RU2439276C1

RU2439276C1 - Device for well drilling in complicated bed

Info

Publication number: RU2439276C1
Application number: RU2010127631/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов (RU); Раис Салихович Хисамов; Альберт Габидуллович Зайнуллин (RU); Альберт Габидуллович Зайнуллин; Ильяс Ахматгалиевич Нуриев (RU); Ильяс Ахматгалиевич Нуриев; Габдрашит Султанович Абдрахманов (RU); Габдрашит Султанович Абдрахманов; Нигаматьян Хамитович Хамитьянов (RU); Нигаматьян Хамитович Хамитьянов; Сергей Леонидович Багнюк (RU); Сергей Леонидович Багнюк; Сергей Геннадьевич Малышев (RU); Сергей Геннадьевич Малышев
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-07-02
Filing date: 2010-07-02
Publication date: 2012-01-10

Abstract

FIELD: gas and oil production.

SUBSTANCE: device includes casing string, drilling tool with submersion bottomhole motor and fuel circulation system in the form of hollow injection pipe, spline coupling. Casing string length suffices to overlap complicated bed and is made in the form of connected sections of multipath pipes with lengthwise crimping, and features bottom adapter with injection pipe inserted tightly in the lower part and removable top adapter connected tightly to string top end in the upper part, and with injection pipe inside. Top adapter features longitudinal recesses matching splines on the external surface of process bushing inserted from top, and capable of longitudinal travel into casing string outside of injection pipe, and positioned in respective crimps of the upper part of multipath pipes. Bottomhole motor is connected rigidly to bottom adapter which features fishing tool on top for fishneck and can be removed from casing string after the fishing tool catches fishneck. Injection pipe space features ducts connected to internal space of casing string and blocked tightly by a bushing fixated in travel position, equipped with a seat for wire line ball and capable of limited travel down to open ducts.

EFFECT: extended technical possibilities of device, prevention of hazardous loads for casing string.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для бурения скважин с одновременной обсадкой в зонах осложнения бурения.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for drilling wells with simultaneous casing in the zones of drilling complications.

Известно «Устройство для бурения скважин в неустойчивых и разрушенных горных породах с одновременной обсадкой» (патент RU №2262578 C1, E21B 7/20, опубл. Бюл. №29 от 20.10.2005 г.), состоящее из бурильной и обсадной колонн, башмака с центратором, породоразрушающего элемента, направляющего элемента и отклонителя с подводящими каналами, причем направляющий элемент выполнен с эксцентричным поперечным пазом прямоугольной формы, нижняя часть которого на величину эксцентриситета, определяемого разностью R_скв - R_п.и, где R_скв и R_п.и - радиусы скважины и породоразрушающего инструмента соответственно, выполнена с конусностью, равной конусности хвостовика отклонителя, который размещен в эксцентричном поперечном пазу направляющего элемента с возможностью осевого и горизонтального смещений, при этом ось подводящего канала отклонителя для подачи очистного агента на забой скважины расположена под углом к его оси и оси скважины. При этом хвостовик отклонителя имеет продольное отверстие некруглой формы, большая ось которого параллельна его оси и оси скважины и расположена на расстоянии от оси отклонителя, равном не менее 1,5 величины эксцентриситета со смещением в сторону эксцентриситета, в котором размещена горизонтальная ось, жестко соединенная с направляющим элементом, а минимальная длина продольного отверстия некруглой формы равна величине эксцентриситета. Кроме того, в подводящие каналы направляющего элемента и отклонителя вмонтирована эластичная втулка с возможностью осевого перемещения в канале направляющего элемента.It is known "Device for drilling wells in unstable and destroyed rocks with simultaneous casing" (patent RU No. 2262578 C1, E21B 7/20, publ. Bull. No. 29 from 10/20/2005), consisting of drill and casing, shoe a centralizer, cutter, the guide element and the whipstock with feed channels, wherein the guide element is formed with an eccentric transverse groove of rectangular shape, the lower part of which the magnitude of the eccentricity defined by the difference _DH R - R _PI, where R and R _borehole _PI - radii of the borehole and the well the damaging tool, respectively, is made with a taper equal to the taper of the shank of the diverter, which is placed in the eccentric transverse groove of the guide element with the possibility of axial and horizontal displacements, while the axis of the feed channel of the diverter for supplying the cleaning agent to the bottom of the well is located at an angle to its axis and axis of the well . In this case, the deflector shank has a non-circular longitudinal hole, the major axis of which is parallel to its axis and the well axis and is located at a distance from the deflector axis equal to at least 1.5 times the eccentricity with an offset towards the eccentricity, in which the horizontal axis is rigidly connected to a guiding element, and the minimum length of a non-circular longitudinal hole is equal to the eccentricity value. In addition, an elastic sleeve is mounted in the feed channels of the guide element and the deflector with the possibility of axial movement in the channel of the guide element.

