RU2588501C2

RU2588501C2 - Device and method for protection against loose material

Info

Publication number: RU2588501C2
Application number: RU2014130992/03A
Authority: RU
Inventors: Джозеф ДеВитт ПАРЛИН
Original assignee: Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк.
Filing date: 2012-02-16
Publication date: 2016-06-27

Abstract

FIELD: mining.

SUBSTANCE: group of inventions relates to systems and methods of protection of the lower part of the main well bore against accumulation of debris. Well system unit comprises a deflecting tool installed in a casing string and determining the deflecting surface and an inner channel passing in longitudinal direction from the deflecting surface; one or more sealing units arranged on the inner surface of the internal channel of the deflecting tool; and a protective device for the well bore, located on the inner surface of the internal channel over one or several sealing units and made with a possibility of expansion during transition from a non-swollen state into a swollen state.

EFFECT: there is ensured protection of one or more sealing units from accumulating debris formed during drilling.

20 cl, 6 dwg

Description

Предпосылки создания изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION

[0001] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым применительно к подземной скважине, и, в частности, к системам и способам защиты основного ствола скважины ниже клиньев (уипстоков) и отклонителей инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.[0001] The present invention relates to equipment and operations used in relation to an underground well, and, in particular, to systems and methods for protecting the main wellbore below wedges (whipstocks) and deflectors of a completion tool from accumulation of debris material.

[0002] Углеводороды могут добываться при помощи относительно сложных скважин, пробуренных в подземной формации. Некоторые скважины могут быть многоствольными и/или иметь боковые стволы. Многоствольные скважины имеют один или несколько боковых стволов, отходящих от исходного (основного) ствола. Боковой ствол скважины представляет собой ствол, отклоняющийся в сторону от первого базового направления и проходящий во втором базовом направлении, при этом он может содержать основной ствол, проходящий в первом базовом направлении, и вторичный ствол, отклоняющийся от основного во втором базовом направлении. Многоствольная скважина может иметь одно или несколько окон или отверстий в обсадной колонне для формирования соответствующих боковых стволов. Боковой ствол скважины также может иметь окно или отверстие в обсадной колонне, предназначенное для отклонения этого ствола во втором базовом направлении.[0002] Hydrocarbons can be produced using relatively complex wells drilled in an underground formation. Some wells may be multilateral and / or have sidetracks. Multilateral wells have one or more sidetracks extending from the original (main) trunk. A lateral wellbore is a wellbore that deviates away from the first base direction and extends in a second base direction, while it may comprise a primary wellbore extending in the first base direction and a secondary wellbore deviating from the main one in the second base direction. A multilateral well may have one or more windows or openings in the casing to form respective sidetracks. The lateral wellbore may also have a window or hole in the casing designed to deflect the wellbore in a second base direction.

[0003] Окно в обсадной колонне для формирования многоствольной скважины или боковых стволов скважины может быть выполнено путем размещения соединительного звена обсадной трубы и клина в требуемом месте основного ствола скважины. Клин используют для отклонения одной или более фрез вбок (или в ином направлении) относительно обсадной колонны. Отклоненная фреза (фрезы) прорезает часть соединительного звена обсадной трубы, в результате чего в ней формируется окно. Далее, через окно в обсадной колонне могут быть проведены буровые долота для бурения бокового или вторичного ствола скважины.[0003] A window in the casing for forming a multilateral well or sidetracks can be made by placing a connecting link of the casing and wedge in the desired location of the main wellbore. A wedge is used to deflect one or more cutters sideways (or in a different direction) relative to the casing. A deflected milling cutter (s) cuts through part of the casing connecting link, as a result of which a window is formed in it. Further, drill bits for drilling a side or secondary wellbore may be conducted through a window in the casing.

[0004] При выполнении буровых работ желательно обеспечить защиту нижних частей основного ствола скважины от скапливающегося обломочного материала, образующегося при бурении. Такого рода обломки могут привести к засорению основного ствола скважины, препятствующему выполнению последующих операций, таких как извлечение клиньев или отклонителей или открытие устройств отвода текучих сред. Одним из способов защиты от обломочного материала является применение механических изолирующих устройств, например заслонок, пробок, дисков и т.п. Однако при скоплении большого количества обломочного материала открытие заслонок или извлечение пробки или диска из основного ствола скважины для выполнения последующих операций может стать затруднительным. К другим способам предотвращения скопления обломочного материала в стволе скважины относится защита целевой зоны одним или более вязкими текучей средами. Однако подбор состава соответствующей вязкости или составление смеси с вязкой текучей средой для каждого варианта применения в скважине зачастую является затруднительным, в результате чего большое количество обломочного материала все равно проникает сквозь вязкую текучую среду.[0004] When performing drilling operations, it is desirable to provide protection for the lower parts of the main wellbore from accumulating debris generated during drilling. Debris of this kind can lead to clogging of the main wellbore, which impedes subsequent operations, such as removing wedges or deflectors or opening fluids. One of the ways to protect against debris is the use of mechanical insulating devices, such as dampers, plugs, disks, etc. However, when a large amount of debris is accumulated, opening the shutters or removing the plug or disc from the main wellbore for subsequent operations may become difficult. Other methods for preventing debris from accumulating in the wellbore include protecting the target zone with one or more viscous fluids. However, the selection of the composition of the appropriate viscosity or the composition of the mixture with a viscous fluid for each application in the well is often difficult, as a result of which a large amount of debris material still penetrates the viscous fluid.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

[0005] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым применительно к подземной скважине и, в частности, к системам и способам защиты основного ствола скважины ниже клиньев и отклонителей инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.[0005] The present invention relates to equipment and operations used in relation to an underground well and, in particular, to systems and methods for protecting the main wellbore below the wedges and deflectors of the completion tool from accumulation of debris material.

[0006] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт узел скважинной системы. Этот узел может содержать отклоняющий инструмент, установленный в обсадной колонне и определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности. Узел также может содержать один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала отклоняющего инструмента, и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или более уплотнительными блоками и выполненное с возможностью расширения при переходе из ненабухшего состояния в набухшее. Находясь в набухшем состоянии, защитное устройство для ствола скважины может обеспечивать защиту одного или более уплотнительных блоков от обломочного материала, образующегося при фрезеровании и/или бурении.[0006] In some embodiments, a well system assembly is disclosed. This assembly may comprise a deflecting tool installed in the casing and defining a deflecting surface and an inner channel extending in a longitudinal direction from the deflecting surface. The assembly may also contain one or more sealing blocks located on the inner surface of the inner channel of the deflecting tool, and a protective device for the wellbore located on the inner surface of the inner channel above one or more sealing blocks and made with the possibility of expansion upon transition from the un swollen state to the swollen . While in a swollen state, the protective device for the wellbore may protect one or more sealing blocks from debris generated during milling and / or drilling.

