, the tap location 36 is located at the desired intersection of the main wellbore 32 and the branch or sidetrack 46. The terms branch and lateral wellbore are used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as as the original or main wellbore. A branch or lateral wellbore may have another branch or a lateral wellbore drilled out of it.

В то время как фиг. 1 иллюстрирует систему выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению в вертикальном сечении основного ствола скважины, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что система по данному изобретению одинаково хорошо подходит для применения в стволах скважин, имеющих другие конфигурации направлений, включая горизонтальные стволы скважины, отклоненные стволы скважин, наклонные скважины, боковые скважины и т.п. Соответственно специалистам в данной области техники должно быть понятно, что такие обозначающие направление термины, как над, под, верхний, нижний, вверх, вниз, вверх по стволу скважины, вглубь скважины и т.п., используются в отношении иллюстративных вариантов реализации изобретения в том виде, в котором они показаны на фигурах, при этом направление вверхWhile FIG. 1 illustrates a system for aligning a latching subsystem around the circumference of the present invention in a vertical section of a main borehole, those skilled in the art will appreciate that the system of this invention is equally well suited for use in wellbores having other directional configurations, including horizontal boreholes. wells, deviated wellbores, deviated wells, lateral wells, etc. Accordingly, it should be understood by those skilled in the art that directional terms such as above, below, upper, lower, upward, downward, uphole, downhole, and the like are used in relation to illustrative embodiments of the invention in in the form in which they are shown in the figures, while the upward direction

- 3 035445 соответствует направлению к верхней части соответствующей фигуры, а направление вниз - к нижней части соответствующей фигуры, направление вверх по стволу скважины - к поверхности скважины, а направление вглубь скважины - к забою скважины.- 3 035445 corresponds to the direction towards the upper part of the corresponding figure, and the downward direction - to the lower part of the corresponding figure, the upward direction along the wellbore - to the surface of the well, and the direction deep into the well - to the bottom of the well.

Кроме того, хотя система выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению показана расположенной в основном стволе скважины, имеющем один отходящий от него боковой ствол скважины, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что систему по данному изобретению можно применять в основных стволах скважин, имеющих множественные боковые стволы скважин, в каждом из которых можно применять систему по данному изобретению для расположения и ориентации отклоняющего узла, причем каждая система по данному изобретению имеет неограниченный внутренний диаметр, который позволяет не сопрягаемым или не выровненным защелочным узлам проходить через защелочный соединитель.In addition, while the latching subsystem alignment system of this invention is shown to be located in a main wellbore having a single lateral wellbore therefrom, it will be appreciated by those skilled in the art that the system of this invention can be applied to main wellbores. having multiple sidetracks, each of which can use the system of the invention to locate and orient the diverter assembly, each system of the invention having an unlimited inner diameter that allows non-mating or non-aligned latch assemblies to pass through the latch connector.

На фиг. 2 показана система выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности, она обозначена позицией 100. В показанном варианте реализации изобретения часть системы 100 выполнена в виде части обсадной колонны 102. В обсадной колонне 102 предусмотрено место 104 отвода отверстия, которое предпочтительно образовано из легко фрезеруемого или поддающегося разбуриванию материала, такого как алюминий. Хотя место 104 отвода отверстия описано как образованное из легко фрезеруемого или поддающегося разбуриванию материала, специалистам в данной области техники будет понятно, что место 104 отвода отверстия может быть альтернативно образовано из стандартных обсадных труб или может иметь предварительно расфрезерованное отверстие, образованное в нем. Как показано, место 104 отвода отверстия содержит отверстие 106, образованное в нем.FIG. 2 shows a system for aligning a latching subsystem around the circumference, designated 100. In the illustrated embodiment, a portion of the system 100 is formed as part of a casing string 102. A retraction hole 104 is provided in the casing string 102, which is preferably formed from an easily milled or drillable material such as aluminum. While retraction location 104 has been described as being formed of an easily milled or drillable material, those skilled in the art will appreciate that retraction location 104 may alternatively be formed from standard casing or may have a pre-milled hole formed therein. As shown, the opening location 104 has an opening 106 formed therein.