Недостатками этого устройства являются:The disadvantages of this device are:

- низкая эффективность при бурении крепких или перемежающихся горных пород, когда породоразрушающий инструмент, закрепленный эксцентрично, испытывает большие изгибающие напряжения, что может привести к поломке устройства и искажению диаметра (овальности) скважины;- low efficiency when drilling strong or intermittent rocks, when the rock cutting tool, mounted eccentrically, experiences large bending stresses, which can lead to damage to the device and distortion of the diameter (ovality) of the well;

- высокая вероятность аварийных ситуаций, связанная с передачей крутящего момента на долото через колонну бурильных труб, проходящих внутри обсадной колонны, что может привести к повреждению обсадной колонны и ее заклиниванию, особенно в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин;- high probability of emergency situations associated with the transmission of torque to the bit through the string of drill pipes passing inside the casing, which can lead to damage to the casing and its jamming, especially in directional and horizontal boreholes;

- невозможность установки обсадных труб впотай без уменьшения проходного диаметра скважины в зонах осложнения бурения.- the impossibility of installing casing flush without reducing the borehole diameter in the zones of drilling complications.

Наиболее близким к заявляемому по технической сущности и количеству совпадающих существенных признаков является «Способ бурения скважин с одновременной обсадкой и устройство для его осуществления» (патент RU №2338051 C1, E21B 7/20, опубл. Бюл. №31 от 10.11.2008 г.), причем устройство включает обсадную трубу с внутренним выступом в передней части, погружную ударную машину с обсадно-буровым инструментом, содержащим местную циркуляционную систему энергоносителя, кольцевую коронку с головной и хвостовой ступенями, последняя из которых размещена свободно в обсадной трубе, и центральное долото, установленное в погружной ударной машине с возможностью взаимодействия с кольцевой коронкой при передаче ей ударных импульсов и крутящего момента, причем центральное долото установлено на торце хвостовой ступени кольцевой коронки, которая снабжена муфтой, взаимодействующей с внутренним выступом обсадной трубы и соединенной с центральным долотом посредством подвижного шлицевого соединения. Кроме того, местная циркуляционная система энергоносителя в обсадно-буровом инструменте выполнена в виде продувочных и шламоотводных каналов в центральном долоте, продольных продувочных пазов на внутренней поверхности выступа обсадной трубы и торцевых радиальных пазов на головной ступени кольцевой коронки.Closest to the claimed technical essence and the number of matching essential features is the "Method of drilling wells with simultaneous casing and a device for its implementation" (patent RU No. 2338051 C1, E21B 7/20, publ. Bull. No. 31 dated 10.11.2008, ), and the device includes a casing pipe with an internal protrusion in the front part, a submersible impact machine with a casing tool containing a local energy system, an annular crown with a head and tail steps, the last of which is freely positioned in the casing, and the Central bit installed in the submersible impact machine with the possibility of interaction with the annular crown when transmitting shock pulses and torque, and the Central bit is installed at the end of the tail stage of the annular crown, which is equipped with a coupling that interacts with the inner protrusion of the casing and connected to the central bit by means of a movable spline connection. In addition, the local energy carrier circulating system in the casing tool is made in the form of purge and sludge channels in the central bit, longitudinal purge grooves on the inner surface of the casing protrusion and radial end grooves on the head stage of the annular crown.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- высокая вероятность аварийных ситуаций, связанная с передачей крутящего момента на обсадно-буровой инструмент через погружную ударную машину, находящуюся внутри обсадной колонны, что может привести к повреждению обсадной колонны, особенно в наклонно направленных и горизонтальных стволах скважин;- a high probability of emergency situations associated with the transmission of torque to the casing tool through a submersible impact machine located inside the casing, which can lead to damage to the casing, especially in directional and horizontal boreholes;

- конструкция устройства не предусматривает подъема на поверхность породоразрушающей коронки, что делает невозможным дальнейшее бурение в случае ее износа или поломки;- the design of the device does not include lifting to the surface of the rock cutting bit, which makes it impossible to further drilling in case of wear or breakage;