[0007] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт способ установки узла скважинной системы в скважине. Этот способ может содержать размещение отклоняющего инструмента, имеющего внутренний канал, в обсадной колонне, зацементированной в скважине. Отклоняющий инструмент может иметь один или более уплотнительных блоков и защитное устройство для ствола скважины, установленное по внутренней поверхности внутреннего канала. Защитное устройство для ствола скважины может быть расположено над одним или несколькими уплотнительными блоками. Способ дополнительно может содержать расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины, сопровождающееся переходом этого устройства из ненабухшего состояния в набухшее, и обеспечение защиты одного или нескольких уплотнительных блоков этим защитным устройством для ствола скважины от обломочного материала. Способ также может содержать продвижение трубчатой колонны в обсадную колонну. Трубчатая колонна может быть разделена, по меньшей мере, на первую насосно-компрессорную трубу (НКТ) и вторую НКТ. Способ также может содержать прохождение первой НКТ сквозь набухшее защитное устройство для ствола скважины.[0007] In some embodiments of the invention, a method for installing a downhole system assembly in a well is disclosed. This method may include placing a deflecting tool having an internal channel in a casing cemented in the well. The deflecting tool may have one or more sealing blocks and a protective device for the wellbore mounted on the inner surface of the inner channel. The protective device for the wellbore may be located above one or more sealing blocks. The method may further comprise expanding inwardly the protective device for the wellbore, accompanied by the transition of this device from a non-swollen state to a swollen one, and providing protection of one or more sealing blocks with this protective device for the wellbore from debris material. The method may also comprise advancing the tubular string into the casing. The tubular string may be divided into at least a first tubing and a second tubing. The method may also include the passage of the first tubing through the swollen protective device for the wellbore.

[0008] В некоторых вариантах осуществления изобретения раскрыт другой узел скважинной системы. Этот узел может содержать комбинацию клин/отклонитель, определяющий отклоняющую поверхность и внутренний канал, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности, а также один или более уплотнительных блоков, расположенных по внутренней поверхности внутреннего канала комбинации клин/отклонитель. Узел скважинной системы дополнительно может содержать набухающий эластомер, расположенный по внутренней поверхности внутреннего канала над одним или более уплотнительными блоками. Набухающий эластомер может увеличиваться в объеме, переходя из ненабухшего состояния в набухшее. Находясь в набухшем состоянии, набухающий эластомер может иметь возможность защиты одного или более уплотнительных блоков от скопления обломочного материала.[0008] In some embodiments, another node of a well system is disclosed. This assembly may comprise a wedge / deflector combination defining a deflecting surface and an inner channel extending longitudinally from the deflecting surface, as well as one or more sealing blocks located on the inner surface of the inner channel of the wedge / deflector combination. The downhole system assembly may further comprise a swellable elastomer located on the inner surface of the inner channel above one or more sealing blocks. The swelling elastomer can increase in volume, passing from a non-swollen state to a swollen one. While in a swollen state, the swellable elastomer may be able to protect one or more sealing blocks from accumulation of debris.

[0009] Признаки и преимущества настоящего изобретения будут понятны специалистам после прочтения нижеприведенного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.[0009] The features and advantages of the present invention will be apparent to those skilled in the art upon reading the following description of preferred embodiments of the invention.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

[0010] Нижеприведенные чертежи иллюстрируют определенные аспекты настоящего изобретения и не должны рассматриваться как исключающие варианты осуществления изобретения. Специалисту, извлекающему пользу из настоящего изобретения, будет понятно, что раскрытый предмет изобретения может быть значительно изменен, переделан, и в отношении этого предмета могут быть использованы эквиваленты по форме и функции.[0010] The following drawings illustrate certain aspects of the present invention and should not be construed as exclusive embodiments of the invention. It will be understood by one skilled in the art that the disclosed subject matter may be significantly modified, altered, and equivalents in form and function may be used with respect to this subject.

[0011] На фиг. 1 показан пример узла скважинной системы, применяемого с морской нефтегазовой буровой платформой, в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.[0011] FIG. 1 shows an example of a well system assembly used with an offshore oil and gas drilling platform in accordance with one or more embodiments of the invention.

[0012] На фиг. 2 показано увеличенное изображение узла скважинной системы, приведенного на фиг. 1.[0012] FIG. 2 shows an enlarged image of the well system assembly shown in FIG. one.

[0013] На фиг. 3а и 3b показан пример набухающего эластомера в набухшем (см. фиг. 3а) и ненабухшем (см. фиг. 3b) состояниях в соответствии с одним или более раскрытыми вариантами осуществления изобретения.[0013] FIG. 3a and 3b show an example of a swellable elastomer in swollen (see FIG. 3a) and non-swollen (see FIG. 3b) conditions in accordance with one or more of the disclosed embodiments.

[0014] На фиг. 4 показано еще одно увеличенное изображение приведенного на фиг. 1 узла скважинной системы, используемого с колонной НКТ в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.[0014] FIG. 4 shows another enlarged image of FIG. 1 of a well system assembly used with a tubing string in accordance with one or more embodiments of the invention.

[0015] На фиг. 5 показано еще одно увеличенное изображение приведенного на фиг. 1 узла скважинной системы, используемого с колонной НКТ в соответствии с одним или более вариантами осуществления изобретения.[0015] FIG. 5 shows another enlarged image of FIG. 1 of a well system assembly used with a tubing string in accordance with one or more embodiments of the invention.

Подробное раскрытие изобретенияDetailed Disclosure of Invention

[0016] Настоящее изобретение относится к оборудованию и операциям, используемым в связи с подземной скважиной, и, в частности, к системам и способам защиты нижней части основного ствола скважины с клиньями и отклонителями инструмента для заканчивания от скопления обломочного материала.[0016] The present invention relates to equipment and operations used in connection with an underground well, and, in particular, to systems and methods for protecting the lower part of the main wellbore with wedges and deflectors of the completion tool from accumulation of debris material.