Как лучше всего показано на фиг. 2F, обсадная колонна 102 содержит защелочный соединитель 108, имеющий защелочный профиль 110. Как лучше всего показано на фиг. 2G, обсадная колонна 102 содержит желобный подузел 112, имеющий желобный профиль 114. При движении вглубь скважины обсадная колонна 102 содержит любое количество скважинных труб, таких как труба 116, или других скважинных инструментов. В показанном варианте реализации изобретения место 104 отвода отверстия, защелочный соединитель 108 и желобный подузел 112 показаны соединенными с обсадной колонной 34 в непосредственной близости друг к другу, однако специалистам в данной области техники будет понятно, что другие инструменты или системы труб могут альтернативно быть соединены с обсадной колонной 102 между местом 104 отвода отверстия, защелочным соединителем 108 и желобным подузлом 112. Защелочный соединитель 108 и желобный подузел 112 могут вместе называться внешним буровым комплектом, который выполнен с возможностью принимать другой буровой комплект в центральной части своего прохода. Как объясняется более подробно ниже, защелочный профиль 110 предпочтительно содержит группу элементов выверки по окружности, которые выполнены с возможностью приема в себя защелочных ключей защелочного узла для того, чтобы расположить защелочный узел в определенной окружной ориентации и осевом положении.As best shown in FIG. 2F, casing 102 includes a latch connector 108 having a latch profile 110. As best shown in FIG. 2G, casing 102 includes a fluted subassembly 112 having a fluted profile 114. As it moves downhole, the casing 102 includes any number of downhole tubing, such as pipe 116, or other downhole tools. In the illustrated embodiment, tap hole 104, latch connector 108, and groove subassembly 112 are shown connected to casing 34 in close proximity to each other, however, those skilled in the art will appreciate that other tools or tubing systems may alternatively be coupled to casing 102 between tap hole 104, latch connector 108, and groove subassembly 112. Latch connector 108 and groove subassembly 112 may be collectively referred to as an outer drill assembly that is configured to receive another drill assembly at the center of its bore. As explained in more detail below, the latch profile 110 preferably comprises a set of circumferential alignment members that are configured to receive the latch keys of the latch assembly in order to position the latch assembly in a specific circumferential orientation and axial position.

Внутри обсадной колонны 102 расположен внутренний буровой комплект, который выполнен с возможностью входить в наружный буровой комплект. В показанном варианте реализации изобретения внутренний буровой комплект содержит отклоняющий узел, изображенный в виде скважинного отклонителя 118, имеющего поверхность 120 дефлектора, выполненную с возможностью направлять фрезерный или буровой инструмент в боковую стенку места 104 отвода отверстия с целью создания в ней отверстия 106. Кроме того, в варианте реализации изобретения в стадии заканчивания скважины отклоняющий узел представляет собой дефлектор заканчивания скважины для функционального направления необходимого оборудования для заканчивания скважины в ответвленный ствол скважины с одновременным обеспечением прохода необходимого оборудования или флюида в основной ствол скважины. Расположенный ниже скважинного отклонителя 118 внутренний буровой комплект содержит защелочный узел 122, имеющий группу защелочных ключей 124, которые показаны находящимися в функциональном зацеплении с защелочным профилем 110 защелочного соединителя 108, как лучше всего видно на фиг. 2F. Расположенный ниже защелочного узла 122 внутренний буровой комплект содержит ориентирующий подузел 126, имеющий группу ориентирующих ключей 128, причем два верхних ключа показаны находящимися в функциональном зацеплении с желобным профилем 114 желобного подузла 112, как лучше всего видно на фиг. 2G. В этой конфигурации, когда ориентирующие ключи 128 ориентирующего подузла 126 находятся в функциональном зацеплении с желобным профилем 114 желобного подузла 112 и защелочные ключи 124 защелочного узла 122 находятся в функциональном зацеплении с защелочным профилем 110 защелочного соединителя 108, поверхность дефлектора 120 скважинного отклонителя 118 расположена в необходимой окружной ориентации по отношению к месту 104 отвода отверстия, что позволяет расфрезеровывать, бурить или иным образом образовывать отверстие 106 в месте 104 отвода отверстия в варианте осуществления бурения.Inside the casing 102 is an inner drill assembly that is configured to fit into the outer drill assembly. In the illustrated embodiment, the inner drill assembly includes a deflection assembly, depicted as a whipstock 118, having a deflector surface 120 configured to guide a milling or drilling tool into the side wall of the bore hole 104 to create a bore 106 therein. In an embodiment of the invention at the well completion stage, the diverting assembly is a completion deflector for the functional direction of the required completion equipment into the branched wellbore while ensuring the passage of the necessary equipment or fluid into the main wellbore. Located below whipstock 118, the inner drill assembly includes a latch assembly 122 having a set of latch keys 124 that are shown to be operatively engaged with a latch profile 110 of latch connector 108, as best seen in FIG. 2F. Located below the latch assembly 122, the inner drilling assembly comprises an orientation subassembly 126 having a set of orientation keys 128, the two upper keys shown in operative engagement with the flute profile 114 of the flute subassembly 112, as best seen in FIG. 2G. In this configuration, when the alignment keys 128 of the alignment subassembly 126 are in functional engagement with the groove profile 114 of the groove subassembly 112 and the latch keys 124 of the latch assembly 122 are in functional engagement with the latch profile 110 of the latch connector 108, the deflector surface 120 of the whipstock 118 is located in the desired circular orientation with respect to the retraction location 104, which allows milling, drilling, or otherwise forming the hole 106 at the retraction location 104 in a drilling embodiment.