Технической задачей изобретения является расширение технологических возможностей устройства с одновременным повышением его надежности за счет перекрытия зон осложнения бурения без уменьшения проходного диаметра скважины, а также исключения опасных нагрузок на обсадную колонну и аварийных ситуаций за счет возможности извлечения породоразрушающего инструмента.An object of the invention is to expand the technological capabilities of the device while increasing its reliability due to overlapping zones of drilling complications without reducing the borehole diameter, as well as eliminating dangerous loads on the casing and emergency situations due to the possibility of removing the rock cutting tool.

Техническая задача решается устройством для проводки скважины через осложняющийся пласт, включающим обсадную колонну, буровой инструмент с погружным забойным двигателем и циркуляционной системой энергоносителя, выполненной в виде полой нагнетательной трубы, шлицевое соединение.The technical problem is solved by a device for guiding a well through a complicated formation, including a casing, a drilling tool with a downhole motor and a circulating energy system made in the form of a hollow discharge pipe, a spline connection.

Новым является то, что обсадная колонна выполнена длиной, достаточной для перекрытия осложняющегося пласта, в виде соединенных участков многолучевых продольногофрированных труб, причем обсадная колонна оснащена снизу нижним переводником, в который герметично вставлена нагнетательная труба, а сверху - верхним переводником, герметично соединенным с верхним концом колонны с возможностью отсоединения, и изнутри - с нагнетательной трубой, при этом верхний переводник оснащен продольными выборками под шлицы, которые выполнены на наружной поверхности технологической втулки, вставленной сверху с возможностью продольного перемещения в обсадную колонну снаружи нагнетательной трубы и размещены в соответствующих гофрах верхнего участка многолучевых труб, при этом забойный двигатель жестко соединен с нижним переводником, который сверху оснащен ловителем под ловильную головку и выполнен с возможностью отсоединения от обсадной колонны после взаимодействия ловителя и ловильной головки, причем полость нагнетательной трубы снабжена каналами, сообщенными с внутренней полостью обсадной колонны, которые изнутри перекрыты герметично втулкой, зафиксированной в транспортном положении, оснащенной седлом под бросовый шар и выполненной с возможностью ограниченного перемещения вниз с открытием каналов.New is that the casing is made long enough to overlap the complicating formation, in the form of connected sections of multi-beam longitudinally corrugated pipes, and the casing is equipped with a lower sub on the bottom, into which the injection pipe is sealed, and on the top, the upper sub, hermetically connected to the upper end columns with the possibility of detachment, and from the inside with a discharge pipe, while the upper sub is equipped with longitudinal samples for slots, which are made on the outer the surface of the technological sleeve inserted from above with the possibility of longitudinal movement into the casing outside the discharge pipe and placed in the corresponding corrugations of the upper section of the multipath tubes, while the downhole motor is rigidly connected to the lower sub, which is equipped with a catcher under the fishing head on top and is made to disconnect from the casing columns after the interaction of the catcher and the fishing head, and the cavity of the discharge pipe is provided with channels communicated with the internal cavity bsadnoy columns which hermetically closed inside a sleeve fixed in the transport position, fitted with a waste ball seat and adapted for limited downward movement on the opening of the channel.

На фиг.1 показано устройство для проводки скважины через осложняющийся пласт (частично в разрезе); на фиг.2 - сечение А-А на фиг.1; на фиг.3 - сечение Б-Б на фиг.1.Figure 1 shows a device for guiding a well through a complicating formation (partially in section); figure 2 is a section aa in figure 1; figure 3 is a section bB in figure 1.

Устройство для проводки скважины через осложняющийся пласт содержит обсадную колонну 1 (фиг.1), буровой инструмент (не показан), установленный ниже погружного забойного двигателя 2 (показан условно), циркуляционную систему энергоносителя, выполненную в виде полой нагнетательной трубы 3, и шлицевое соединение 4.A device for guiding a well through a complicated formation contains a casing 1 (Fig. 1), a drilling tool (not shown) installed below the downhole motor 2 (conventionally shown), an energy carrier circulation system made in the form of a hollow discharge pipe 3, and a spline connection four.