[0017] Настоящее изобретение обеспечивает защитное устройство для ствола скважины, предназначенное для защиты уплотнений и нижней части ствола скважины от обломочного материала, который может скапливаться в процессе бурения бокового ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления защитное устройство для ствола скважины может представлять собой набухающий эластомер, расположенный по внутреннему диаметру канала, выполненного в отклоняющем инструменте, причем отклоняющий инструмент может представлять собой клин, инструмент для заканчивания или комбинацию клина и инструмента для заканчивания. В набухшем состоянии способный набухать эластомер защищает уплотнительный блок, расположенный во внутреннем канале отклоняющего инструмента, от повреждений, вызываемых обломочным материалом, которые могут уменьшить эффективность добычи углеводородов и/или привести к попаданию песка. Кроме того, в набухшем состоянии способный набухать эластомер может обеспечить защиту вокруг перекрывателей уплотнений или других узлов в стволе скважины, которые проталкивают через него. Кроме того, известные защитные устройства для ствола скважины рассчитаны на одноразовое использование, а в данном документе раскрыты защитные устройства для ствола скважины многоразового использования.[0017] The present invention provides a borehole safety device for protecting seals and the bottom of a borehole from debris that may accumulate during drilling of a sidetrack. In some embodiments, the protective device for the wellbore may be a swellable elastomer located along the inner diameter of the channel formed in the deflecting tool, the deflecting tool may be a wedge, an end tool, or a combination of a wedge and an end tool. In the swollen state, the swellable elastomer protects the sealing block located in the inner channel of the deflecting tool from damage caused by debris material, which can reduce the efficiency of hydrocarbon production and / or lead to sand. In addition, in the swollen state, the swellable elastomer can provide protection around the seal shutoffs or other nodes in the wellbore that are pushed through it. In addition, well-known protective devices for a wellbore are designed for single use, and in this document, protective devices for a wellbore are reusable.

[0018] На фиг. 1 показан пример узла 102 скважинной системы, применяемого с морской нефтегазовой буровой платформой 101, в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Хотя на фиг. 1 приведена морская нефтегазовая буровая платформа 101, специалисту понятно, что узел 102 скважинной системы и его различные варианты осуществления, раскрытые в данном документе, в равной степени подходят для использования в нефтегазовых буровых платформах другого типа, таких как наземные или установленные в любом другом географическом месте. Платформа 101 может представлять собой полупогружную платформу, расположенную над центральной частью нефтегазоносного пласта 104, залегающего ниже уровня 106 морского дна. От площадки 110 платформы 101 до устьевого оборудования 112, содержащего один или несколько противовыбросовых превенторов 114, проходит подводный трубопровод 108. Платформа 101 оборудована спускоподъемным устройством 116 и вышкой 118, предназначенными для спуска и подъема трубчатых колонн, таких как бурильная колонна 120.[0018] FIG. 1 shows an example of a well system assembly 102 used with an offshore oil and gas drilling platform 101, in accordance with one or more embodiments of the invention. Although in FIG. 1 shows an offshore oil and gas drilling platform 101, one skilled in the art will recognize that the well system assembly 102 and its various embodiments disclosed herein are equally suitable for use in other types of oil and gas drilling platforms, such as onshore or installed in any other geographical location . Platform 101 may be a semi-submersible platform located above the central part of the oil and gas bearing formation 104, lying below the level of 106 seabed. Subsea pipeline 108 extends from platform 110 of platform 101 to wellhead equipment 112 containing one or more blowout preventers 114. The platform 101 is equipped with a hoisting device 116 and a tower 118 designed to lower and raise tubular columns, such as drill string 120.

[0019] Как показано на чертеже, основной ствол 122 скважины пробурен через различные слои горных пород, включая пласт 104. Слова «исходный» и «основной» в отношении ствола скважины употреблены для того, чтобы отличать один пробуриваемый ствол скважины от другого. Следует отметить, что исходный или основной ствол скважины необязательно проходит непосредственно до земной поверхности, а может являться ответвлением другого ствола скважины. Обсадная колонна 124, по меньшей мере, частично, зацементирована в основном стволе 122 скважины. Словосочетание «обсадная колонна» в данном документе обозначает трубчатую колонну, используемую для обкладки ствола скважины изнутри. Обсадная колонна может фактически представлять собой известный специалистам «хвостовик» и может быть выполнена из любого материала, такого как сталь или композиционный материал, а также может быть составной или цельной, как гибкие трубы.[0019] As shown in the drawing, the main wellbore 122 is drilled through various rock layers, including formation 104. The words "source" and "main" in relation to the wellbore are used to distinguish one drilled wellbore from another. It should be noted that the source or main wellbore does not necessarily extend directly to the earth's surface, but may be a branch of another wellbore. The casing 124 is at least partially cemented in the main wellbore 122. The phrase "casing" in this document refers to a tubular string used for lining the borehole from the inside. The casing can actually be a “liner” known to those skilled in the art and can be made of any material, such as steel or a composite material, and can also be composite or solid, like flexible pipes.

[0020] Узел 102 скважинной системы может быть установлен в обсадной колонне 124 или, в ином случае, может являться ее частью. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения узел 102 может содержать соединительное звено 126 обсадной трубы, присоединенное между продолговатыми частями или секциями обсадной колонны 124. Однако в других вариантах осуществления изобретения соединительное звено 126 обсадной трубы может отсутствовать, и узел 102 может быть установлен в части обсадной колонны 124. Узел 102 скважинной системы дополнительно может содержать отклоняющий инструмент 130, расположенный в обсадной колонне 124 и/или в соединительном звене 126 обсадной трубы. Отклоняющий инструмент 130 имеет отклоняющую поверхность, которая может быть ориентирована в окружном направлении относительно соединительного звена 126 обсадной трубы так, чтобы в соединительном звене 126 обсадной трубы (или в обсадной колонне 124, если применимо) можно было выполнить фрезерованием, просверлить или иным образом выполнить выходное окно 132 в требуемом окружном направлении.[0020] The downhole system assembly 102 may be installed in the casing 124, or else may be part of it. In one or more embodiments of the invention, the assembly 102 may comprise a casing joint 126 connected between elongated portions or sections of the casing 124. However, in other embodiments, the casing joint 126 may be omitted and the assembly 102 may be installed in the casing part strings 124. The well system assembly 102 may further comprise a deflecting tool 130 located in the casing 124 and / or in the casing joint 126. The deflecting tool 130 has a deflecting surface that can be oriented circumferentially with respect to the casing joint 126 so that the casing joint 126 (or casing 124, if applicable) can be milled, drilled or otherwise made to output window 132 in the desired circumferential direction.

[0021] Как проиллюстрировано, соединительное звено 126 обсадной трубы расположено в требуемом месте пересечения основного ствола 122 скважины и его ответвляющегося или бокового ствола 134. В некоторых вариантах осуществления отклоняющая поверхность в отклоняющем инструменте 130 дополнительно может быть использована для направления колонны НКТ в боковой ствол 134 скважины для добычи текучих сред, таких как углеводородные текучие среды, нефть, газ, вода, пар и т.п. Словосочетания «ответвляющийся» и «боковой» ствол скважины использованы в данном документе для обозначения ствола скважины, который бурят наружу относительно точки его пересечения с другим стволом скважины, таким как исходный или основной ствол скважины. Кроме того, ответвляющийся или боковой ствол скважины может иметь другой ответвляющийся или боковой ствол, отходящий от него наружу.[0021] As illustrated, the casing joint 126 is positioned at the desired intersection of the main wellbore 122 and its branch or sidebore 134. In some embodiments, the deflecting surface in the deflecting tool 130 may further be used to guide the tubing string to the sidebore 134 wells for producing fluids such as hydrocarbon fluids, oil, gas, water, steam, and the like. The phrases “branch” and “side” wellbore are used herein to mean a wellbore that is drilled outward relative to its intersection with another wellbore, such as a source or main wellbore. In addition, a branching or sidetrack may have another branching or sidetrack extending outward from it.