Далее на фиг. 3 показан один вариант реализации защелочного соединителя для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, он обозначен позицией 200. Защелочный соединитель 200 соответствует защелочному соединителю 108, описанному выше. Следует отметить, что каждый защелочный соединитель может иметь уникальный защелочный профиль, который отличается от защелочного профиля другого защелочного соединителя. Это обес- 4 035445 печивает выборочное зацепление с подходящим или сопрягаемым набором защелочных ключей в необходимом защелочном узле. Соответственно защелочный соединитель 200 показан для демонстрации типа элементов и комбинации элементов, которые могут быть применены для создания любого количества уникальных защелочных профилей, как это предусмотрено данным изобретением.Further, in FIG. 3 illustrates one embodiment of a latch connector for use in the circumferential alignment system of a downhole latch subsystem of the present invention, designated 200. Latch connector 200 corresponds to latch connector 108 described above. It should be noted that each latch connector may have a unique latch profile that is different from the latch profile of another latch connector. This provides 4 035445 selective engagement with a suitable or mating set of latch keys in the desired latch assembly. Accordingly, the latch connector 200 is shown to demonstrate the type of elements and combinations of elements that can be used to create any number of unique latch profiles as contemplated by the present invention.

Защелочный соединитель 200 имеет, как правило, трубчатый корпус 202, содержащий верхний разъем 204 и нижний разъем 206, пригодные для соединения защелочного соединителя 200 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п. Защелочный соединитель 200 имеет внутренний защелочный профиль 208, содержащий группу размещенных в осевом направлении с промежутками друг от друга углубленных желобков 210a-210h, которые расположены по окружности на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Предпочтительно, чтобы углубленные желобки 210а-210И были расположены по всей окружной внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Защелочный профиль 208 также содержит верхний желобок 212, имеющий нижний прямоугольный выступ 214 и верхний наклонный выступ 216. Защелочный профиль 208 дополнительно содержит нижний желобок 218, содержащий нижний наклонный выступ 220 и верхний наклонный выступ 222.The latch connector 200 has a generally tubular body 202 having an upper connector 204 and a lower connector 206 suitable for connecting the latch connector 200 to other tools or piping systems by means of a threaded connection, pinned connection, or the like. The latch connector 200 has an inner latch profile 208 comprising a group of axially spaced recessed grooves 210a-210h that are circumferentially located on the inner surface of the latch connector 200. Preferably, the recessed grooves 210a-210I are located along the entire circumferential the inner surface of the latch connector 200. The latch profile 208 also includes an upper groove 212 having a lower rectangular ridge 214 and an upper ramp 216. The latch profile 208 further comprises a lower groove 218 comprising a lower ramp 220 and an upper ramp 222.

Защелочный профиль 208 также содержит группу элементов выверки по окружности, показанных в виде группы выемок, расположенных на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. В показанном варианте реализации изобретения имеются четыре набора из двух выемок, которые расположены в разных осевых и окружных положениях или местах на внутренней поверхности защелочного соединителя 200. Например, первый набор из двух выемок 224а, 224b (обобщенно выемки 224) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Второй набор из двух выемок 226а, 226b (обобщенно выемки 226) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Третий набор из двух выемок 228а, 228b (обобщенно выемки 228) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях. Четвертый набор из двух выемок 230а, 230b (обобщенно выемки 230) расположен на внутренней поверхности защелочного соединителя 200, по существу, в одних и тех же положениях по окружности и разных осевых положениях.The latch profile 208 also includes a group of circumferential alignment members, shown as a set of recesses located on the inner surface of the latch connector 200. In the illustrated embodiment, there are four sets of two recesses that are located at different axial and circumferential positions or locations on the inner surface latch connector 200. For example, a first set of two recesses 224a, 224b (generally recesses 224) are disposed on the inner surface of the latch connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. A second set of two recesses 226a, 226b (generally recesses 226) are located on the inner surface of the latch connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. A third set of two recesses 228a, 228b (generally recesses 228) are located on the inner surface of the latch connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions. A fourth set of two recesses 230a, 230b (generally recesses 230) are positioned on the inner surface of the latch connector 200 at substantially the same circumferential and different axial positions.

