RU2678252C2

RU2678252C2 - Perforation channels in the cased well development method

Info

Publication number: RU2678252C2
Application number: RU2015101286A
Authority: RU
Inventors: Сергей Георгиевич Фурсин
Original assignee: Сергей Георгиевич Фурсин
Priority date: 2015-01-16
Filing date: 2015-01-16
Publication date: 2019-01-24
Also published as: RU2015101286A3; RU2015101286A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the field of oil and gas wells multi-hole construction and repair, in particular, to given path perforation channels controlled system development methods under depression on the layer conditions. Disclosed is perforation channels in the cased well development method. During the equipment lowering along the assembly and the casing entire length, establishing the wired communication line by embedding and dropping cable sections into the equipment and interconnecting them on the inductive remote connector, installed in the substitute above the downhole motor, as well as the tip, installed in the inserted reference electromechanical blocker lower part. In the case of using a pipe-cable hanger, a casing with the diverter and the electrohydraulic-type clamp is lowered on the pipe string, and the arrangement is lowered on the cable suspension. After the diverter orientation in the given azimuthal direction from the mouth, performing its controlled locking with the retainer, controlled by the casing electric pump via the wired line through the temporarily established remote transformer. When starting a downhole motor, blocking its reactive moment. Perforation channel drilling is carried out with the assembly rotation by the downhole motor reactive moment with its movable joint blocker partial unblocking by the motor, in the upper part equipped with the clutch-brake and the rotating current collector, and the assembly deepening direction change is carried out via the wire line. In case of the hose-cable suspension using, the inserted blocker is performed with the bypass flushing channel and is lowered together with the casing, which is provided with a lock, and the diverter orientation in this case is carried out by the assembly and the housing controlled rotation with the downhole motor reactive torque with the closed lock and the blocker movable joint temporary unlocking.EFFECT: enabling increase in the method efficiency in difficult geological and technological conditions due to the downhole equipment improved controllability and manageability.1 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к области многоствольного строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин, в частности к способам создания в условиях депрессии на пласт контролируемой системы перфорационных каналов заданной траектории и может быть использовано для оптимизации бурения боковых стволов, вторичного вскрытия продуктивных интервалов, а также разработки трудно извлекаемых запасов в целом.The invention relates to the field of multi-barrel construction and repair of oil and gas wells, in particular, to methods for creating a controlled trajectory system of perforation channels in a depression on a formation, and can be used to optimize sidetracking, reopening productive intervals, and develop hard-to-recover reserves generally.

Известен способ создания перфорационных каналов в обсаженной скважине, основанный на использовании трубно-кабельной подвески и включающий спуск на колонне труб автономного перфорационного устройства с бурильной головкой на конце гибкого полого вала, вращаемого гидродвигателем с наружным поршнем, остановку колонны на заданной глубине скважины, ориентирование с устья колонны в заданном азимутальном направлении и стопорение устройства в скважине фиксатором, спуск в колонну кабеля и соединение его с устройством для оперативной последующей смене износившейся головки - фрезы или долота, герметизацию устья скважины при помощи привентора и лубрикатора, промывку скважины облегченной рабочей жидкостью, закачиваемую наземным насосом последовательно через колонну труб и перфорационное устройство, создание осевой нагрузки на бурильной головке за счет гидравлического усилия на гидродвигателе и его поршне и вскрытие (бурение) стенки обсадной колонны, затем цементного камня и канала перфорации при депрессии на пласт, поддерживаемой путем выбора соответствующей плотности промывочной жидкости. Использование дополнительной кабельной подвески способствует надежной герметизации устья и созданию каналов на депрессии, а также позволяет оперативно без проведения спуско-подъемных операций (СПО) с трубами менять износившуюся бурильную головку. При этом применение режима депрессии, когда происходит постоянное поступление пластового флюида в ствол скважины, предотвращает кольматацию порового пространства, сохраняет естественные коллекторские свойства разреза, уменьшает поглощение промывочной жидкости и другие осложнения в коллекторах, повышает скорость проходки и ресурс работы инструмента [1].There is a method of creating perforation channels in a cased hole, based on the use of a pipe-cable suspension and including descent on a pipe string of an autonomous perforating device with a drill head at the end of a flexible hollow shaft rotated by a hydraulic motor with an external piston, stopping the column at a given depth of the well, orientation from the wellhead columns in a given azimuthal direction and locking the device in the borehole with a latch, lowering the cable into the column and connecting it to the device for operational follow-up changing the worn-out head - a milling cutter or chisel, sealing the wellhead with a fan and lubricator, flushing the well with lightweight working fluid, pumped in succession through the pipe string and perforating device, creating an axial load on the drill head due to hydraulic force on the hydraulic motor and its piston and opening (drilling) the casing wall, then the cement stone and the perforation channel during depression on the formation, supported by selecting the appropriate density washing liquid. The use of an additional cable suspension contributes to reliable sealing of the mouth and the creation of channels for depression, and also allows you to quickly change the worn out drill head without pipes and hoisting operations (STR) with pipes. At the same time, the use of the depression mode, when the formation fluid is constantly entering the wellbore, prevents the pore space from clogging, preserves the natural collector properties of the section, reduces the absorption of flushing fluid and other complications in the reservoirs, and increases the penetration rate and tool life [1].

Недостатком способа является малая длина формирования перфорационных каналов не превышающая в лучшем случае 2÷3 м, что связано с функциональными возможностями и работой гибкого полого вала, приводимого во вращение гидродвигателем в сложнонапряженных механических условиях.The disadvantage of this method is the small length of the formation of perforation channels not exceeding at best 2 ÷ 3 m, which is associated with the functionality and operation of a flexible hollow shaft driven by a hydraulic motor in difficult mechanical conditions.

Известен способ создания перфорационных каналов в обсаженной скважине, основанный на использовании подвески в виде замковой колонны труб и системы колтюбинга и включающий спуск в обсадную колонну на заданную глубину колонны труб, на конце которой расположен отклонитель, спуск в колонну труб на колтюбинговой трубе гибкого вала с фрезой на конце до взаимодействия с отклонителем, вращение гидродвигателя при поступательном перемещении гибкого вала с фрезой, которая в результате взаимодействия с отклонителем вскрывает окно в обсадной колонне и входит в пласт на заданное расстояние с получением технологического канала, извлечение гибкого вала с фрезой из скважины, спуск в колонну труб гибкой трубы с соплом до входа под действием отклонителя в прорезанное окно обсадной колонны, подачу жидкости под высоким давлением через гибкую трубу с соплом с одновременным поступательным движением для увеличения технологического канала до необходимой длины. Этот способ радиального вскрытия пласта высоконапорной струей жидкости позволяет образовывать в обсаженной скважине систему боковых каналов длиной до 100 м, диаметром 30÷50 мм и радиусом кривизны порядка 0.3 м [2].There is a method of creating perforation channels in a cased hole, based on the use of a suspension in the form of a pipe string and a coiled tubing system and including a descent into the casing to a predetermined depth of the pipe string, at the end of which there is a deflector, a descent into the pipe string on a coiled tubing pipe of a flexible shaft with a mill at the end, before interacting with the diverter, rotation of the hydraulic motor during the translational movement of the flexible shaft with the cutter, which as a result of interaction with the diverter opens a window in the casing it doesn’t enter the formation at a predetermined distance with the production channel, removing the flexible shaft with the cutter from the well, lowering the flexible pipe with the nozzle into the pipe string before entering the cut hole in the casing under the action of a deflector, and supplying high-pressure fluid through the flexible pipe with the nozzle with simultaneous translational movement to increase the technological channel to the required length. This method of radial opening of the formation with a high-pressure fluid stream allows the formation of a system of lateral channels in a cased hole up to 100 m long, with a diameter of 30–50 mm and a radius of curvature of the order of 0.3 m [2].

Недостатком способа является непредсказуемость траектории каналов из-за малой изгибной жесткости компоновки и разной прочности размываемых пород. При этом отсутствие забойного контроля и возможности управления траекторией перфорационных каналов приводит к попаданию в водоносные пласты, а также группированию каналов около одного направления или вокруг обсадной колонны. Кроме того большая гидродинамическая нагрузка высокоскоростных струй, как правило, на водной основе ведет к существенному ухудшению естественных коллекторских свойств разреза, образованию каверн и пробок по всей длине канала в сильно дренированных и слабосцементированных осадочных породах.The disadvantage of this method is the unpredictability of the path of the channels due to the low bending stiffness of the layout and the different strengths of eroded rocks. At the same time, the lack of downhole control and the ability to control the trajectory of perforation channels leads to getting into aquifers, as well as grouping of channels near one direction or around the casing. In addition, the large hydrodynamic load of high-speed jets, as a rule, on a water basis, leads to a significant deterioration of the natural reservoir properties of the section, the formation of caverns and plugs along the entire length of the channel in highly drained and weakly cemented sedimentary rocks.