[0022] Хотя на фиг. 1 показана вертикальная часть ствола 122 скважины, специалисту понятно, что настоящее изобретение в равной степени применимо в стволах скважин, имеющих другие пространственные конфигурации, в том числе в горизонтальных стволах, искривленных стволах, наклонно-направленных стволах, сочетании этих стволов и т.п. Кроме того, слова и словосочетания, обозначающие направление, такие как «над», «под», «верхний», «нижний», «вверх», «вниз», «восходящий», «нисходящий», «от забоя», «к забою» и т.п., употреблены в отношении приведенных для примера вариантов осуществления изобретения с учетом того, как элементы этих вариантов осуществления изобретения расположены на чертежах: направление «вверх» соответствует направлению к верху соответствующего чертежа, а направление «вниз» соответствует направлению к низу соответствующего чертежа; направление «от забоя» соответствует направлению к поверхности скважины, а направление «к забою» соответствует направлению к дну скважины.[0022] Although in FIG. 1 shows the vertical part of a wellbore 122, one skilled in the art will appreciate that the present invention is equally applicable to wellbores having other spatial configurations, including horizontal trunks, curved trunks, directional trunks, a combination of these trunks, and the like. In addition, words and phrases indicating the direction, such as “above”, “below”, “upper”, “lower”, “up”, “down”, “ascending”, “descending”, “from the bottom”, “ slaughter ", etc., are used in relation to the exemplary embodiments of the invention, taking into account how the elements of these embodiments of the invention are located in the drawings: the up direction corresponds to the top direction of the corresponding drawing, and the down direction corresponds to the direction to the bottom of the corresponding drawing; the direction “from the bottom” corresponds to the direction to the surface of the well, and the direction “to the bottom” corresponds to the direction to the bottom of the well.

[0023] На фиг. 2 показано увеличенное изображение примера узла 102 скважинной системы в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Отклоняющий инструмент 130 может быть закреплен в соединительном звене 126 обсадной трубы и/или в обсадной колонне 124 при помощи пакера, защелкивающей втулки или анкера 202 другого типа. В некоторых вариантах осуществления отклоняющий инструмент 130 может представлять собой клин, предназначенный для отклонения режущего инструмента (например, одной или нескольких фрез) в соединительном звене 126 обсадной трубы (или в обсадной колонне 124, если применимо) для выполнения фрезерованием окна 132 в обсадной колонне с целью подготовки к формированию бокового ствола 134 скважины. В других вариантах осуществления отклоняющий инструмент 130 может представлять собой отклонитель инструмента для заканчивания, вводимый в основной ствол 122 скважины и устанавливаемый в соответствующее положение с целью направления оборудования для заканчивания в окно 132 в обсадной колонне. В некоторых других вариантах осуществления изобретения отклоняющий инструмент 130 может представлять собой комбинированный узел клин/отклонитель, который может выполнять обе функции - функцию клина и функцию отклонителя инструмента для заканчивания - за один спуск в основной ствол 122 скважины.[0023] FIG. 2 is an enlarged view of an example of a downhole system assembly 102 in accordance with one or more embodiments of the invention. The diverting tool 130 may be secured to the casing joint 126 and / or to the casing 124 using a packer, snap sleeve or other type of anchor 202. In some embodiments, the deflecting tool 130 may be a wedge designed to deflect a cutting tool (for example, one or more cutters) in the casing joint 126 (or in the casing 124, if applicable) for milling the window 132 in the casing with the purpose of preparation for the formation of a sidetrack 134 wells. In other embodiments, the deflecting tool 130 may be a completion tool deflector introduced into the main wellbore 122 and positioned to direct the completion equipment to the casing string 132. In some other embodiments, the diverting tool 130 may be a combined wedge / diverter assembly that can perform both functions — the wedge function and the diverting function of the completion tool — in one descent into the main wellbore 122.

[0024] Отклоняющий инструмент 130 может определять отклоняющую плоскость 204, направляющую фрезерный инструмент в сторону боковой стенки соединительного звена 126 обсадной трубы (или обсадной колонны 124, если применимо) для выполнения окна 132 в обсадной колонне. Отклоняющая поверхность 204 дополнительно может направлять буровой инструмент через окно 132 в обсадной колонне с целью бурения и/или увеличения длины бокового ствола 134 скважины. Как показано на чертеже, отклоняющий инструмент 130 может ограничивать внутренний канал 206, проходящий в продольном направлении от отклоняющей поверхности 204 к нижнему концу отклоняющего инструмента 130.[0024] The deflecting tool 130 may define a deflecting plane 204 that guides the milling tool toward the side wall of the casing connecting link 126 (or casing 124, if applicable) to provide a window 132 in the casing. The deflecting surface 204 may further guide the drilling tool through a casing string 132 to drill and / or increase the length of the side well 134. As shown in the drawing, the deflecting tool 130 may limit the inner channel 206 extending in the longitudinal direction from the deflecting surface 204 to the lower end of the deflecting tool 130.