Как показано, выемки 226 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в 90° по окружности от выемок 224. Подобным образом выемки 228 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в 90° по окружности от выемок 226. И, наконец, выемки 230 расположены на внутренней поверхности защелочного соединителя 200 с интервалом в 90° по окружности от выемок 228. Предпочтительно, чтобы выемки 224, 226, 228, 230 лишь частично распространялись по окружности на внутренней поверхности защелочного соединителя 200.As shown, the recesses 226 are located on the inner surface of the latch connector 200 at 90 ° circumferential spacing from the recesses 224. Likewise, the recesses 228 are located on the inner surface of the latch connector 200 at 90 ° circumferential intervals from the recesses 226. Finally, the recesses 230 are located on the inner surface of the latch connector 200 at 90 ° circumferential spacing from the recesses 228. Preferably, the recesses 224, 226, 228, 230 only partially extend circumferentially on the inner surface of the latch connector 200.

Защелочный профиль 208, содержащий элементы выверки по окружности, создает уникальный рисунок сопряжения, выполненный с возможностью взаимодействовать с профилем защелочного ключа, связанного с требуемым защелочным узлом, для осуществления закрепления и ориентирования в осевом и окружном направлении, например, скважинного отклонителя в определенном необходимом положении по окружности относительно защелочного соединителя.The latch profile 208, containing the alignment elements around the circumference, creates a unique mating pattern configured to interact with the profile of the latch key associated with the desired latch assembly to secure and orient in the axial and circumferential direction, for example, the whipstock in a certain desired position along circle with respect to the latch connector.

Особый профиль каждого защелочного соединителя может быть создан путем изменения одного или более его элементов или параметров. Например, могут быть изменены толщина, количество и относительное расстояние между выемками.A specific profile for each latch connector can be created by changing one or more of its elements or parameters. For example, the thickness, number, and relative spacing between the notches can be changed.

Далее на фиг. 4 показан один вариант реализации желобного подузла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, он обозначен позицией 250. Желобный подузел 250 содержит в целом трубчатый корпус 252, содержащий верхний разъем 254 и нижний разъем 256, пригодные для соединения желобного подузла 250 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п. Желобный подузел 250 имеет пролегающий в осевом направлении желобный профиль 258. В показанном варианте реализации изобретения желобный профиль 258 имеет конусовидный верхний вход 260 и конусовидный нижний вход 262. Предпочтительно, чтобы ширина желобного профиля 258 по окружности, по существу, соответствовала такой же ширине самого широкого ориентирующего ключа, как будет описано более подробно ниже. Предпочтительно, чтобы длина желобного профиля 258 являлась, по меньшей мере, достаточной для того, чтобы по меньшей мере один из ориентирующих ключей оставался внутри желобного профиля 258 во время операций выверки, как описано более подробно ниже.Further, in FIG. 4 illustrates one embodiment of a chute subassembly for use in the circumferential alignment system of a downhole latch subsystem of the present invention, designated 250. Chute subassembly 250 comprises a generally tubular body 252 having an upper connector 254 and a lower connector 256 suitable for connecting the flute subassembly 250 with other tools or piping systems using a threaded joint, pinned joint or the like. The gutter subassembly 250 has an axially extending gutter profile 258. In the illustrated embodiment, the gutter profile 258 has a tapered upper entry 260 and a tapered lower entry 262. Preferably, the width of the gutter profile 258 is substantially the same width as the widest an orientation key, as will be described in more detail below. Preferably, the length of the groove profile 258 is at least sufficient for at least one of the alignment keys to remain within the groove profile 258 during alignment operations, as described in more detail below.

Далее на фиг. 5-6 показан один вариант реализации защелочного узла для применения в системе выверки по окружности скважинной защелочной подсистемы по данному изобретению, и он обозначен позицией 300. Защелочный узел 300 имеет наружный корпус 302, содержащий верхний корпус 304, который содержит верхний разъем 306, подходящий для соединения защелочного узла 300 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п. Наружный корпус 302 содержит ключевой корпус 308, содержащий четыре распределенных по окружности, проходящих в осевом направлении ключевых отверстия 310. Наружный корпус 302 также содержитFurther, in FIG. 5-6 illustrate one embodiment of a latch assembly for use in the circumferential alignment system of a downhole latch subsystem of the present invention and is designated 300. The latch assembly 300 has an outer housing 302 comprising an upper housing 304 that includes an upper connector 306 suitable for connecting the latch assembly 300 to other tools or piping systems by means of a threaded connection, pin connection, or the like. The outer body 302 comprises a key body 308 having four circumferentially extending, axially extending key holes 310. The outer body 302 also contains

- 5 035445 нижний корпус 312, содержащий нижний разъем 314, подходящий для соединения защелочного узла 300 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п. Внутри ключевого корпуса 308 расположена группа подпружиненных защелочных ключей 316, которые выполнены с возможностью частично проходить через ключевые отверстия 310. Защелочные ключи 316 подпружинены в радиальном направлении наружу верхней и нижней пружинами 318, 320 Бельвиля, которые зажимают верхний и нижний конические клинья 322, 324 под защелочные ключи 316.5 035445 a lower housing 312 comprising a lower connector 314 suitable for connecting the latch assembly 300 to other tools or piping systems by means of a threaded joint, pinned joint, or the like. Inside the key housing 308 is a group of spring-loaded latch keys 316, which are configured to partially pass through the key holes 310. Latch keys 316 are spring-loaded radially outward by upper and lower Belleville springs 318, 320, which clamp the upper and lower tapered wedges 322, 324 under latch keys 316.