Обсадная колонна 1 выполнена длиной, достаточной для перекрытия осложняющегося пласта (не показан), в виде соединенных (например, при помощи сварки) участков многолучевых продольногофрированных труб, причем обсадная колонна 1 оснащена снизу нижним переводником 5, в который герметично (благодаря уплотнительным кольцам 6) вставлена нагнетательная труба 3, а сверху - верхним переводником 7, герметично (благодаря уплотнительным кольцам 8) соединенным с верхним концом обсадной колонны 1 с возможностью отсоединения по левой резьбе 9, и изнутри - с нагнетательной трубой 3.The casing 1 is made long enough to overlap the complicating formation (not shown), in the form of connected (for example, by welding) sections of multi-beam longitudinally corrugated pipes, and the casing 1 is equipped with a lower sub 5 from the bottom, which is hermetically sealed (thanks to the sealing rings 6) the injection pipe 3 is inserted, and on top - the upper sub 7, hermetically (thanks to the sealing rings 8) connected to the upper end of the casing 1 with the possibility of disconnection along the left-hand thread 9, and from the inside with n gnetatelnoy tube 3.

При этом верхний переводник 7 (фиг.2) оснащен продольными выборками 10 под шлицы 11, которые выполнены на наружной поверхности технологической втулки 12 (фиг.1, 2), вставленной сверху с возможностью продольного перемещения в обсадную колонну 1 (фиг.3) снаружи нагнетательной трубы 3, и размещены в соответствующих гофрах 13 верхнего участка многолучевых труб.In this case, the upper sub 7 (Fig. 2) is equipped with longitudinal samples 10 for the slots 11, which are made on the outer surface of the process sleeve 12 (Figs. 1, 2), inserted from above with the possibility of longitudinal movement into the casing 1 (Fig. 3) from the outside discharge pipe 3, and are placed in the respective corrugations 13 of the upper portion of the multipath tubes.

Забойный двигатель 2 (фиг.1) при помощи резьбы 14 соединен с нижним переводником 5, который сверху оснащен ловителем в виде, например, конической резьбы 15 под ловильную головку вальцующего инструмента (не показаны) и выполнен с возможностью отсоединения от обсадной колонны 1 по резьбе 16 после взаимодействия ловителя 15 и ловильной головки.The downhole motor 2 (Fig. 1) is connected to the lower sub 5 by means of a thread 14, which is equipped on top with a catcher in the form of, for example, a tapered thread 15 for the fishing head of a milling tool (not shown) and is configured to be disconnected from the casing 1 by thread 16 after the interaction of the catcher 15 and the fishing head.

Полость 17 нагнетательной трубы 3 снабжена каналами 18, сообщенными с внутренней полостью 19 обсадной колонны 1, которые изнутри герметично (благодаря уплотнительным кольцам 20) перекрыты втулкой 21, зафиксированной в транспортном положении при помощи пружинного кольца 22. Причем втулка 21 оснащена сверху седлом 23 под бросовый шар (не показан) и выполнена с возможностью ограниченного перемещения вниз с открытием каналов 18.The cavity 17 of the injection pipe 3 is provided with channels 18 in communication with the inner cavity 19 of the casing 1, which are sealed from the inside (thanks to the sealing rings 20) by a sleeve 21, fixed in the transport position by means of a spring ring 22. Moreover, the sleeve 21 is equipped with a saddle 23 on top ball (not shown) and made with the possibility of limited movement down with the opening of the channels 18.

Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.

Устройство, имеющее в своем составе обсадную колонну 1 из продольногофрированных труб расчетной длины, забойный двигатель 2 и буровой инструмент (долото, расширитель), спускается на колонне бурильных труб 24 в скважину, пробуренную до кровли осложняющегося пласта (не показан), подтвержденную геофизическими исследованиями для определения оптимальной длины перекрытия. Заполнение скважинной жидкостью внутренней полости 19 обсадной колонны 1 с целью предотвращения ее смятия внешним давлением происходит через обратный клапан 25, расположенный в верхней части обсадной колонны 1.The device, which includes a casing string 1 of longitudinally corrugated pipes of the calculated length, a downhole motor 2 and a drilling tool (chisel, reamer), is lowered on a drill string 24 into a well drilled to the roof of a complicated formation (not shown), confirmed by geophysical studies for determining the optimal length of the floor. The filling of the inner cavity 19 of the casing string 1 with the borehole fluid in order to prevent its crushing by external pressure occurs through the check valve 25 located in the upper part of the casing string 1.