Известен способ создания перфорационных каналов в обсаженной скважине, основанный на использовании подвески в виде колонны труб и включающий предварительное удаление части обсадной колонны, спуск на колонне скважинного оборудования в виде корпуса с отклонителем и фиксатором и турбинной компоновки в виде толкателя, гибкой трубы, отклоняющего гидродвигателя, долота и автономного инклинометра, управление скважинным оборудованием с устья при помощи системы пазов и шлицов корпуса и толкателя, стопорение оборудования фиксатором при возможности перемещения в скважине отклонителя, например, по винтовой линии, ориентирование отклонителя в заданном азимутальном направлении, промывку скважины рабочей жидкостью с запуском гидродвигателя, блокировку реактивного момента гидродвигателя системой пазов и шлицов, подачу подвески в скважину, создание осевой нагрузки на долото за счет веса труб и гидравлического усилия на компоновке и бурение криволинейного перфорационного канала по заданной пазами и шлицами траектории. Использование турбинной компоновки в этом способе, а именно отклоняющего гидродвигателя на конце гибкой трубы позволяет бурить длинноствольные (12÷30 м) перфорационные каналы достаточно малого радиуса кривизны (порядка 5÷12 м), диаметром 56÷58 мм по заданной пазами и шлицами криволинейной траектории [3].A known method of creating perforation channels in a cased hole, based on the use of a suspension in the form of a string of pipes and including the preliminary removal of part of the casing string, the descent on the string of downhole equipment in the form of a housing with a diverter and a retainer and a turbine assembly in the form of a pusher, a flexible pipe deflecting the hydraulic motor, bit and autonomous inclinometer, control of downhole equipment from the wellhead using a system of grooves and slots of the body and pusher, locking the equipment with a latch when possible the possibility of moving the diverter in the well, for example, along a helical line, orienting the diverter in a given azimuthal direction, flushing the well with a working fluid and starting the hydraulic motor, blocking the reactive moment of the hydraulic motor with a system of grooves and splines, supplying suspension to the well, creating an axial load on the bit due to the weight of the pipes and hydraulic efforts on the layout and drilling of a curved perforation channel along a predetermined grooves and slots of the path. The use of a turbine layout in this method, namely, a deflecting hydraulic motor at the end of a flexible pipe, allows long-stemmed (12–30 m) perforation channels to be drilled with a sufficiently small radius of curvature (of the order of 5–12 m) with a diameter of 56–58 mm along a predetermined groove and slots in a curved path [3].

Недостатком способа является низкая надежность управления скважинным оборудованием особенно при малом диаметре скважины, а также отсутствие при этом забойного контроля в реальном масштабе времени. Это снижает эффективность способа в сложных геолого-технологических условиях, например, 4The disadvantage of this method is the low reliability of control of downhole equipment, especially with a small diameter of the well, as well as the absence of downhole monitoring in real time. This reduces the effectiveness of the method in difficult geological and technological conditions, for example, 4

в глубоких скважинах при многоствольном бурении сверхдлинных каналов на депрессии. Низкая надежность управления оборудованием связана с необходимостью использования в ограниченном объеме скважины сложной системы пазов и шлицов на всех этапах создания перфорационных каналов - перемещении (переориентации) и фиксации отклонителя, ориентировании турбинной компоновки, собственно механическом бурении и проработки канала. Управление оборудованием на основе системы пазов и шлицов особенно осложняется при малом диаметре скважины, а также при создании сверхдлинных (100 м и более) перфорационных каналов. Кроме того этот способ не позволяет оперативно менять долото без проведения СПО с трубами, а также не обеспечивает надежную герметизацию устья скважины, что снижает эффективность способа при бурении каналов на депрессии. Более того использование этого способа возможно только в открытом интервале скважины или требует предварительного дорогостоящего удаления значительной части обсадной колонны.in deep wells with multilateral drilling of extra-long channels in the depression. The low reliability of equipment management is associated with the need to use a complex system of grooves and slots in a limited volume of a well at all stages of creating perforation channels - moving (reorienting) and fixing a deflector, orienting the turbine layout, actually mechanical drilling and channel development. Management of equipment based on a system of grooves and slots is especially complicated with a small diameter of the well, as well as with the creation of ultra-long (100 m or more) perforation channels. In addition, this method does not allow you to quickly change the bit without conducting a shutdown with pipes, and also does not provide reliable sealing of the wellhead, which reduces the effectiveness of the method when drilling channels in a depression. Moreover, the use of this method is possible only in the open interval of the well or requires a preliminary costly removal of a significant part of the casing string.

Цель изобретения - повышение эффективности способа в сложных геолого-технологических условиях за счет улучшения управляемости и контролируемости скважинного оборудования.The purpose of the invention is to increase the efficiency of the method in complex geological and technological conditions by improving the controllability and controllability of downhole equipment.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу создания перфорационных каналов в обсаженной скважине, основанному на использовании трубно-кабельной или шланго-кабельной подвески и включающему спуск на заданную глубину оборудования в виде корпуса с отклонителем и фиксатором и компоновки в виде гибкой трубы, отклоняющего забойного двигателя и бурильной головки - фрезы или долота, измерение призабойных параметров в реальном масштабе времени с помощью датчиков и геофизических зондов, ориентирование отклонителя в заданном азимутальном направлении и стопорение его в скважине с помощью фиксатора, герметизацию устья скважины, промывку скважины облегченной рабочей жидкостью с запуском забойного двигателя, блокировку реактивного момента забойного двигателя, подачу в скважину на 5This goal is achieved by the fact that according to the method of creating perforation channels in a cased hole, based on the use of a pipe-cable or hose-cable suspension and including descent to a given depth of equipment in the form of a housing with a deflector and a retainer and layout in the form of a flexible pipe deflecting the downhole motor and drill head - milling cutters or chisels, real-time measurement of bottom-hole parameters using sensors and geophysical probes, deflector orientation in a given azim cial direction and locking it in the well with the clamper, the wellhead sealing, washing well lightweight hydraulic fluid at a downhole motor running, blocking the reactive torque of the mud motor, feeding into the well 5

подвеске компоновки, создание осевой нагрузки на бурильную головку за счет веса труб и гидравлического усилия на компоновке, вскрытие стенки обсадной колонны, цементного камня и перфорационного канала при депрессии на пласт, поддерживаемой выбором соответствующей плотности промывочной жидкости, изменение направления углубления компоновки и бурение криволинейного перфорационного канала по заданной траектории, периодическое проведение спуско-подъемных операций компоновки и смену фрезы на долото или износившейся бурильной головки, при спуске оборудования по всей длине компоновки и корпуса организуют проводную линию связи путем встраивания и сбрасывания в оборудование отрезков кабеля и их стыковки между собой на дистанционном индуктивном соединителе, установленном в переводнике над забойным двигателем, а также наконечнике, установленном в нижней части введенного опорного электромеханического блокиратора, причем в случае использования трубно-кабельной подвески корпус с отклонителем и фиксатором электрогидравлического типа спускают на колонне труб, а компоновку, добавленную в нижней части уплотнительной втулкой, а в верхней части - утяжеленными бурильными трубами, установленными между гибкой трубой и блокиратором спускают на кабельной подвеске, при этом после ориентирования с устья отклонителя в заданном азимутальном направлении проводят его контролируемое стопорение фиксатором, управляемым электронасосом корпуса по проводной линии через временно организуемый дистанционный трансформатор, причем при запуске забойного двигателя его реактивный момент блокируют за счет силы трения упругих рессор о колонну, выполненных с регулируемой опорой на стенку внешней колонны и приводимых в рабочее положение электродвигателем блокиратора, при этом бурение перфорационного канала проводят с вращением компоновки реактивным моментом забойного двигателя при частичной разблокировке электродвигателем блокиратора его подвижного соединения, оборудованного в верхней части муфтой-тормозом и вращающимся токосъемником, а изменение направления углубления компоновки 6suspension of the assembly, the creation of axial load on the drill head due to the weight of the pipes and hydraulic forces on the assembly, opening the casing wall, cement stone and perforation channel when depressed on the formation, supported by the choice of the appropriate density of the flushing fluid, changing the direction of the recess of the assembly and drilling a curved perforation channel along a predetermined trajectory, periodically conducting hoisting operations of the layout and changing the cutter to a bit or a worn drill head, p When lowering the equipment along the entire length of the assembly and the housing, a wire communication line is organized by embedding and dropping cable segments into the equipment and joining them together on a remote inductive connector installed in the sub above the downhole motor, as well as a tip installed in the lower part of the inserted electromechanical support blocker moreover, in the case of using a pipe-cable suspension, the housing with the diverter and the electro-hydraulic type clamp is lowered onto the pipe string, and the layout added in the lower part by a sealing sleeve, and in the upper part by weighted drill pipes installed between the flexible pipe and the blocker, they are lowered on a cable suspension, while after orienting from the mouth of the deflector in a given azimuthal direction, it is controlled by a latch controlled by a body electric pump through a wire lines through a temporarily organized distance transformer, and when starting a downhole motor, its reactive moment is blocked due to the friction force of elastic p essor about the column, made with adjustable support on the wall of the external column and put into operation by the electric motor of the blocker, while drilling the perforation channel is carried out with the rotation of the reactive moment of the downhole motor with partial unlocking by the electric motor of the blocker of its movable joint, equipped in the upper part with a brake clutch and rotating current collector, and changing the direction of the recess of the layout 6