[0025] В некоторых вариантах осуществления изобретения от отклоняющего инструмента 130 к низу ствола скважины может проходить хвостовая труба 208, сцепляющаяся с частью законченной НКТ 210, проходящей еще дальше вниз в основной ствол 122 скважины. Как показано на чертеже, законченная НКТ 210 может быть связана с обсадной колонной 124 посредством одного или нескольких пакеров 212 или других известных специалистам устройств, предназначенных для стабилизации труб. Хвостовая труба 208 дополнительно может содержать одно или несколько уплотнений 214 для заканчивания, расположенных по окружности вокруг ее наружной поверхности и предназначенных для герметизации соединения с внутренней поверхностью законченной НКТ 210. Таким образом, при установке отклоняющего инструмента 130 хвостовая труба 208 может быть «воткнута» в НКТ 210, а уплотнения 214 для заканчивания могут обеспечивать герметичное соединение между хвостовой трубой 208 и нижней НКТ 210. В других вариантах осуществления одно или несколько уплотнений 214 для заканчивания могут быть расположены по внутренней поверхности законченной НКТ 210 и выполнять такую же функцию без отклонения от сути изобретения. В других вариантах осуществления НКТ 210 может быть герметично соединена непосредственно с анкером 202 и/или отклоняющим инструментом 130, в результате чего обеспечивается герметичное соединение между отклоняющим инструментом 130 и НКТ 210.[0025] In some embodiments, a tailpipe 208 may extend from a diverting tool 130 to the bottom of the wellbore, engaging with a portion of the finished tubing 210 extending further down into the main wellbore 122. As shown in the drawing, the finished tubing 210 may be connected to the casing 124 through one or more packers 212 or other devices known to those skilled in the art for pipe stabilization. The tail pipe 208 may further comprise one or more termination seals 214 arranged circumferentially around its outer surface and intended to seal the connection to the inner surface of the finished tubing 210. Thus, when the deflecting tool 130 is installed, the tail pipe 208 may be “stuck” into The tubing 210, and the end seals 214 may provide a tight connection between the tail pipe 208 and the bottom tubing 210. In other embodiments, one or more seals 214 d For completion, they can be located on the inner surface of the finished tubing 210 and perform the same function without deviating from the essence of the invention. In other embodiments, the tubing 210 may be hermetically connected directly to the anchor 202 and / or the bending tool 130, thereby providing a sealed connection between the bending tool 130 and the tubing 210.

[0026] Узел 102 скважинной системы дополнительно может содержать один или несколько уплотнительных блоков 216 и защитное устройство 218 для ствола скважины. Один или несколько уплотнительных блоков 216 могут быть расположены по внутренней поверхности внутреннего канала 206 (например, по внутреннему диаметру внутреннего канала 206). Как подробнее описано ниже, уплотнительный блок 216 может быть предназначен для приема и герметизации НКТ, проходящей от поверхности. Защитное устройство 218 для ствола скважины также может быть расположено по внутренней поверхности внутреннего канала 206 отклоняющего инструмента 130. При работе защитное устройство 218 для ствола скважины может быть предназначено для защиты уплотнительного блока 216 и нижней части основного ствола 122 скважины от повреждения, которое может быть вызвано обломками 220, образующимися при фрезеровании/бурении. Обломочный материал 220 может повредить уплотнительный блок 216 и привести к ухудшению эксплуатационных характеристик добычи углеводородов или попаданию песка через уплотнительный блок 216. Скопившийся обломочный материал 220 также может закупорить внутренний канал 206 или каналы, расположенные ниже (например, законченную НКТ 210), в результате чего будет затруднено проведение последующих операций, таких как извлечение клиньев и отклонителей.[0026] The downhole system assembly 102 may further comprise one or more sealing blocks 216 and a protective device 218 for the wellbore. One or more sealing blocks 216 may be located on the inner surface of the inner channel 206 (for example, on the inner diameter of the inner channel 206). As described in more detail below, the sealing block 216 may be designed to receive and seal the tubing passing from the surface. The protective device 218 for the wellbore may also be located on the inner surface of the inner channel 206 of the deflecting tool 130. In operation, the protective device 218 for the wellbore may be designed to protect the sealing block 216 and the lower part of the main wellbore 122 from damage that may be caused fragments 220 formed during milling / drilling. Debris material 220 can damage the sealing block 216 and lead to deterioration in the performance of hydrocarbon production or the ingress of sand through the sealing block 216. The accumulated debris material 220 can also clog the internal channel 206 or channels located below (for example, the finished tubing 210), resulting in subsequent operations, such as removing wedges and deflectors, will be difficult.

[0027] В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины может представлять собой набухающий эластомер, предназначенный для набухания или расширения внутрь внутреннего канала вдоль его диаметра. Набухающий эластомер может быть выполнен из любого известного набухающего высокоэластичного материала. Однако в других вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины может представлять собой известный специалистам набухающий пакер, способный расширяться или набухать под действием определенного давления в стволе скважины, температуры или при действии на него механического/гидравлического/электронного исполнительного механизма и т.п.[0027] In one or more embodiments of the invention, the borehole protector 218 may be a swellable elastomer designed to swell or expand inside the inner channel along its diameter. The swellable elastomer may be made of any known swellable, highly elastic material. However, in other embodiments of the invention, the borehole protective device 218 may be a swellable packer known to those skilled in the art that can expand or swell under the influence of a certain pressure in the borehole, temperature, or when subjected to a mechanical / hydraulic / electronic actuator or the like.

[0028] На фиг. 2 защитное устройство 218 для ствола скважины показано в виде набухающего эластомера, способного расширяться при переходе из ненабухшего состояния в набухшее (как показано пунктирными линиями). При расположении набухающего материала в определенном положении в основном стволе 122 скважины набухание может произойти под действием окружающих текучих сред, присутствующих в стволе скважины, или под действием соответствующей катализирующей текучей среды, введенной через спусковую колонну. Например, набухающий эластомер способен вступать в реакцию с различными скважинными средами, такими как (но не ограничиваясь этим) вода, углеводороды, скважинные химикаты, сочетание перечисленного и т.п.[0028] In FIG. 2, a borehole protector 218 is shown as a swellable elastomer capable of expanding from a non-swollen to a swollen state (as shown by dashed lines). When the swellable material is located at a specific position in the main wellbore 122, the swelling can occur under the influence of the surrounding fluids present in the wellbore, or under the action of a corresponding catalytic fluid introduced through the launch string. For example, a swellable elastomer is capable of reacting with various downhole media, such as (but not limited to) water, hydrocarbons, downhole chemicals, a combination of the above, and the like.

[0029] На фиг. 3а и 3b показан пример защитного устройства 218 для ствола скважины в набухшем и ненабухшем состояниях, соответственно. При спуске отклоняющего инструмента 130 в основной ствол 122 скважины (см. фиг. 1 и 2) защитное устройство 218 для ствола скважины может находиться в ненабухшем состоянии. Преимущество пребывания защитного устройства 218 для ствола скважины в ненабухшем состоянии может состоять в том, что при этом текучая среда может проникать через него во время спуска отклоняющего инструмента 130. Ствол 122 скважины чаще всего заполнен текучей средой (средами), поэтому, если при контакте хвостовой трубы 208 с уплотнениями 214 через защитное устройство 218 для ствола скважины не протекает текучая среда, то может образоваться несжимаемая гидравлическая пробка, которая заблокирует дальнейшее продвижение отклоняющего инструмента 130 или защитного устройства 218 для ствола скважины. В результате отклоняющий инструмент 130 будет затруднительно переместить до требуемой глубины. И наоборот, если требуется извлечь отклоняющий инструмент 130, но при этом защитное устройство 218 для ствола скважины находится в набухшем состоянии, а уплотнения 214 надлежащим образом контактируют с хвостовой трубой, то извлечение хвостовой трубы 208 из уплотнений 214 может быть затруднительным (т.е. извлечению будет препятствовать разрежение в законченной НКТ 210).[0029] FIG. 3a and 3b show an example of a protective device 218 for a borehole in a swollen and non-swollen state, respectively. When the deflecting tool 130 is lowered into the main wellbore 122 (see FIGS. 1 and 2), the protective device 218 for the wellbore may be in a non-swollen state. The advantage of the protective device 218 for the wellbore staying in a non-swollen state can be that a fluid can penetrate through it during the descent of the deflecting tool 130. The wellbore 122 is most often filled with fluid (s), therefore, if the tail is in contact pipe 208 with seals 214 through the protective device 218 for the wellbore does not leak fluid, then an incompressible hydraulic plug may form, which will block further movement of the deflecting tool 13 0 or a protective device 218 for the wellbore. As a result, the deflecting tool 130 will be difficult to move to the desired depth. Conversely, if the deflecting tool 130 is to be removed, but the borehole protector 218 is in a swollen state and the seals 214 are properly in contact with the tail pipe, then removing the tail pipe 208 from the seals 214 can be difficult (i.e. extraction will be impeded by underpressure in the finished tubing 210).