Каждый из защелочных ключей 316 имеет уникальный профиль ключа, такой как профиль ключа 326, который позволяет осуществление крепежных и ориентирующих функций защелочного узла 300 с сопрягаемым защелочным соединителем, имеющим подходящий защелочный профиль. Как показано, профиль 326 ключа содержит группу радиальных вариаций, которые должны соответствовать находящимся в зацеплении радиальным частям защелочного профиля для того, чтобы защелочный ключ 316 входил в функциональное зацепление с защелочным профилем или защелкивался в нем. Для того чтобы каждый из защелочных ключей 316 входил в функциональное зацепление с защелочным профилем, защелочный узел 300 должен быть надлежащим образом расположен в осевом направлении в сопрягаемом защелочном соединителе и надлежащим образом ориентирован по окружности в сопрягаемом защелочном соединителе. Например, профиль ключа 326 может сопрягаться с частью защелочного профиля 208, содержащего выемки 230, описанные выше. Таким образом, можно установить осевое положение и ориентацию по окружности устройства, такого как отклоняющий узел, который соединен или функционально связан с защелочным узлом 300.Each of the latch keys 316 has a unique key profile, such as a key profile 326, which allows the latch assembly 300 to perform the fastening and orienting functions with a mating latch connector having a suitable latch profile. As shown, the key profile 326 comprises a group of radial variations that must correspond to the engaging radial portions of the latch profile in order for the latch key 316 to functionally engage or snap into the latch profile. In order for each of the latch keys 316 to be operatively engaged with the latch profile, the latch assembly 300 must be properly axially positioned in the mating latch connector and properly circumferentially oriented in the mating latch connector. For example, the key profile 326 may mate with a portion of the latch profile 208 including the recesses 230 described above. Thus, the axial position and circumferential orientation of the device, such as a deflector assembly, that is coupled or operatively associated with the latch assembly 300 can be established.

Далее на фиг. 7А-8В показан один вариант реализации ориентирующего подузла для применения в системе выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению, он обозначен позицией 350. Ориентирующий подузел 350 содержит наружный корпус 352, содержащий верхний разъем 354, пригодный для соединения ориентирующего подузла 350 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п. Наружный корпус 352 содержит верхний ключевой корпус 356, имеющий ключевое отверстие 358, средний ключевой корпус 360, имеющий ключевое отверстие 362, и три нижних ключевых корпуса 364, 368, 372, имеющих соответственно ключевые отверстия 366, 370, 374. Наружный корпус 352 также содержит нижний разъем 376, пригодный для соединения ориентирующего подузла 350 с другими инструментами или системами труб с помощью резьбового соединения, штифтового соединения или т.п.Further, in FIG. 7A-8B show one embodiment of an orientation subassembly for use in the alignment of a downhole latch subsystem around the circumference of the present invention, designated 350. Orientation subassembly 350 includes an outer housing 352 containing an upper connector 354 suitable for connecting orientation subassembly 350 to other tools. or pipe systems by means of a threaded joint, pin joint or the like. The outer body 352 includes an upper key body 356 having a key hole 358, a middle key body 360 having a key hole 362, and three lower key bodies 364, 368, 372 having key holes 366, 370, 374, respectively. The outer body 352 also contains bottom connector 376 suitable for connecting orienting subassembly 350 to other tools or piping systems by means of a threaded joint, pinned joint, or the like.