проводят по проводной линии, например, путем временной блокировки электродвигателем блокиратора его подвижного соединения в момент расположения вращающейся компоновки в заданном азимутальном направлении, причем в случае использовании шланго-кабельной подвески введенный блокиратор выполняют с обводным промывочным каналом и спускают вместе с корпусом, который снабжают замком, например, в виде подпружиненного шара, взаимодействующего с внешней поверхностью переводника, а ориентирование отклонителя в этом случае проводят путем контролируемого вращения компоновки и корпуса реактивным моментом забойного двигателя при закрытом замке и временной разблокировке подвижного соединения блокиратора.carried out along the wire line, for example, by temporarily blocking the motor of the lock of its movable connection at the time of the location of the rotating assembly in a given azimuthal direction, and in the case of using a hose-cable suspension, the introduced lock is performed with a bypass washing channel and lowered together with the housing, which is equipped with a lock, for example, in the form of a spring-loaded ball interacting with the outer surface of the sub, and the orientation of the diverter in this case is carried out by the rotational rotation of the layout and the housing with the reactive moment of the downhole motor with the lock closed and temporary unlocking of the movable connection of the blocker.

В отличие от известного способа, предлагаемый способ основан на контролируемом управлении скважинным оборудованием в реальном режиме времени при помощи дополнительно организованной проводной линии и трубно-кабельной или шланго-кабельной подвески с осуществлением электропитания силовых узлов и датчиков (зондов) и двухсторонней передачи электрических сигналов в интервале забой - устье. При этом для управления оборудованием и блокировки его реактивного момента используется сама колонна (обсадных) труб и опирающийся на нее электромеханический блокиратор, подвешенный на кабеле или шланго-кабеле, а не сложная система пазов и шлицов, располагаемая в ограниченном скважинном объеме и требующая сложных трудноконтролируемых манипуляций длинной колоны с устья. Причем при малом диаметре скважины используется шланго-кабельная подвеска блокиратора с опорой на обсадную колонну без необходимости спуска в скважину дополнительной колонны труб.In contrast to the known method, the proposed method is based on the controlled control of downhole equipment in real time using an additionally organized wire line and pipe-cable or hose-cable suspension with power supply of power units and sensors (probes) and two-way transmission of electrical signals in the interval face - mouth. At the same time, to control the equipment and block its reactive moment, the string of (casing) pipes and an electromechanical blocker supported on it, suspended on a cable or a hose cable, are used, and not a complex system of grooves and slots located in a limited borehole volume and requiring complex, difficult to control manipulations long column from the mouth. Moreover, with a small diameter of the well, a hose-cable suspension of the blocker is used with support on the casing without the need to lower an additional pipe string into the well.

На фиг. 1 дана схема первого варианта устройства для реализации предлагаемого способа на трубно-кабельной подвеске, транспортное положение; на фиг. 2 - то же, режим ориентирования отклонителя в заданном азимутальном направлении; на фиг. 3 - то же, режим стопорения отклонителя и бурения перфорационного канала; на фиг. 4 дана схема второго варианта устройства для реализации предлагаемого способа на шланго-кабельной подвеске, транспортное положение; на фиг. 5 - то же, режим ориентирования отклонителя в заданном азимутальном направлении; на фиг. 6 - то же, режим стопорения отклонителя и бурения перфорационного канала.In FIG. 1 shows a diagram of a first embodiment of a device for implementing the proposed method on a pipe-cable suspension, transport position; in FIG. 2 - the same mode of orientation of the diverter in a given azimuthal direction; in FIG. 3 - the same mode of locking the diverter and drilling the perforation channel; in FIG. 4 is a diagram of a second embodiment of a device for implementing the proposed method on a hose-cable suspension, transport position; in FIG. 5 - the same mode of orientation of the diverter in a given azimuthal direction; in FIG. 6 - the same mode of locking the diverter and drilling the perforation channel.