[0030] После спуска отклоняющего инструмента 130 в основной ствол 122 скважины и установки его на заданной глубине защитное устройство 218 для ствола скважины может быть переведено в набухшее состояние. В некоторых вариантах осуществления это набухшее состояние способствует герметизации соединения с внутренним каналом 206, в результате чего эффективно изолируются друг от друга области, находящиеся над защитным устройством 218 для ствола скважины и под ним. В других же вариантах осуществления изобретения защитное устройство 218 для ствола скважины, находясь в набухшем состоянии, не обязательно должно обеспечивать герметизацию. Напротив, защитное устройство 218 для ствола скважины может быть выполнено набухающим радиально внутрь и заполняющим осевую часть внутреннего канала 206, которую оно покрывает. В результате защитное устройство 218 для ствола скважины служит физическим барьером на пути перемещения обломочного материала 220 (см. фиг. 2), образующегося при выполнении фрезерованием окна 132 в обсадной колонне и/или при бурении бокового ствола 134 скважины (см. фиг. 1 и 2).[0030] After the deflecting tool 130 is lowered into the main wellbore 122 and installed at a predetermined depth, the wellbore protective device 218 can be swollen. In some embodiments, this swollen state helps seal the connection to the internal channel 206, whereby areas located above and below the borehole protective device 218 are effectively isolated from each other. In other embodiments, the borehole protective device 218, while in a swollen state, does not have to provide a seal. On the contrary, the protective device 218 for the wellbore can be made swell radially inward and fill the axial part of the inner channel 206, which it covers. As a result, the protective device 218 for the wellbore serves as a physical barrier to the movement of debris material 220 (see FIG. 2) formed when milling a window 132 in a casing string and / or while drilling a lateral wellbore 134 (see FIG. 1 and 2).

[0031] На фиг. 4 показан узел 102 скважинной системы с пробуренным боковым стволом 134 и набухшим защитным устройством 218 для ствола скважины в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. По окончании выполнения требуемых операций в боковом стволе 134 скважины трубчатую колонну 402 можно передвинуть ниже по основному стволу 122 скважины для заканчивания скважины и начала добычи углеводородов. Как показано на чертеже, к трубчатой колонне 402 может быть присоединен инструмент 404 для заканчивания с целью спуска его в основной ствол 122 скважины. Инструмент 404 для заканчивания в конечном итоге может быть установлен в окне 132 в обсадной колонне или рядом с ним, тем самым образуя звено 406 с боковым ответвлением. В одном или нескольких вариантах осуществления изобретения инструмент 404 для заканчивания может представлять собой фильтр или какое-либо иное приспособление для предотвращения попадания нежелательных частиц и/или текучих сред из пласта, прилегающего к окну 132 в обсадной колонне, в основной ствол 122 или в боковой ствол 134 скважины. Звено 406 может соответствовать одному из уровней организации по развитию технологии многоствольных скважин (TAML, от англ. technology advancement for multilateral), например уровню 5 по классификации TAML[0031] FIG. 4 shows a wellbore system assembly 102 with a drilled sidetrack 134 and a swollen wellbore guard 218 in accordance with one or more embodiments of the invention. Upon completion of the required operations in the side wellbore 134, the tubular string 402 can be moved lower along the main wellbore 122 to complete the well and begin hydrocarbon production. As shown, a completion tool 404 may be attached to the tubular string 402 to lower it into the main wellbore 122. The completion tool 404 may ultimately be installed in or near the casing 132 in the casing, thereby forming a side branch 406. In one or more embodiments, the completion tool 404 may be a filter or some other device to prevent unwanted particles and / or fluids from entering the formation adjacent to the casing string 132, into the main barrel 122, or into the sidetrack 134 wells. Link 406 may correspond to one of the levels of the organization for the development of multilateral well technology (TAML, from the English technology advancement for multilateral), for example, level 5 according to the TAML classification

[0032] Инструмент 404 для заканчивания может разделять трубчатую колонну 402 по меньшей мере на первую НКТ 408 и вторую НКТ 410. Первая НКТ 408 предназначена для прохождения дальше в основной ствол 122 скважины, а вторая НКТ 410 предназначена для прохождения в боковой ствол 134 скважины. Для герметичной стыковки или для герметичного контакта трубчатой колонны 402 с законченной НКТ в скважине первая НКТ 408 может пройти сквозь набухшее защитное устройство 218 для ствола скважины и далее «воткнуться» в уплотнительный блок 216 при перемещении трубчатой колонны 402 к забою.[0032] The completion tool 404 may divide the tubular string 402 into at least a first tubing 408 and a second tubing 410. The first tubing 408 is intended to extend further into the main wellbore 122, and the second tubing 410 is intended to extend into the sidebore 134 of the well. For tight joining or for tight contact of the tubular string 402 with the finished tubing in the well, the first tubing 408 can pass through the swollen protective device 218 for the wellbore and then “stick” into the sealing block 216 when moving the tubular string 402 to the bottom.

[0033] Однако перед прохождением сквозь набухшее защитное устройство 218 для ствола скважины может потребоваться удаление или, в ином случае, смывание скопившегося обломочного материала 220 с защитного устройства 218 для ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления обломочный материал 220 можно удалять или смывать путем подачи и циркуляции текучей среды через первую НКТ 408. В других вариантах осуществления изобретения обломочный материал 220 можно смыть путем подачи и циркуляции текучей среды через любую колонну или трубу, введенную в основной ствол 122 скважины после набухания защитного устройства 218 для ствола скважины. В других вариантах осуществления обломочный материал 220 можно удалять путем отсасывания, например с использованием внутрискважинных отсасывающих устройств, или путем «вычерпывания».[0033] However, before passing through the swollen borehole protective device 218, it may be necessary to remove or otherwise flush accumulated debris material 220 from the borehole protective device 218. In some embodiments, debris material 220 can be removed or rinsed off by feeding and circulating fluid through the first tubing 408. In other embodiments, debris material 220 can be rinsed off by circulating and circulating fluid through any column or pipe introduced into main wellbore 122 after swelling of the borehole protective device 218. In other embodiments, debris material 220 can be removed by suction, for example using downhole suction devices, or by “scooping”.