Данной компоновкой полностью вскрывают осложняющийся пласт с расчетным углублением в нижеследующий пласт, обеспечивающим запас глубины для долота, расширителя, забойного двигателя 2 и его полного перекрытия. При этом подвод энергоносителя (промывочной жидкости) к забойному двигателю 2 осуществляется по колонне бурильных труб 24 и нагнетательной трубе 3, а вынос шлама из призабойной зоны скважины осуществляется между стенками скважины и обсадной колонной 1. Благодаря шлицевому соединению 4 шлицы 11 (фиг.2) которого выполнены в технологической втулке 12 и размещены, соответственно, в выборках 10 верхнего переводника 7 и продольных гофрах 13 (фиг.3) обсадной колонны 1, исключаются аварийные ситуации, связанные с отворотом обсадной колонны 1 по левой резьбе 9 (фиг.1) от верхнего переводника 7.With this arrangement, the complicating formation is fully opened with the calculated recess in the following formation, providing a margin of depth for the bit, expander, downhole motor 2 and its complete overlap. In this case, the energy carrier (flushing fluid) is supplied to the downhole motor 2 through the string of drill pipes 24 and the injection pipe 3, and the sludge is removed from the bottom-hole zone of the well between the walls of the well and the casing 1. Due to the spline connection 4 of the slots 11 (Fig. 2) which are made in the technological sleeve 12 and placed, respectively, in the samples 10 of the upper sub 7 and the longitudinal corrugations 13 (Fig. 3) of the casing 1, emergency situations associated with the flap of the casing 1 on the left thread are excluded 9 (1) 7 from the top sub.

По достижении намеченной глубины останавливают процесс бурения, отрывают долото с расширителем от забоя (не показан) и фиксируют бурильную колонну 24 на элеваторе (не показан), установленном на устье скважины. Отсоединив ведущую трубу (не показана), в бурильную колонну 24 сбрасывают шар, затем, повторно соединив ведущую трубу с бурильной колонной 24, устанавливают обсадную колонну 1 из продольногофрированных труб в расчетный интервал глубины перекрытия осложняющегося пласта.Upon reaching the intended depth, the drilling process is stopped, the bit with the reamer is torn from the bottom (not shown) and the drill string 24 is fixed on the elevator (not shown) installed at the wellhead. Having disconnected the lead pipe (not shown), the ball is dropped into the drill string 24, then by reconnecting the lead pipe with the drill string 24, the casing 1 from the longitudinally corrugated pipes is installed in the calculated interval of the depth of overlap of the complicating formation.

Создав циркуляцию промывочной жидкости внутри бурильной колонны 24, доводят шар до седла 23 втулки 21, перекрыв полость 17 нагнетательной трубы 3. Создавшееся при этом избыточное давления сжимает пружинное кольцо 22, и втулка 23, проседая вниз, открывает боковой канал 18 нагнетательной трубы 3, сообщая внутреннюю полость 19 обсадной колонны 1 с полостью нагнетательной трубы 3 и бурильной колонны 24. Закачивая жидкость в полость 19 обсадной колонны 1 с расчетным избыточным давлением, выправляют профиль продольногофрированных труб и закрепляют обсадную колонну 1 на стенках скважины. Натяжением и разгрузкой бурильной колонны 24 определяют осевую устойчивость обсадной колонны 1, затем, вращая бурильную колонну 24 вправо, отсоединяются по левой резьбе 9 от обсадной колонны 1. Это становится возможным после выправления профиля труб обсадной колонны 1, когда шлицы 11 (фиг.2) технологической втулки 12 уже не фиксируются в продольных гофрах 13 (фиг.3) обсадной колонны 1. Далее извлекают бурильную колонну 24 (фиг.1) с верхним переводником 7, технологической втулкой 12 и нагнетательной трубой 3. В скважине остается долото, расширитель, забойный двигатель 2, нижний переводник 5 и обсадная колонна 1.Having created a circulation of the flushing fluid inside the drill string 24, the ball is brought to the seat 23 of the sleeve 21, blocking the cavity 17 of the injection pipe 3. The excess pressure created thereby compresses the spring ring 22, and the sleeve 23, sinking down, opens the side channel 18 of the injection pipe 3, informing the inner cavity 19 of the casing string 1 with the cavity of the injection pipe 3 and the drill string 24. Injecting fluid into the cavity 19 of the casing string 1 with the design overpressure, straighten the profile of the longitudinally corrugated pipes and fix the casing th column 1 on the walls of the well. The tension and unloading of the drill string 24 determine the axial stability of the casing 1, then, turning the drill string 24 to the right, disconnect along the left-hand thread 9 from the casing 1. This becomes possible after straightening the pipe profile of the casing 1 when the slots 11 (figure 2) the technological sleeve 12 is no longer fixed in the longitudinal corrugations 13 (Fig. 3) of the casing 1. Next, the drill string 24 (Fig. 1) with the upper sub 7, the technological sleeve 12 and the injection pipe 3 is removed. A bit, a reamer, a bottom hole remain in the well engine 2, lower sub 5 and casing 1.