Функционально соединенным с верхним ключевым корпусом 356 является подпружиненный ориентирующий ключ 378, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 358. Ориентирующий ключ 378 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 380, расположенных между верхним ключевым корпусом 356 и ориентирующим ключом 378. Функционально соединенным со средним ключевым корпусом 360 является подпружиненный ориентирующий ключ 382, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 362. Ориентирующий ключ 382 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 384, расположенных между средним ключевым корпусом 360 и ориентирующим ключом 382. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 364 является подпружиненный ориентирующий ключ 386, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 366. Ориентирующий ключ 386 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 388, расположенных между нижним ключевым корпусом 364 и ориентирующим ключом 386. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 368 является подпружиненный ориентирующий ключ 390, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 370. Ориентирующий ключ 390 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 392, расположенных между нижним ключевым корпусом 368 и ориентирующим ключом 390. Функционально соединенным с нижним ключевым корпусом 372 является подпружиненный ориентирующий ключ 394, который выполнен с возможностью частично проходить через ключевое отверстие 374. Ориентирующий ключ 394 подпружинен в радиальном направлении наружу группой пружин 396, расположенных между нижним ключевым корпусом 372 и ориентирующим ключом 394.Functionally connected to the upper key body 356 is a spring-loaded orientation key 378, which is configured to partially pass through the key hole 358. The orientation key 378 is spring-loaded radially outward by a group of springs 380 located between the upper key body 356 and an orientation key 378. Functionally connected to the middle key body 360 is a spring-loaded orientation key 382, which is configured to partially pass through the key hole 362. The orientation key 382 is spring-loaded radially outward by a group of springs 384 located between the middle key body 360 and the orientation key 382. Functionally connected to the lower key body 364 is a spring-loaded orientation key 386 that is configured to partially pass through a key hole 366. The orientation key 386 is spring-loaded radially outward by a group of springs 388 located between The key body 364 and the orientation key 386. Functionally connected to the lower key body 368 is a spring-loaded orientation key 390, which is configured to partially pass through the key hole 370. The orientation key 390 is spring-loaded radially outward by a group of springs 392 located between the lower key body 368 and an orientation key 390. Functionally connected to the lower key body 372 is a spring-loaded orientation key 394, which is configured to partially pass through the key hole 374. The orientation key 394 is spring-loaded radially outward by a group of springs 396 located between the lower key body 372 and the orientation key key 394.

В показанном варианте реализации изобретения каждый из нижних ориентирующих ключей 386, 390, 394 имеет первую окружную ширину, средний ориентирующий ключ 382 имеет вторую окружную ширину и верхний ориентирующий ключ 378 имеет третью окружную ширину. Первая окружная ширина меньше, чем вторая окружная ширина, а вторая окружная ширина меньше, чем третья окружная ширина. Таким образом, ширина ориентирующих ключей постепенно увеличивается от нижних ориентирующих ключей 386, 390, 394 до верхнего ориентирующего ключа 378. Преимущество этой конфигурации будет описано ниже. Кроме того, каждый из ориентирующих ключей 378, 382, 386, 390, 394 имеет конусовидный передний и задний край, преимущество которых будет описано ниже.In the illustrated embodiment, each of the lower alignment keys 386, 390, 394 has a first circumferential width, the middle alignment key 382 has a second circumferential width, and the upper alignment key 378 has a third circumferential width. The first circumferential width is less than the second circumferential width and the second circumferential width is less than the third circumferential width. Thus, the width of the orientation keys gradually increases from the lower orientation keys 386, 390, 394 to the upper orientation key 378. The advantage of this configuration will be described below. In addition, each of the orientation keys 378, 382, 386, 390, 394 has a tapered leading and trailing edge, the advantages of which will be described below.

Работа системы выверки скважинной защелочной подсистемы по окружности по данному изобретению будет описана ниже. Наружный буровой комплект, содержащий место отвода отверстия, защелочный соединитель и желобный подузел соединяют с обсадной колонной и обсадную колонну спускают, например, в основной ствол скважины. После завершения, при желании, любых зон в скважине ниже места отвода отверстия внутренний буровой комплект, содержащий отклоняющий узел, защелочныйThe operation of the downhole latching subsystem circumferential alignment system of the present invention will be described below. An outer drilling assembly containing a bore hole, a latch connector, and a groove subassembly are connected to the casing and the casing is lowered, for example, into the main wellbore. After completion, if desired, of any zones in the borehole below the bore hole, an internal drilling assembly containing a deflection assembly, a latch

- 6 035445 узел и ориентирующий подузел, спускают в обсадную колонну. Предпочтительно, чтобы ориентирующие ключи ориентирующего подузла по окружности были отцентрованы относительно определенного и известного защелочного ключа защелочного узла, такого как первый защелочный ключ защелочного узла. Внутренний буровой комплект перемещают вглубь скважины с помощью транспортировочного средства, такого как соединенная колонна подъемных труб, до тех пор, пока защелочный узел не окажется на глубине защелочного соединителя. Об этой операции сообщает весовой сигнал на поверхности. Затем внутренний буровой комплект поднимают на заданное расстояние таким образом, что по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей оказывается отцентрованным в осевом направлении относительно желобного профиля желобного подузла. В этой конфигурации внутренний буровой комплект вращают в обсадной колонне для поворота ориентирующего подузла относительно желобного подузла до тех пор, пока по меньшей мере один нижний ориентирующий ключ не войдет в функциональное зацепление с желобным профилем или не защелкнется в нем.- 6 035445 knot and orienting sub-unit are lowered into the casing. Preferably, the alignment keys of the alignment subassembly are circumferentially centered with respect to a specific and known latch key of the latch assembly, such as a first latch key of the latch assembly. The inner drill assembly is moved downhole by means of a transportation means, such as a coupled tubing string, until the latch assembly is at the depth of the latch connector. This operation is signaled by a weight signal at the surface. The inner drill assembly is then lifted a predetermined distance such that at least one of the lower alignment keys is axially centered relative to the groove profile of the groove subassembly. In this configuration, the inner drill assembly is rotated in the casing to rotate the orienting subassembly relative to the fluted subassembly until at least one lower alignment key is operatively engaged or latched into the flute profile.