[0034] На фиг. 5 показано, что после надлежащего удаления обломочного материала 220 (см. фиг. 2) из защитного устройства 218 для ствола скважины первую НКТ 408 затем можно продвинуть во внутренний канал 206 до контакта с набухшим защитным устройством 218 для ствола скважины. При достаточной силе нажима, приложенной к трубчатой колонне 402, первая НКТ 408 может пройти сквозь защитное устройство 218 для ствола скважины. При дальнейшем продвижении трубчатой колонны 402 к забою первая НКТ 408 может «воткнуться» в уплотнительный блок 216 и в результате этого войти в герметизированное сообщение с расположенной ниже НКТ 210.[0034] FIG. 5 shows that after proper removal of debris material 220 (see FIG. 2) from the borehole protective device 218, the first tubing 408 can then be advanced into the inner channel 206 until it contacts the swollen borehole protective device 218. With sufficient pressure exerted on the tubular string 402, the first tubing 408 may pass through the borehole protector 218. With further advancement of the tubular string 402 towards the bottom, the first tubing 408 may “plug” into the sealing block 216 and as a result enter a sealed communication with the tubing 210 located below.

[0035] При промысловых работах на пласте 104 (см. фиг. 1) пройденное насквозь защитное устройство 218 для ствола скважины может герметично контактировать с первой НКТ 408 по ее наружному диаметру, продолжая при этом обеспечивать защитный барьер от обломочного материала вокруг первой НКТ 408. В одном или более вариантах осуществления в случае извлечения трубчатой колонны 402 и соответствующих первой и второй НКТ 408, 410 из основного ствола 122 скважины защитное устройство 218 может перейти в набухшее состояние, в котором оно продолжит обеспечивать защиту уплотнительного блока 216, а также элементов и компонентов нижнего канала от обломочного материала.[0035] In field operations on the formation 104 (see FIG. 1), the through-hole protective device 218 for the wellbore can be tightly in contact with the first tubing 408 along its outer diameter, while continuing to provide a protective barrier against debris material around the first tubing 408. In one or more embodiments, if the tubular string 402 and the corresponding first and second tubing 408, 410 are removed from the main wellbore 122, the protective device 218 may transition into a swollen state in which it will continue to provide protection plotnitelnogo block 216, and lower channel elements and components from debris.

[0036] В настоящем документе также раскрыт способ установки узла 102 скважинной системы в скважине. Способ содержит размещение отклоняющего инструмента, имеющего внутренний канал, в обсадной колонне, зацементированной в скважине. Отклоняющий инструмент может иметь один или более уплотнительных блоков и защитное устройство для ствола скважины, расположенное по внутренней поверхности внутреннего канала. Защитное устройство для ствола скважины размещают над одним или несколькими уплотнительными блоками. Способ дополнительно содержит расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины при его переходе из ненабухшего состояния в набухшее и обеспечение защиты одного или нескольких уплотнительных блоков этим защитным устройством для ствола скважины от обломочного материала. Способ также может содержать продвижение трубчатой колонны в обсадную колонну, причем эта трубчатая колонна разделена, по меньшей мере, на первую НКТ и вторую НКТ и прохождение набухшего защитного устройства для ствола скважины первой НКТ.[0036] A method for installing a well system assembly 102 in a well is also disclosed herein. The method comprises placing a deflecting tool having an internal channel in a casing cemented in a well. The deflecting tool may have one or more sealing blocks and a protective device for the wellbore located on the inner surface of the inner channel. A protective device for the wellbore is placed above one or more sealing blocks. The method further comprises expanding inwardly the protective device for the wellbore during its transition from a non-swollen to a swollen state and protecting one or more sealing blocks with this protective device for the wellbore from debris. The method may also comprise advancing the tubular string into the casing, the tubing being divided into at least a first tubing and a second tubing and passing a swollen protective device for the wellbore of the first tubing.

[0037] Способ дополнительно может содержать продвижение отклоняющего инструмента в обсадной колонне, когда защитное устройство для ствола скважины находится в ненабухшем состоянии. В некоторых вариантах осуществления изобретения перед прохождением сквозь набухшее защитное устройство для ствола скважины способ дополнительно включает в себя удаление с этого устройства накопившегося обломочного материала. В некоторых вариантах осуществления удаление накопившегося обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины содержит подачу текучей среды через первую НКТ и смывание этого обломочного материала с набухшего защитного устройства для ствола скважины. В некоторых вариантах осуществления расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие скважинной среды на защитное устройство для ствола скважины. В других вариантах осуществления расширение внутрь защитного устройства для ствола скважины содержит воздействие на защитное устройство для ствола скважины катализирующей текучей среды, подаваемой в скважину. В некоторых вариантах осуществления способ дополнительно содержит извлечение первой НКТ из защитного устройства для ствола скважины и обеспечение расширения устройства для ствола скважины при возвращении в набухшее состояние.[0037] The method may further comprise advancing the deflecting tool in the casing when the protective device for the wellbore is in a non-swollen state. In some embodiments of the invention, before passing through the swollen protective device for the wellbore, the method further includes removing accumulated debris from the device. In some embodiments, removing accumulated debris from a swollen borehole protective device comprises supplying fluid through a first tubing and flushing this debris from a swollen borehole protective device. In some embodiments, the inward expansion of the borehole protective device comprises exposing the borehole protective device to the wellbore environment. In other embodiments, the inward expansion of the borehole protective device comprises exposing the borehole protective device to catalytic fluid supplied to the wellbore. In some embodiments, the method further comprises removing the first tubing from the wellbore shielding device and allowing the wellbore device to expand upon returning to a swollen state.