По первому варианту при достаточном диаметре скважины устройство включает корпус 1 (фиг. 1) и компоновку в виде опорного электромеханического блокиратора 2, утяжеленных бурильных труб (УБТ) 3, гибкой трубы 4, переводника 5, отклоняющего забойного двигателя, например, гидродвигателя 6 и бурильной головки 7 (фрезы или долота). Бурильная головка 7 установлена на валу шпиндельной секции 8 гидродвигателя 6. Вал шпиндельной секции 8 искривлен под определенным углом (не показано) относительно оси гидродвигателя 6, что обеспечивает бурение наклонных, в том числе горизонтальных каналов. Корпус 1 содержит отклонитель 9 (показан условно) и вторичную обмотку 10 дистанционного трансформатора, электрически соединенную с электронасосом 11 и встроенным проводом 12. Электронасос 11 через масленый канал 13 связан с системой выдвижных плашек 14 электрогидравлического фиксатора. При необходимости один электронасос 11 позволяет управлять несколькими разноглубинными системами (не показано) плашек 14, что повышает надежность стопорения отклонителя 9 в скважине. Встроенный в корпус 1 провод 12 обеспечивает электрическую связь с контролирующими работу плашек 14 датчиками (не показаны) давления и положения. Блокиратор 2 содержит встроенный провод 15 и раздвижные упругие рессоры 16, расположенные в шлицевых пазах 17 и связанные винтовой парой, а именно гайкой 18 с электродвигателем 19. Благодаря взаимодействию рессор 16 со шлицевыми пазами 17 гайка 18 при запуске электродвигателя 19 движется без вращения поступательно вверх или вниз (фиг. 2). При этом гайка 18 может сжимать рессоры 16 с нагрузкой достаточной для блокировки реактивного момента гидродвигателя 6 за счет сил трения рессор 16 о внешнюю колонну. Блокиратор 2 также содержит подвижное соединение в виде вала 20 и муфты-тормоза, например, в виде гайки 18 и ответной полумуфты 21, позволяющее плавно регулировать передачу реактивного момента на внешнюю колонну от нуля до максимального значения. Вал 20 жестко связан с остальной компоновкой и может вращаться вместе с ней в опорно-сальниковом узле 22 под действием реактивного момента гидродвигателя 6. В нижней части вала 20 находится входное промывочное отверстие 23, а в верхней его части расположен токосъемник 24, например, контактного типа, обеспечивающий электрическую связь подводящих проводов при возможности вращения вала 20 относительно блокиратора 2. Встроенный в блокиратор 2 провод 15, обеспечивающий питание силовых узлов и датчиков (зондов) оканчивается наконечником 25 в нижней части блокиратора. Для удобства стыковки наконечник 25 располагается вблизи резьбового соединения вала 20 и УБТ 3 или напротив отверстия 23. Сбрасываемый в компоновку негрузонесущий кабель 26 стыкуется на индуктивном соединителе 27, установленном в переводнике 5 над гидродвигателем 6 ответной частью 28 и закрепляется в наконечнике 25 ответной частью 29. Переводник 5 также содержит каротажный прибор 30 с геофизическими зондами и датчиками (не показано) и первичную обмотку 31 дистанционного трансформатора. В нижнюю часть компоновки встроен провод 32, связывающий переводник 5 со шпиндельной секцией 8, в которой также могут располагаться приближенные к забою зонды, датчики и электромеханические узлы. Для удобства стыковки с проводом, идущим от шпиндельной секции 8, провод 32 имеет соединение (не показано) подобное наконечнику 25, 29 вблизи резьбового соединения переводника 5 и гидродвигателя 6. Состав и расположение зондов (КС, ПС, РК, инклинометра, локатора муфт и т.д.) и датчиков (давления, положения, момента, угла поворота, осевой нагрузки и оборотов бурильной головки 7, усилия рессор 16, нагрузки электродвигателя 19 и т.д.) обеспечивает максимально полный контроль над оборудованием и вскрываемым разрезом в реальном масштабе времени. Корпус 1 в обсадную колонну 33 спускают на трубной подвеске 34. Компоновку с уплотнительной резиновой втулкой 35, в трубу 34 спускают на грузонесущем кабеле 36. Грузонесущая способность кабеля 36 должна соответствовать весу всей компоновки, определяемому в основном весом УБТ 3 и трубы 4 при заданной длине перфорационного канала. В качестве грузонесущего кабеля 36 используют, например, кабель КГ 3-180-120 с достаточным разрывным усилием (180 кН), а также хорошим сигнальным и силовым обеспечением. При использовании в качестве забойного двигателя гидродвигателя встроенные провода 15, 32 и сбросной провод 26 могут быть представлены сигнальным негрузонесущим кабелем, например, КГФАЭФ с пониженным значением массы и габаритов (диаметр 2.8 мм; масса 14.8 кг/км; разрывное усилие 3 кН). В случае использования электробура в качестве забойного двигателя провода 15, 26 и 32 должны быть силовыми, например, типа негрузонесущего кабеля КТШЭ. В транспортном положении гайка 18, приводимая в движение электродвигателем 19 находится вверху, рессоры 16 не взаимодействуют с колонной 34, а вал 20 вместе с остальной компоновкой не связан жестко с блокиратором 2 и может вращаться относительно него (с учетом сил трения). При спуске компоновка свободно проходит сквозь корпус 1 и отклонитель 9 (до УБТ 3), при этом уплотнительная втулка 35, лежащая до этого на бурильной головке 7, садится в гнездо 37 корпуса 1. В определенном положении при перемещении компоновки первичная обмотка 31 переводника 5 и вторичная обмотка 10 корпуса 1 совпадают по глубине и образуют дистанционный трансформатор. Это положение оборудования используется для питания электронасоса 11, управления фиксатором и контроля работы его выдвижных плашек 14. Подача питающего напряжения на электродвигатель 19 сдвигает гайку 18 вниз и раздвигает рессоры 16 до рабочего положения с опорой при регулируемом усилии на внутреннюю поверхность колонны 34. Усилие рессор 16 на колонну 34, а, следовательно, и необходимая сила трения, блокирующая реактивный момент гидродвигателя 6 регулируется текущим положением гайки 18. Сила трения, развиваемая рессорами 16 в рабочем положении должна быть больше максимального реактивного момента гидродвигателя 6 при бурении, но меньше осевого усилия подачи компоновки вниз или вверх. Расчеты показывают, что при соответствующем редукторе и мощности электродвигателя 19 порядка 0.2 Квт потребуется не более 0.1 м² суммарной опорной поверхности рессор 16 для надежной блокировки реактивного момента гидродвигателя 6 типа Д-43.5/6 с номинальным моментом 70 Нм. Для повышения эффективности работы рессоры 16 могут содержать подпружиненные роликовые ножи 38, надежно удерживающие блокиратор 2 от поворота реактивным моментом при возможности его свободного поступательного перемещения в колонне под действием осевой нагрузки. Благодаря упругости рессор 16 блокиратор 2 может без вращения при работающем гидродвигателе 6 свободно перемешаться в колонне 34 вверх и вниз в пределах большого интервала (100 м и более), в том числе по неровностям и муфтовым соединениям колонны. Возникающие при этом силы трения рессор 16 о колонну 34, а также корпуса компоновки о стенку перфорационного канала и др., компенсируются весом дополнительно введенных УБТ 3. В рабочем положении рессор 16 гайка 18 сближается с ответной полумуфтой 21 (фиг. 2) и может образовывать с ней сцепную управляемую передачу (муфту-тормоз), например, фрикционного типа. Так как полумуфта 21 жестко связана с верхней частью вала 20, то при смещении гайки 18 и включении муфты-тормоза реактивный момент гидродвигателя 6 через рессоры 16 передается на колонну 34. В зависимости от величины тормозного момента муфты-тормоза реактивный момент на колонну 34 может передаваться полностью или частично. В последнем случае большая часть реактивного момента гидродвигателя 6 при углублении (фиг. 3) расходуется на полезное вращение компоновки (с улучшением выноса шлама, доведения осевой нагрузки до бурильной головки 7 и др.), а оставшаяся часть реактивного момента гасится рессорами 16 на колонне 34. Величина тормозного момента муфты-тормоза определяется смещением и усилием прижатия рабочих поверхностей гайки 18 и полумуфты 21 или силой питающего тока (при электромагнитном исполнении муфты-тормоза). Запас сцепления муфты-тормоза позволяет бесступенчато плавно регулировать тормозной момент в пределах, обеспечивающих полную или частичную блокировку реактивного момента гидродвигателя 6 с возможностью поддержания при углублении постоянной скорости вращения компоновки (в пределах 1÷10 об/мин) или замедления ее вращения вплоть до полной остановки.According to the first embodiment, with a sufficient diameter of the well, the device includes a housing 1 (Fig. 1) and an arrangement in the form of a supporting electromechanical blocker 2, weighted drill pipes (UBT) 3, a flexible pipe 4, an adapter 5, a downhole motor, for example, a hydraulic motor 6 and a drill heads 7 (cutters or chisels). The drill head 7 is mounted on the shaft of the spindle section 8 of the hydraulic motor 6. The shaft of the spindle section 8 is curved at a certain angle (not shown) relative to the axis of the hydraulic motor 6, which ensures the drilling of inclined, including horizontal channels. The housing 1 contains a deflector 9 (shown conditionally) and a secondary winding 10 of the remote transformer, electrically connected to the electric pump 11 and the built-in wire 12. The electric pump 11 is connected via an oil channel 13 to a system of retractable dies 14 of an electro-hydraulic lock. If necessary, one electric pump 11 allows you to control several systems of different depths (not shown) of dies 14, which increases the reliability of locking the diverter 9 in the well. The wire 12 integrated in the housing 1 provides electrical communication with pressure and position sensors (not shown) controlling the operation of the dies 14. The blocker 2 contains a built-in wire 15 and sliding elastic springs 16 located in the spline grooves 17 and connected by a screw pair, namely a nut 18 with an electric motor 19. Due to the interaction of the springs 16 with the spline grooves 17, the nut 18 moves forward without increasing rotation when starting the electric motor 19 or down (Fig. 2). In this case, the nut 18 can compress the springs 16 with a load sufficient to block the reactive moment of the hydraulic motor 6 due to the friction forces of the springs 16 against the outer column. The lock 2 also contains a movable connection in the form of a shaft 20 and a brake clutch, for example, in the form of a nut 18 and a response coupling half 21, which allows smoothly regulating the transfer of reactive moment to the external column from zero to a maximum value. The shaft 20 is rigidly connected with the rest of the layout and can rotate with it in the gland assembly 22 under the influence of the reactive moment of the hydraulic motor 6. In the lower part of the shaft 20 there is an inlet flushing hole 23, and in its upper part there is a current collector 24, for example, of a contact type providing electrical connection of the lead wires with the possibility of rotation of the shaft 20 relative to the blocker 2. Built-in blocker 2 wire 15, providing power to power nodes and sensors (probes) ends with a tip 25 at the bottom hour tee blocker. For convenience of connection, the tip 25 is located near the threaded connection of the shaft 20 and the drill collar 3 or opposite the hole 23. The non-load-bearing cable 26 dumped into the assembly is connected to the inductive connector 27 installed in the sub 5 above the hydraulic motor 6 by the mating part 28 and fixed in the tip 25 by the mating part 29. The sub 5 also includes a logging tool 30 with geophysical probes and sensors (not shown) and a primary winding 31 of the remote transformer. A wire 32 is connected to the lower part of the arrangement, connecting the sub 5 with the spindle section 8, in which probes, sensors, and electromechanical units close to the bottom can also be located. For convenience of docking with the wire coming from the spindle section 8, the wire 32 has a connection (not shown) similar to the tip 25, 29 near the threaded connection of the sub 5 and the hydraulic motor 6. The composition and location of the probes (KS, PS, RK, inclinometer, coupler locator and etc.) and sensors (pressure, position, moment, angle of rotation, axial load and rotations of the drill head 7, spring forces 16, electric motor loads 19, etc.) provides the most complete control over the equipment and opening section in real scale time. The casing 1 is lowered into the casing 33 on the pipe suspension 34. The assembly with the rubber sealing sleeve 35 is lowered into the pipe 34 on the load-carrying cable 36. The load-carrying capacity of the cable 36 should correspond to the weight of the whole arrangement, determined mainly by the weight of the UBT 3 and pipe 4 at a given length perforation channel. As a load-carrying cable 36, for example, a KG 3-180-120 cable with sufficient breaking strength (180 kN), as well as good signal and power support, is used. When using a hydraulic motor as a downhole motor, the built-in wires 15, 32 and the discharge wire 26 can be represented by a signal non-load-bearing cable, for example, KGFAEF with a reduced value of mass and dimensions (diameter 2.8 mm; weight 14.8 kg / km; breaking strength 3 kN). In the case of using an electric drill as a downhole motor, wires 15, 26 and 32 should be power, for example, of the type of non-load-carrying cable KTSHE. In the transport position, the nut 18, driven by an electric motor 19 is located at the top, the springs 16 do not interact with the column 34, and the shaft 20, together with the rest of the layout, is not rigidly connected to the blocker 2 and can rotate relative to it (taking into account friction forces). During the descent, the assembly freely passes through the housing 1 and the diverter 9 (to the drill collar 3), while the sealing sleeve 35, which previously lies on the drill head 7, sits in the socket 37 of the housing 1. In a certain position, when the arrangement is moved, the primary winding 31 of the sub 5 and the secondary winding 10 of the housing 1 coincide in depth and form a remote transformer. This position of the equipment is used to power the electric pump 11, control the latch and control the operation of its retractable dies 14. The supply of voltage to the electric motor 19 moves the nut 18 down and pushes the springs 16 to the working position with support with adjustable force on the inner surface of the column 34. Spring force 16 on the column 34, and, consequently, the necessary friction force that blocks the reactive moment of the hydraulic motor 6 is regulated by the current position of the nut 18. The friction force developed by the springs 16 in the working position up to it must be greater than the maximum reactive moment of the hydraulic motor 6 during drilling, but less than the axial force of the layout up or down. Calculations show that with an appropriate gearbox and electric motor 19 of the order of 0.2 kW, no more than 0.1 m ^{2 of the} total supporting surface of the springs 16 will be required to reliably block the reactive moment of the hydraulic motor 6 of type D-43.5 / 6 with a nominal torque of 70 Nm. To increase the operating efficiency of the spring 16 may contain spring-loaded roller knives 38, reliably holding the lock 2 from turning by the reactive moment when it is possible to translate it freely in the column under the action of axial load. Due to the elasticity of the springs 16, the blocker 2 can freely rotate up and down in the column 34 without rotation when the hydraulic motor 6 is operating within a large interval (100 m or more), including irregularities and coupling joints of the column. The resulting friction forces of the springs 16 against the column 34, as well as the body of the assembly against the wall of the perforation channel, etc., are compensated by the weight of the additional UBT 3 introduced. In the working position, the springs 16 connect the nut 18 to the response coupling half 21 (Fig. 2) and can form with it a coupled controlled transmission (clutch-brake), for example, of friction type. Since the coupling half 21 is rigidly connected to the upper part of the shaft 20, when the nut 18 is displaced and the brake clutch is engaged, the reactive moment of the hydraulic motor 6 is transmitted through the springs 16 to the column 34. Depending on the magnitude of the braking moment of the brake clutch, the reactive moment to the column 34 can be transmitted fully or partially. In the latter case, the majority of the reactive moment of the hydraulic motor 6 during deepening (Fig. 3) is spent on the useful rotation of the layout (with improved removal of cuttings, bringing the axial load to the drill head 7, etc.), and the remaining part of the reactive moment is extinguished by springs 16 on the column 34 The magnitude of the braking torque of the clutch-brake is determined by the displacement and the pressing force of the working surfaces of the nut 18 and the coupling half 21 or by the power of the supply current (with the electromagnetic design of the clutch-brake). The clutch-brake clutch reserve allows steplessly smoothly adjusting the braking torque within the limits that provide full or partial blocking of the reactive moment of the hydraulic motor 6 with the possibility of maintaining the assembly at a constant rotation speed (within 1 ÷ 10 rpm) or slowing its rotation down to a complete stop .