Следующим этапом на колонне бурильных труб 24 спускают развальцеватель (не показан) и калибруют продольногофрированные трубы обсадной колонны 1 без уменьшения (благодаря расширению расчетного интервала скважины расширителем) проходного диаметра скважины до нижнего переводника 5, соединяющего обсадную колонну 1 с забойным двигателем 2.The next step on the drill pipe string 24 is a flare tool (not shown), and longitudinally grooved pipes of the casing 1 are calibrated without reducing (due to the expansion of the borehole interval by the expander) the borehole diameter to the lower sub 5 connecting the casing 1 to the downhole motor 2.

Происходит свинчивание резьбы 15 ловителя нижнего переводника 5 с ответной резьбой ловильной головки развальцевателя, а далее происходят отвинчивание по резьбе 16 нижнего переводника 5 от обсадной колонны 1 и довальцовка резьбового цилиндрического конца обсадной колонны 1 с выходом в открытый ствол скважины. Герметизация перекрытого осложняющегося пласта достигается за счет установленных по концам обсадной колонны 1 пакерных элементов (не показано) в виде, например, эластичных резиновых рукавов. Дальнейшим этапом осуществляется подъем оставшейся компоновки, после чего продолжают бурение скважины.There is a screwing of the thread 15 of the catcher of the lower sub 5 with the reciprocal thread of the fishing head of the flare, and then there is an unscrewing of the thread 16 of the lower sub 5 from the casing 1 and rolling of the threaded cylindrical end of the casing 1 with access to the open borehole. Sealing of an overlapped, complicated formation is achieved by means of packer elements (not shown) installed at the ends of the casing 1 in the form of, for example, elastic rubber sleeves. The next step is the lifting of the remaining layout, after which the drilling of the well continues.

Изобретение позволяет расширить технологические возможности устройства для проводки скважины через осложняющийся пласт за счет установки обсадной колонны из многолучевых продольногофрированных труб впотай без уменьшения проходного диаметра скважины, а также исключить опасные нагрузки на обсадную колонну, которые могут вызвать ее повреждение и аварийные ситуации, за счет размещения забойного двигателя и бурового инструмента ниже обсадной колонны с возможностью их извлечения из скважины.The invention allows to expand the technological capabilities of a device for guiding a well through an increasingly complicated formation by installing a casing from multi-beam longitudinally formed pipes in a flush without reducing the borehole diameter, and also eliminating dangerous loads on the casing that can cause damage and emergency situations due to the placement of the bottomhole the engine and the drilling tool below the casing with the possibility of their extraction from the well.

Claims

A device for guiding a well through a complicated formation, including a casing, a drilling tool with a submersible downhole motor and an energy carrier circulating system made in the form of a hollow injection pipe, a spline connection, characterized in that the casing is made long enough to cover the complicated formation, in the form connected sections of multi-beam longitudinally corrugated pipes, the casing being equipped with a lower sub from the bottom, into which the injection pipe is hermetically inserted the pipe, and from above - the upper sub, hermetically connected to the upper end of the column with the possibility of disconnection, and from the inside - with the discharge pipe, while the upper sub is equipped with longitudinal samples for splines, which are made on the outer surface of the technological sleeve inserted from above with the possibility of longitudinal movement in casing outside the discharge pipe, and placed in the corresponding corrugations of the upper section of the multipath pipes, while the downhole motor is rigidly connected to the lower sub, which The top one is equipped with a catcher for the fishing head and is configured to disconnect from the casing after the interaction of the catcher and the fishing head, the cavity of the discharge pipe provided with channels communicating with the internal cavity of the casing, which are internally closed by a hermetically sealed sleeve fixed in the transport position, equipped with a saddle under throw ball and made with the possibility of limited movement down with the opening of the channels.