[0038] Таким образом, настоящее изобретение позволяет обеспечить достижение вышеизложенных целей и обладает присущими ему преимуществами. Конкретные варианты осуществления изобретения представлены здесь только для наглядности, при этом настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, понятными специалистам, которые могут воспользоваться преимуществами настоящего изобретения. Кроме того, в отношении изображенных в данном документе конструкций и чертежей не подразумевается наличие каких-либо ограничений, кроме указанных в нижеприведенной формуле. Таким образом, очевидно, что конкретные раскрытые выше примерные варианты осуществления заявленного изобретения могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все эти изменения не противоречат сути настоящего изобретения и не выходят за его рамки. Раскрытое в настоящем документе изобретение может быть реализовано на практике при отсутствии любого элемента, который конкретно не раскрыт в настоящем документе, и/или любого дополнительного элемента, раскрытого в настоящем документе. При описании объектов и способов использовались слова и словосочетания «содержит», «имеет» или «включает в себя», при этом различные компоненты или этапы также могут «состоять преимущественно из» или «состоять из» различных компонентов и этапов. Все числа и диапазоны, упомянутые в вышеприведенном описании, могут до некоторой степени изменяться. При указании областей числовых значений с нижней границей и верхней границей указывается любое конкретное число и любой диапазон, входящие в эти области. В частности, каждый упомянутый в данном документе диапазон значений (выраженный как «от примерно А до примерно Б» или, эквивалентно, «от приблизительно А до приблизительно Б» или, эквивалентно, «приблизительно от А до Б») следует понимать как выражающий каждое число и диапазон, лежащие в более широких границах значений. Кроме того, признаки в формуле изобретения, имеют свое прямое, основное значение, если патентообладателем явно не указано иное. При введении в формулу изобретения каких-либо элементов (что в оригинальном тексте формулы на английском языке соответствует употреблению неопределенных артиклей «а» или «an») подразумевается, что вводится один или более чем один элемент. При возникновении противоречий при использовании слова или термина в данном описании и в одном или нескольких патентах или в других документах, на которые дается ссылка в данном документе, следует использовать определения, согласующиеся с настоящим описанием.[0038] Thus, the present invention allows to achieve the above objectives and has its inherent advantages. Specific embodiments of the invention are presented here for illustrative purposes only, while the present invention can be modified and implemented in various, but equivalent ways, understandable to those skilled in the art, who can take advantage of the present invention. In addition, with respect to the structures and drawings shown in this document, there is no implication of any restrictions other than those indicated in the formula below. Thus, it is obvious that the specific exemplary embodiments of the claimed invention disclosed above can be changed, combined or modified, and all these changes do not contradict the essence of the present invention and do not go beyond its scope. The invention disclosed herein may be practiced in the absence of any element that is not specifically disclosed herein and / or any additional element disclosed herein. When describing objects and methods, the words and phrases “contains”, “has” or “includes” were used, while various components or steps can also “consist primarily of” or “consist of” various components and steps. All numbers and ranges mentioned in the above description may vary to some extent. When specifying areas of numerical values with a lower bound and an upper bound, any specific number and any range included in these regions shall be indicated. In particular, each range of values mentioned herein (expressed as “from about A to about B” or, equivalently, “from about A to about B” or, equivalently, “from about A to B”) should be understood as expressing each a number and a range that lie within a wider range of values. In addition, the features in the claims have their direct, basic meaning, unless the patent holder explicitly indicates otherwise. When any elements are introduced into the claims (which in the original text of the formula in English corresponds to the use of the indefinite articles “a” or “an”), it is understood that one or more elements are introduced. If there is a conflict when using the word or term in this description and in one or more patents or in other documents referred to in this document, definitions consistent with this description should be used.

Claims

1. The node of the well system, containing:
a deflecting tool installed in the casing and defining a deflecting surface and an inner channel extending in a longitudinal direction from the deflecting surface;
one or more sealing blocks located on the inner surface of the inner channel of the deflecting tool; and
a protective device for the wellbore located on the inner surface of the internal channel above one or more sealing blocks and configured to expand upon transition from a non-swollen to a swollen state, and in the swollen state, the protective device for the wellbore protects one or more sealing blocks from debris formed during milling and / or drilling.

2. The assembly of claim 1, wherein the deflecting tool is a wedge.

3. The assembly of claim 1, wherein the deflecting tool is a wedge / deflector combination tool.

4. The assembly according to claim 1, further comprising a tail pipe connected to the deflecting tool and extending from it in the direction of the bottom hole.

5. The node according to claim 1, in which the protective device for the wellbore is an elastomer capable of swelling.

6. The node according to claim 5, in which the elastomer capable of swelling is able to expand and pass into a swollen state under the influence of the downhole environment.

7. The node according to claim 5, in which the swellable elastomer is able to expand and transition into a swollen state under the influence of the corresponding catalytic fluid entering the casing through the drain string.

8. The node according to claim 1, in which the protective device for the wellbore is a swellable packer.

9. The node according to claim 1, in which the swollen state provides a tight seal in the inner channel.

10. A method of installing a downhole system assembly in a well, comprising:
the placement of the deflecting tool having an internal channel in the casing cemented in the well, the deflecting tool has one or more sealing blocks and a protective device for the wellbore located on the inner surface of the internal channel, the protective device for the wellbore placed over one or more sealing blocks;
the expansion inside the protective device for the wellbore during the transition from a non-swollen state to a swollen one;
providing protection from debris material of one or more sealing blocks with a protective device for the wellbore;
advancing the tubular string into the casing, the tubular string being divided into at least a first tubing and a second tubing; and
passing the first tubing of the swollen protective device for the wellbore.

11. The method according to p. 10, further containing the advancement of the deflecting tool in the casing, when the protective device for the wellbore is in a non-swollen state.

12. The method according to p. 10, additionally containing the promotion of the second tubing in the lateral wellbore.

13. The method according to p. 10, in which before passing the swollen protective device for the wellbore, the method further comprises removing from the device accumulated debris material.

14. The method according to p. 13, in which the removal of accumulated debris material from the swollen protective device for the wellbore contains:
supplying fluid through a first tubing; and
flushing of detrital material from the swollen protective device for the wellbore.

15. The method according to p. 10, in which the expansion inside the protective device for the wellbore comprises the impact of the wellbore environment on this protective device for the wellbore.

16. The method according to p. 10, in which the expansion inside the protective device for the wellbore comprises exposing it to a catalytic fluid supplied to the well.

17. The method of claim 10, further comprising:
removing the first tubing from the protective device for the wellbore;
providing expansion of the protective device for the wellbore back to a swollen state.

18. The node of the well system, containing:
a wedge / deflector combination defining a deflecting surface and an inner channel extending longitudinally from the deflecting surface;
one or more sealing blocks located on the inner surface of the inner channel of the wedge / deflector combination; and
capable of swelling an elastomer located on the inner surface of the inner channel above one or more sealing blocks, the capable of swelling elastomer is able to expand upon transition from a non-swollen state to a swollen one, and the capable of swelling elastomer in a swollen state protects one or more sealing blocks from debris.

19. The site of claim 18, wherein the swelling of the swellable elastomer occurs under the influence of the wellbore environment.

20. The assembly of claim 18, wherein the tubing is capable of passing through a swellable elastomer.