По второму варианту при малом диаметре скважины устройство включает оборудование в виде корпуса 1 и компоновки, спускаемое в обсадную колонну 33 (фиг. 4) на шланго-кабельной подвеске 39, например, ТГ-30/65-250-160 с достаточным разрывным усилием (160 кН), а также хорошим сигнальным и силовым обеспечением. Компоновка содержит блокиратор 2, УБТ 3, гибкую трубу 4, переводник 5, отклоняющий гидродвигатель 6 и бурильную головку 7 (фрезу или долото), установленную на валу шпиндельной секции 8 гидродвигателя. Вал шпиндельной секции 8 искривлен под определенным углом относительно оси гидродвигателя 6. Корпус 1 содержит отклонитель 9, вторичную обмотку 10, электрически соединенную с электронасосом 11 и встроенным проводом 12 с датчиками, а также замок 40, например, в виде подпружиненного шара, взаимодействующего с гнездом 41 на внешней поверхности переводника 5. Электронасос 11 через масленый канал 13 связан с выдвижными плашками 14 электрогидравлического фиксатора. Блокиратор 2 содержит встроенный провод 15 и раздвижные упругие рессоры 16, расположенные в шлицевых пазах 17 и связанные винтовой парой, а именно гайкой 18 с электродвигателем 19. При запуске электродвигателя 19 гайка 18 смещается поступательно без вращения и может сжимать рессоры 16 с нагрузкой достаточной для блокировки реактивного момента гидродвигателя 6 за счет сил трения рессор 16 о колонну 33. Блокиратор 2 также содержит подвижное соединение в виде вала 20 и муфты-тормоза, например, в виде гайки 18 и ответной полумуфты 21. Вал 20 жестко связан с остальной компоновкой и может вращаться вместе с ней в опорно-сальниковом узле 22. Для облегчения промывки электромеханический блокиратор 2 содержит обводной промывочный канал 42, гидравлически связывающий шланго-кабельную подвеску 39 через соединительную головку 43 и отверстие 23 с внутренней полостью компоновки. Обводной канал 42 располагается между рессорами 16 и не мешает их работе. Уплотнительные кольца 44, расположенные на валу 20 около отверстия 23 исключают нежелательную утечку жидкости. В верхней части вала 20 расположен токосъемник 24. Встроенный в блокиратор 2 провод 15 оканчивается наконечником 25 в нижней части блокиратора. Сбрасываемый в компоновку негрузонесущий кабель 26 стыкуется на индуктивном соединителе 27, установленном в переводнике 5 ответной частью 28 и закрепляется в наконечнике 25 ответной частью 29. Переводник 5 помимо индуктивного соединителя 27 и посадочного гнезда 41 также содержит каротажный прибор 30 с геофизическими зондами и датчиками и первичную обмотку 31 дистанционного трансформатора. В нижнюю часть компоновки встроен провод 32, связывающий переводник 5 со шпиндельной секцией 8, в которой также могут располагаться приближенные к забою зонды и датчики. Состав и расположение зондов и датчиков обеспечивает максимально полный контроль над оборудованием и разрезом на всех этапах работ в реальном масштабе времени. В транспортном положении бурильная головка 7 располагается внутри устройства, а замок 40 находится в гнезде 41 в закрытом положении и жестко фиксирует корпус 1 на компоновке, предотвращая их взаимное перемещение. При этом первичная обмотка 31 и вторичная обмотка 10 образуют дистанционный трансформатор, гайка 18 находится вверху и рессоры 16 не взаимодействуют с колонной 33. Подача питающего напряжения на электродвигатель 19 сдвигает гайку 18 вниз и раздвигает рессоры 16 до рабочего положения с колонной 33 (фиг. 5), обеспечивая фиксацию блокиратора 2 относительно крутящего момента. При этом гайка 18 приближается, но еще не входит во фрикционное зацепление с полумуфтой 21 и не блокирует возможное вращение компоновки с корпусом 1 относительно блокиратора 2. Это положение устройства используется при промывке для поворота и ориентирования отклонителя 9 реактивным моментом гидродвигателя 6. Для повышения эффективности работы рессоры 16 могут содержать подпружиненные роликовые ножи 38. Благодаря упругости рессор 16 блокиратор 2 вместе с остальной компоновкой может свободно без вращения перемешаться в колонне 33 при работающем гидродвигателе 6 вверх и вниз в пределах большого интервала (100 м и более), в том числе по неровностям и муфтовым соединениям колонны. Возникающие при этом силы трения рессор 16 о колонну 33, корпуса компоновки о стенку перфорационного канала и др. компенсируются весом дополнительно введенных УБТ 3. После стопорения отклонителя 9 плашками 14 и подаче компоновки вниз (или вверх) при определенной нагрузке замок 40 отрывается и обеспечивает свободное перемещение компоновки относительно корпуса 1. Усилие открытия и закрытия замка 40 регулируется упругостью пружины взаимодействующей с шаром. При электромеханическом исполнении открытие и закрытие замка 40 обеспечивается поступлением на него питающего напряжения через обмотки 31,10 дистанционного трансформатора. Открытие (закрытие) замка 40 контролируется соответствующими датчиками (не показано).According to the second embodiment, with a small diameter of the well, the device includes equipment in the form of a housing 1 and an arrangement lowered into the casing 33 (Fig. 4) on a hose-cable suspension 39, for example, TG-30 / 65-250-160 with sufficient breaking strength ( 160 kN), as well as good signal and power support. The arrangement includes a blocker 2, UBT 3, a flexible pipe 4, a sub 5, a deflecting hydraulic motor 6 and a drill head 7 (cutter or chisel) mounted on the shaft of the spindle section 8 of the hydraulic motor. The shaft of the spindle section 8 is bent at a certain angle relative to the axis of the hydraulic motor 6. The housing 1 contains a diverter 9, a secondary winding 10, electrically connected to the electric pump 11 and an integrated wire 12 with sensors, and also a lock 40, for example, in the form of a spring-loaded ball interacting with the socket 41 on the outer surface of the sub 5. The electric pump 11 through the oil channel 13 is connected to the sliding dies 14 of the electro-hydraulic lock. The blocker 2 contains a built-in wire 15 and sliding elastic springs 16 located in the slotted grooves 17 and connected by a screw pair, namely a nut 18 with an electric motor 19. When the electric motor 19 is started, the nut 18 moves forward without rotation and can compress the springs 16 with a load sufficient to block the reactive moment of the hydraulic motor 6 due to the friction forces of the springs 16 about the column 33. The blocker 2 also contains a movable connection in the form of a shaft 20 and a brake clutch, for example, in the form of a nut 18 and a response coupling half 21. The shaft 20 is rigidly connected with cial arrangement and can rotate with it in the supporting-stuffing box 22. To facilitate flushing the electromechanical lock 2 comprises a bypass flushing channel 42 fluidly connecting hose-cable suspension 39 through the connection head 43 and the opening 23 with the interior layout. The bypass channel 42 is located between the springs 16 and does not interfere with their operation. O-rings 44 located on the shaft 20 near the hole 23 eliminate unwanted fluid leakage. A current collector 24 is located in the upper part of the shaft 20. The wire 15 integrated in the blocker 2 terminates in the tip 25 in the lower part of the blocker. The non-load-bearing cable 26 dumped into the assembly is connected to the inductive connector 27 installed in the sub 5 by the mating part 28 and fixed in the tip 25 by the mating part 29. The sub 5 besides the inductive connector 27 and the landing socket 41 also contains a logging tool 30 with geophysical probes and sensors and a primary winding 31 of a remote transformer. A wire 32 is built into the lower part of the arrangement, connecting the sub 5 with the spindle section 8, in which probes and sensors close to the bottom can also be located. The composition and location of the probes and sensors provides the most complete control over the equipment and section at all stages of work in real time. In the transport position, the drill head 7 is located inside the device, and the lock 40 is in the socket 41 in the closed position and rigidly fixes the housing 1 on the layout, preventing their mutual movement. In this case, the primary winding 31 and the secondary winding 10 form a distance transformer, the nut 18 is located at the top and the springs 16 do not interact with the column 33. The supply of voltage to the electric motor 19 moves the nut 18 down and moves the springs 16 to the working position with the column 33 (Fig. 5 ), securing the lock 2 against the torque. In this case, the nut 18 approaches, but does not yet enter into frictional engagement with the coupling half 21 and does not block the possible rotation of the assembly with the housing 1 relative to the lock 2. This position of the device is used during flushing to turn and orient the deflector 9 with the reactive moment of the hydraulic motor 6. To increase work efficiency the springs 16 may contain spring-loaded roller knives 38. Due to the resilience of the springs 16, the lock 2 together with the rest of the arrangement can be freely mixed without rotation in the column 33 while running The hydraulic motor 6 up and down within a large interval (100 m or more), including irregularities and couplings column. The frictional forces arising in this case of the springs 16 against the column 33, the housing of the assembly against the wall of the perforation channel, etc. are compensated by the weight of the additional drill collars introduced 3. After locking the deflector 9 with dies 14 and applying the assembly down (or up) at a certain load, the lock 40 opens and provides free moving the arrangement relative to the housing 1. The force of opening and closing of the lock 40 is controlled by the elasticity of the spring interacting with the ball. When electromechanical design, the opening and closing of the lock 40 is provided by the supply of voltage to it through the windings 31,10 of the remote transformer. The opening (closing) of the lock 40 is controlled by appropriate sensors (not shown).

Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.

По первому варианту в обсадную колонну 33 (фиг. 1) достаточного диаметра спускают оборудование в виде корпуса 1 и компоновки. Спуск оборудования в скважину проводят раздельно - корпус 1, содержащий отклонитель 9, вторичную обмотку 10 трансформатора, электронасос 11, встроенный провод 12 и плашки 14 с датчиками фиксатора спускают на трубной подвеске 34 и размещают на заданной глубине. Компоновку, содержащую гибкую трубу 4, переводник 5, отклоняющий гидродвигатель 6, бурильную головку 7 и добавленную в нижней части уплотнительной втулкой 35, а в верхней части - УБТ 3 и блокиратором 2 спускают в трубу 34 на грузонесущей кабельной подвеске 36. При спуске компоновки и корпуса 1 организуют проводную линию связи путем встраивания и сбрасывания в оборудование по всей длине отрезков негрузонесущего кабеля - проводов 12, 15, 26, 32. Необходимую стыковку между собой встраиваемых и сбрасываемых проводов осуществляют по мере спуска оборудования на индуктивном соединителе 27 установленном в переводнике 5 над гидродвигателем 6, а также наконечнике 25 установленном в нижней части блокиратора 2. На устье сборку (спуск) компоновки проводят в следующей последовательности - бурильная головка 7 с уплотнительной втулкой 35, затем гидродвигатель 6 с датчиками и зондами в его шпиндельной секции 8. Далее подсоединяют переводник 5 с индуктивным соединителем 27, каротажным прибором 30, датчиками и зондами, первичной обмоткой 31 трансформатора и встроенным проводом 32, а затем - гибкую трубу 4 и УБТ 3. Внутрь УБТ 3 и гибкой трубы 4 сбрасывают провод 26, стыкуют его на индуктивном соединителе 27 и наконечнике 25 через соответствующие ответные части 28, 29. Затем на подвеске 36 подсоединяют блокиратор 2 с встроенным проводом 15 и вращающимся токосъемником 24. Включают электропитание скважинного оборудования по организованной проводной линии, проверяют работу всех узлов, зондов и датчиков и продолжают спуск компоновки на кабельной подвеске 36 с измерением необходимых параметров. В этом транспортном положении гайка 18 блокиратора 2 находится вверху и рессоры 16 не взаимодействуют с колонной 34. При спуске по мере входа компоновки в корпус 1 уплотнительная втулка 35 садится в гнездо 37. Контролируя показания соответствующих датчиков, совмещают обмотки 10, 31 по глубине и организуют дистанционный трансформатор. Спуск компоновки прекращают. Подают питающее напряжение на электродвигатель 19, сдвигают гайку 18 вниз и переводят рессоры 16 в рабочее положение с достаточной силовой опорой на колонну 34 (фиг. 2), исключающей вращение блокиратора 2 и обеспечивающей блокировку рабочего реактивного момента гидродвигателя 6. При этом гайка 18 в нижнем своем положении входит во фрикционное зацепление с полумуфтой 21, включает муфту-тормоз и также блокирует возможное вращение компоновки относительно корпуса 1. Положение муфты-тормоза, а также рессор 16 и их взаимодействие с колонной 34 контролируют соответствующими датчиками. Вращением колонны 34 с устья ориентируют отклонитель 9 в заданном направлении с использованием инклинометра каротажного прибора 30 расположенного в компоновке. В момент достижения отклонителем 9 заданного направления подают электропитание на обмотки 31, 10 и электронасосом 11, создают рабочее давление в подводящем канале 13, выдвигают плашки 14 (фиг. 3) и надежно стопорят отклоните ль 9 в точно заданном направлении. Работу электронасоса 11 и плашек 14 контролируют соответствующими датчиками. Герметизируют устье (не показано) с возможностью бурения в режиме депрессии и включают промывку скважины облегченной рабочей жидкостью с запуском гидродвигателя 6. Жидкость, закачиваемая в колонну труб 34, под воздействием уплотнительной втулки 35 направляется через отверстие 23 вала 20, УБТ 3, гибкую трубу 4, переводник 5, гидродвигатель 6, бурильную головку 7 и далее через отклонитель 9 и межтрубное пространство возвращается на устье. При запуске гидродвигателя 6 его реактивный момент остается заблокированным включенной муфтой-тормозом (гайкой 18 и полумуфтой 21) и полностью передается на внешнюю колонну, где там он уже блокируется силой трения рессор 16 о колонну 34. Подают в скважину на подвеске 36 компоновку и создают осевую нагрузку на вращающуюся гидродвигателем 6 бурильную головку 7 за счет веса УБТ 3 и гидравлического усилия на компоновке. Благодаря запасу сцепления муфты-тормоза и достаточной силы трения рессор 16 о колонну 34, компоновка не вращается рабочим реактивным моментом гидродвигателя 6, а поступательно перемещается вниз. Перемещают подвеску 36 и углубляются в заданном азимутальном направлении сквозь обсадную колонну 33, цементный камень и прискважинную зону на несколько метров без вращения компоновки. Набрав заданное направление углубления, дальнейшее бурение перфорационного канала проводят уже с полезным вращением компоновки реактивным моментом гидродвигателя 6. Для этого используя электродвигатель 19, уменьшают усилие прижатия гайки 18 и полумуфты 21 и за счет их взаимного смещения выключают (растормаживают) муфту-тормоз. Рабочий реактивный момент гидродвигателя 6 до этого полностью передаваемый на колонну 34 теперь начинает расходоваться на вращение компоновки при углублении канала с заданной осевой нагрузкой, а оставшаяся часть момента гасится рессорами 16 на внешней колонне. При углублении регулируют в автоматическом режиме тормозной момент муфты-тормоза в соответствии с текущими измеряемыми значениями осевой нагрузки и крутящего момента на бурильной головке 7 и обеспечивают бурение канала в заданном направлении с оптимальным вращением компоновки. Бурение перфорационного канала проводят на длину гибкой трубы 4 (до входа УБТ 3 в корпус 1) в режиме депрессии, поддерживаемой за счет выбора соответствующей плотности промывочной жидкости. На всех этапах вскрытия среды осуществляют максимально полный призабойный геофизический и технологический контроль с использованием высокоскоростного канала связи на основе кабельной подвески 36, встроенных проводов 12, 15, 32, сбросного провода 26 и токосъемника 24. Изменение направления углубления, например, по данным активной навигации проводят по проводной линии путем временной блокировки электродвигателем 19 подвижного соединения блокиратора 2 в момент расположения вращающейся компоновки в требуемом азимутальном направлении. Для этого, не изменяя режим бурения (осевую нагрузку и производительность насоса) подают управляющее напряжение на электродвигатель 19, плавно притормаживают муфту-тормоз за счет усиления прижатия гайки 18 и полумуфты 21 и замедляют вращение компоновки. В момент достижения компоновкой при вращении необходимого угла поворота, что контролируется инклинометром прибора 30 или инклинометром шпиндельной секции 8 включают муфту-тормоз, блокируют вращение компоновки в заданной плоскости искривления и углубляются на несколько метров в новом направлении. Убедившись в правильности нового курса, выключают муфту-тормоз и продолжают бурение канала снова с оптимальным вращением компоновки в максимально благоприятных геологических условиях по заданной траектории. Проработку канала также проводят с вращением компоновки реактивным моментом при холостом ходе гидродвигателя 6. В любой момент вскрытия среды, как только среагируют соответствующие датчики, может быть проведена оперативная смена фрезы на долото или износившейся бурильной головки 7 с использованием кабельной подвески 36 (без СПО труб). После создания первого перфорационного канала компоновку на подвеске 36 поднимают в корпус 1 до совмещения по глубине обмоток 10, 31 дистанционного трансформатора. Через обмотки 10, 31 подают управляющее электропитание на электронасос 11, задвигают плашки 14, переводят устройство в транспортное положение и создают следующий канал в аналогичной последовательности. При необходимости изменяют глубину спуска отклонителя 9 на трубной подвеске 34 и создают систему перфорационных каналов на депрессии по заданной траектории. По завершении многоствольного бурения каналов скважинное оборудование поднимают в следующей последовательности. Сначала поднимают компоновку в транспортном положении на кабельной подвеске 36, затем - корпус 1 на трубной подвеске 34. На устье разборку (подъем) компоновки проводят в обратной последовательности, используемой при спуске. В сильнонаклонных (горизонтальных) обсаженных скважинах возможно использование дополнительного гидравлического усилия в виде поршня, встроенного в компоновку для улучшения условий ее продвижения и доведения осевой нагрузки на бурильную головку 7.According to the first embodiment, the equipment in the form of a housing 1 and an arrangement is lowered into a casing 33 (Fig. 1) of sufficient diameter. The descent of the equipment into the well is carried out separately - the housing 1 containing the diverter 9, the secondary winding 10 of the transformer, the electric pump 11, the built-in wire 12 and the dies 14 with the detent sensors are lowered onto the pipe suspension 34 and placed at a predetermined depth. An arrangement comprising a flexible pipe 4, a sub 5, a deflecting hydraulic motor 6, a drill head 7 and added at the bottom with a sealing sleeve 35, and in the upper part - a drill collar 3 and a blocker 2 are lowered into the pipe 34 on a load-carrying cable suspension 36. When lowering the assembly and buildings 1 organize a wired communication line by embedding and dropping into the equipment along the entire length of the segments of non-load-bearing cable - wires 12, 15, 26, 32. The necessary docking between built-in and discharge wires is carried out as the descent is equipped I am on the inductive connector 27 installed in the sub 5 above the hydraulic motor 6, as well as the tip 25 installed in the lower part of the blocker 2. At the mouth, the assembly (descent) of the assembly is carried out in the following sequence - the drill head 7 with the sealing sleeve 35, then the hydraulic motor 6 with sensors and probes in its spindle section 8. Next, connect a sub 5 with an inductive connector 27, a logging tool 30, sensors and probes, a transformer primary 31 and a built-in wire 32, and then a flexible pipe 4 and UBT 3. Ext. three UBT 3 and flexible pipe 4 drop the wire 26, join it on the inductive connector 27 and tip 25 through the corresponding mating parts 28, 29. Then, on the suspension 36, a blocker 2 with an integrated wire 15 and a rotating current collector 24 is connected. The downhole equipment is powered on according to the organized wire line, check the operation of all nodes, probes and sensors and continue the descent of the layout on the cable suspension 36 with the measurement of the necessary parameters. In this transport position, the nut 18 of the blocker 2 is at the top and the springs 16 do not interact with the column 34. When descent as the layout enters the housing 1, the sealing sleeve 35 sits in the socket 37. Monitoring the readings of the corresponding sensors, combine the windings 10, 31 in depth and organize remote transformer. The descent of the layout is stopped. The supply voltage is applied to the electric motor 19, the nut 18 is moved down and the springs 16 are moved to the working position with sufficient power support on the column 34 (Fig. 2), which excludes the rotation of the blocker 2 and ensures that the working torque of the hydraulic motor 6 is blocked. In this case, the nut 18 is in the lower its position is in frictional engagement with the coupling half 21, includes a brake clutch and also blocks the possible rotation of the layout relative to the housing 1. The position of the brake clutch, as well as the springs 16 and their interaction with the column 34 control by suitable sensors. By rotating the column 34 from the well, the diverter 9 is oriented in a given direction using the inclinometer of the logging tool 30 located in the layout. At the moment the diverter 9 reaches the predetermined direction, power is supplied to the windings 31, 10 and the electric pump 11, the operating pressure is created in the inlet channel 13, the dies 14 are pulled out (Fig. 3), and the deflector 9 is reliably locked, deflect 9 in the exact specified direction. The operation of the electric pump 11 and the dies 14 is controlled by appropriate sensors. The mouth is sealed (not shown) with the possibility of drilling in the depressed mode and includes flushing the well with lightweight working fluid with the start of the hydraulic motor 6. The fluid pumped into the pipe string 34, under the influence of the sealing sleeve 35, is directed through the hole 23 of the shaft 20, UBT 3, flexible pipe 4 , sub 5, hydraulic motor 6, drill head 7 and then through the diverter 9 and the annulus returns to the mouth. When the hydraulic motor 6 is started, its reactive moment remains blocked by the engaged brake clutch (nut 18 and half-coupling 21) and is completely transmitted to the external column, where it is already blocked by the friction force of the springs 16 against the column 34. The arrangement is fed into the well on the suspension 36 and axial the load on the rotary hydraulic motor 6 drill head 7 due to the weight of the drill collar 3 and hydraulic forces on the layout. Due to the margin of clutch-brake clutch and sufficient friction force of the springs 16 about the column 34, the layout does not rotate by the working reactive moment of the hydraulic motor 6, but progressively moves down. The suspension 36 is moved and deepened in a given azimuthal direction through the casing 33, cement stone and the borehole zone for several meters without rotation of the layout. Having set a predetermined direction of the recess, further drilling of the perforation channel is already carried out with a useful rotation of the assembly with the reactive moment of the hydraulic motor 6. To do this, using the electric motor 19, the pressing force of the nut 18 and the coupling half 21 is reduced and, due to their mutual displacement, the clutch-brake is turned off (braked). The working reactive moment of the hydraulic motor 6, before which is completely transmitted to the column 34, now begins to be spent on rotating the arrangement when the channel is deepened with a given axial load, and the remaining part of the moment is extinguished by the springs 16 on the external column. When deepening, they automatically adjust the braking torque of the clutch-brake in accordance with the current measured values of the axial load and torque on the drill head 7 and provide channel drilling in a given direction with optimal rotation of the layout. Drilling the perforation channel is carried out to the length of the flexible pipe 4 (before the entrance of the drill collar 3 into the housing 1) in the depression mode, supported by choosing the appropriate density of the flushing fluid. At all stages of opening the medium, the most complete bottom-hole geophysical and technological control is carried out using a high-speed communication channel based on cable suspension 36, integrated wires 12, 15, 32, discharge wire 26 and current collector 24. Change the direction of the recess, for example, according to active navigation, along the wire line by temporarily blocking by the electric motor 19 the movable connection of the blocker 2 at the time of the location of the rotating assembly in the required azimuthal direction. To do this, without changing the drilling mode (axial load and pump capacity), a control voltage is applied to the electric motor 19, the brake-clutch is braked smoothly by increasing the pressure of the nut 18 and the coupling half 21 and the assembly is slowed down. When the layout reaches the required rotation angle, which is controlled by the inclinometer of the device 30 or the inclinometer of the spindle section 8, the brake clutch is turned on, the layout is blocked from rotating in the given curvature plane and deepened by several meters in a new direction. Having ascertained the correctness of the new course, they turn off the brake clutch and continue drilling the channel again with optimal rotation of the layout in the most favorable geological conditions along a given path. The channel is also being worked out with rotation of the assembly with a reactive moment at idle of the hydraulic motor 6. At any moment of opening the medium, as soon as the corresponding sensors react, the cutter can be quickly changed to a bit or a worn drill head 7 using cable suspension 36 (without STR pipe) . After creating the first perforation channel, the arrangement on the suspension 36 is lifted into the housing 1 until the depth transformer windings 10, 31 are aligned in depth. Through the windings 10, 31, the control power is supplied to the electric pump 11, the dies 14 are pushed, the device is put into transport position and the next channel is created in the same sequence. If necessary, change the descent depth of the deflector 9 on the pipe suspension 34 and create a system of perforation channels in the depression along a predetermined path. At the end of multilateral drilling of channels, downhole equipment is lifted in the following sequence. First, the layout is raised in the transport position on the cable suspension 36, then the housing 1 on the pipe suspension 34. At the mouth, the assembly is disassembled (hoisted) in the reverse sequence used during the descent. In strongly deviated (horizontal) cased wells, it is possible to use additional hydraulic force in the form of a piston integrated in the arrangement to improve the conditions for its advancement and to bring the axial load on the drill head 7.