Как описано выше, когда нижние ориентирующие ключи имеют относительно узкую окружную ширину, по меньшей мере один нижний ориентирующий ключ, отцентрированный в осевом направлении относительно желобного профиля, легко входит в желобный профиль, не касаясь сторон желобного профиля, даже когда внутренний буровой комплект вращают. После того как по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей входит в функциональное зацепление с желобным профилем, сигнал крутящего момента получают на поверхности. Ввиду относительно большой осевой длины ориентирующих ключей допустимый крутящий момент между ориентирующим ключом или ключами ориентирующего подузла и желобным профилем желобного подузла намного больше, чем ранее допустимый крутящий момент между защелочными ключами защелочного узла и защелочным профилем защелочного соединителя. Таким образом, снижают риск перегрузки защелочных ключей или расцепления защелочного узла с защелочным соединителем при ориентировании по окружности.As described above, when the lower alignment keys have a relatively narrow circumferential width, at least one lower alignment key, axially centered with respect to the flute profile, easily enters the flute profile without touching the sides of the flute profile even when the inner drill assembly is rotated. After at least one of the lower alignment keys is operatively engaged with the groove profile, the torque signal is received at the surface. Due to the relatively large axial length of the alignment keys, the allowable torque between the alignment key or keys of the alignment subassembly and the groove profile of the groove subassembly is much greater than the previously allowable torque between the latch keys of the latch assembly and the latch profile of the latch connector. In this way, the risk of overloading the latch keys or disengaging the latch assembly with the latch connector when oriented around the circumference is reduced.

Когда по меньшей мере один из нижних ориентирующих ключей вошел в функциональное зацепление с желобным профилем, достигается грубая предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности и внутренний буровой комплект могут перемещать вглубь скважины. Когда происходит это передвижение вглубь скважины, средний ориентирующий ключ входит в желобный профиль. Так как средний ориентирующий ключ имеет большую окружную ширину, чем нижние ориентирующие ключи, достигается улучшенная предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности. Когда происходит дальнейшее передвижение вглубь скважины, верхний ориентирующий ключ входит в желобный профиль. Так как верхний ориентирующий ключ имеет большую окружную ширину, чем средние ориентирующие ключи, достигается точная предварительная выверка защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности. Конусовидные передние и задние края ориентирующих ключей, а также конусовидные верхний вход и нижний вход желобного профиля содействуют осевому перемещению ориентирующих ключей в желобном профиле.When at least one of the lower alignment keys is operatively engaged with the groove profile, a coarse pre-alignment of the latch keys relative to the latch profile around the circumference is achieved and the inner drill assembly can be moved downhole. When this movement downhole occurs, the middle orientation key enters the groove profile. Since the middle alignment key has a larger circumferential width than the lower alignment keys, an improved preliminary alignment of the latch keys with the latch profile around the circumference is achieved. When further downhole movement occurs, the upper orientation key enters the groove profile. Since the upper alignment key has a greater circumferential width than the middle alignment keys, an accurate pre-alignment of the latch keys with the latch profile around the circumference is achieved. The tapered front and rear edges of the alignment keys, as well as the tapered upper entry and lower entry of the groove profile, facilitate the axial movement of the alignment keys in the groove profile.

Дальнейшее перемещение внутреннего бурового комплекта внутри наружного бурового комплекта вглубь скважины центрирует защелочный узел в осевом направлении относительно защелочного соединителя. Ввиду предварительной выверки по окружности защелочных ключей относительно защелочного профиля и, в частности, точной предварительной выверки защелочных ключей относительно защелочного профиля по окружности, достигнутой верхним ориентирующим ключом в желобном профиле, защелочные ключи входят в функциональное зацепление с защелочным профилем с небольшим или нулевым вращением внутреннего бурового комплекта. В этой конфигурации защелочные ключи закрепляют защелочный узел в осевом направлении и по окружности в защелочном соединителе. В качестве альтернативного варианта защелочные ключи могут закрепить защелочный узел в осевом направлении в защелочном соединителе, а верхний ориентирующий ключ может обеспечить закрепление по окружности в желобном профиле. В любом случае, когда защелочные ключи защелочного узла входят в функциональное зацепление с защелочным профилем защелочного соединителя, отклоняющий узел располагают в необходимой ориентации по окружности относительно места отвода отверстия таким образом, что отверстие можно расфрезеровать, пробурить или образовать иным образом в месте отвода отверстия в необходимом направлении по окружности.Further movement of the inner drill assembly within the outer drill assembly deeper into the borehole centers the latch assembly axially relative to the latch connector. Due to the preliminary alignment of the latch keys around the latch profile with respect to the latch profile, and in particular the precise preliminary alignment of the latch keys with respect to the latch profile around the circumference reached by the upper alignment key in the groove profile, the latch keys functionally engage with the latch profile with little or no rotation of the internal drilling kit. In this configuration, the latch keys secure the latch assembly axially and circumferentially in the latch connector. Alternatively, the latch keys can axially secure the latch assembly in the latch connector, and the upper alignment key can secure circumferentially in the groove profile. In any case, when the latch keys of the latch assembly come into functional engagement with the latch profile of the latch connector, the deflection assembly is positioned in the desired circumferential orientation relative to the hole retraction so that the hole can be milled, drilled, or otherwise formed at the hole retracted in the desired direction around the circle.

В то время как данное изобретение описано со ссылкой на иллюстративные варианты реализации изобретения, это описание не претендует на ограничительный характер. Различные модификации и комбинации иллюстративных вариантов реализации изобретения, а также другие варианты реализации данного изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после ссылки на данное описание. Таким образом, предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает любые такие модификации или варианты реализации изобретения.While this invention has been described with reference to illustrative embodiments of the invention, this description is not intended to be limiting. Various modifications and combinations of illustrative embodiments of the invention, as well as other embodiments of the present invention, will become apparent to those skilled in the art upon reference to this description. Thus, it is intended that the appended claims cover any such modifications or embodiments of the invention.

Claims

CLAIM

1. Alignment system of the downhole latching subsystem around the circumference in the wellbore, containing

- 7,035445 an outer assembly comprising a latch connector (108) having a latch profile (110) and a groove subassembly (112) having an axially running groove profile (114);

an inner assembly located inside the outer assembly containing a latch assembly (122) containing a group of latch keys (124), and an orienting subassembly (126) containing a group of orienting keys (128) distributed in the axial direction along the orienting subassembly (126), when the latch connector (108) and the latch unit (122) form the specified downhole latching subsystem, and the orienting subassembly (126) is designed in such a way that the rotation of the orienting subassembly (126) after axial alignment of the orienting subassembly (126) relative to the grooved subassembly (112) leads to the functional engagement of at least one orienting key (128) with the groove profile (114) and thus to the alignment around the circumference of the latch assembly (122) with the latch connector (108), while the latch assembly (122) is made in such a way that its axial alignment with respect to the latch connector (108) after functional engagement of at least one orientation key (128) with The flap profile (114) results in functional engagement of the latch keys (124) with the latch profile (110).

2. The system of claim 1, wherein the snap connector and the groove subassembly are joined together.

3. The system of claim 1, wherein the latch assembly and orienting subassembly are connected together.

4. The system of claim 1, wherein the inner assembly further comprises a deflecting assembly.

5. The system according to claim 1, characterized in that at least some of the keys from the group of axially distributed orientation keys gradually become wider circumferentially from the well end to the upper end of the orientation subassembly.

6. The system according to claim 1, characterized in that at least some keys from the group of axially distributed orienting keys have a tapered leading edge.

7. The system according to claim 1, characterized in that at least some keys from the group of axially distributed orienting keys have a tapered rear edge.

8. A method for aligning a downhole latching subsystem around a circumference in a wellbore using the system of claim 1, comprising the following steps:

the location of the casing with an external assembly in the wellbore;

lowering a drill string with an internal assembly into the casing;

axial alignment of the orienting subassembly relative to the grooved subassembly;

rotating the drill string in the casing to rotate the orienting subassembly with respect to the fluted subassembly;

operatively engaging the at least one alignment key with the groove profile and thus aligning the circumferential latch assembly with the latch connector;

axial alignment of the latch assembly with respect to the latch connector and hence the functional engagement of the latch keys with the latch profile.

9. The method according to claim 8, characterized in that the functional engagement of the at least one orienting key with the groove profile further comprises providing a rough preliminary alignment of the latch keys relative to the latch profile around the circumference.

10. The method of claim 9, wherein the axial alignment of the latch assembly relative to the latch connector further comprises axial displacement of at least a portion of the alignment key in the groove profile.

11. The method according to claim 10, wherein the displacement of at least some part of the alignment key in the groove profile further comprises providing accurate preliminary alignment of the latch keys relative to the latch profile around the circumference.

12. The method according to claim 8, wherein the functional engagement of the latch keys with the latch profile further comprises axially and circumferentially securing the latch keys in the latch profile.