По второму варианту в обсадную колонну 33 (фиг. 4) малого диаметра спускают на грузонесущей шланго-кабельной подвеске 39 корпус 1 и компоновку на заданную глубину. При спуске бурильная головка 7 располагается внутри оборудования, замок 40 закрыт и жестко фиксирует корпус 1 на компоновке, первичная 31 и вторичная 10 обмотки образуют дистанционный трансформатор, а рессоры 16 находятся в транспортном положении и не взаимодействуют с колонной 33. При спуске компоновки по всей ее длине и корпуса 1 организуют проводную линию связи путем встраивания и сбрасывания в оборудование отрезков негрузонесущего кабеля - проводов 12, 15, 26, 32. Необходимую стыковку между собой встраиваемых и сбрасываемых проводов осуществляют по мере спуска оборудования на индуктивном соединителе 27 установленном в переводнике 5, а также наконечнике 25 установленном в нижней части блокиратора 2. На устье сборку (спуск) оборудования проводят в следующей последовательности - бурильная головка 7, затем гидродвигатель 6 с датчиками и зондами в его шпиндельной секции 8. Подсоединяют переводник 5 с индуктивным соединителем 27, каротажным прибором 30, датчиками и зондами, первичной обмоткой 31 и встроенным проводом 32. На переводник 5 надевают корпус 1 с попаданием замка 40 в гнездо 41 и подсоединяют гибкую трубу 4 и УБТ 3. Внутрь УБТ 3 и трубы 4 сбрасывают провод 26, стыкуют его на индуктивном соединителе 27 и наконечнике 25 через соответствующие ответные части 28, 29. Подсоединяют на шланго-кабельной подвеске 39 блокиратор 2 с встроенным проводом 15 и вращающимся токосъемником 24. Включают электропитание оборудования по организованной проводной линии, проверяют работу всех узлов, зондов и датчиков и продолжают спуск компоновки на подвеске 39 с измерением необходимых параметров. По достижении заданной глубины спуск оборудования прекращают. Герметизируют устье с возможностью бурения в режиме депрессии и включают промывку скважины облегченной рабочей жидкостью с запуском гидродвигателя 6. Жидкость, закачиваемая в шланго-кабельную подвеску 39, направляется через соединительную головку 43, обводной канал 42 и отверстие 23 во внутреннюю полость компоновки и далее через отклонитель 9 и межтрубное пространство возвращается на устье. Подают питающее напряжение на электродвигатель 19, сдвигают гайку 18 вниз и раздвигают рессоры 16 до рабочего положения с колонной 33 (фиг. 5), исключающего вращение блокиратора 2 реактивным моментом гидродвигателя 6. При этом гайка 18 приближается, но еще не входит во фрикционное зацепление с полумуфтой 21 и не блокирует возможное вращение компоновки с корпусом 1 относительно блокиратора 2. Положение муфты-тормоза, а также рессор 16 и их взаимодействие с колонной 33 контролируют соответствующими датчиками. При запуске гидродвигателя 6 его реактивный момент не передается на колонну 33 (муфта-тормоз выключена), а начинает вращать компоновку с корпусом 1 и отклонителем 9 относительно блокиратора 2. Ориентируют отклонитель 9 в заданном направлении за счет контролируемого вращения реактивным моментом гидродвигателя 6 компоновки вместе с корпусом 1 при закрытом замке 40 и разблокированном положении вала 20 блокиратора 2. Для этого подают управляющее напряжение на электродвигатель 19, притормаживают муфту-тормоз за счет смещения и прижатия гайки 18 и полумуфты 21 и замедляют вращение компоновки. В момент достижения компоновкой при вращении необходимого угла поворота, что контролируется инклинометром прибора 30, включают муфту-тормоз и блокируют вращение компоновки с отклонителем 9 в заданной плоскости искривления. Убедившись в правильности ориентирования отклонителя 9 и компоновки, подают электропитание через обмотки 31, 10 на электронасос 11, создают рабочее давление в подводящем канале 13, выдвигают плашки 14 (фиг. 6) и надежно стопорят отклонитель 9 в точно заданном направлении. Подают компоновку вниз на подвеске 39, отрывают замок 40 и обеспечивают свободное перемещение компоновки без вращения относительно корпуса 1. Доводят вращающуюся гидродвигателем 6 бурильную головку 7 до колонны 33 и создают на нее осевую нагрузку за счет веса УБТ 3 и гидравлического усилия на компоновке. Благодаря запасу сцепления муфты-тормоза и достаточной силы трения рессор 16 о колонну 33, компоновка не вращается рабочим реактивным моментом гидродвигателя 6, а углубляется в заданном азимутальном направлении сквозь обсадную колонну 33, цементный камень и прискважинную зону пласта. Углубление компоновки без вращения проводят на несколько метров, затем также как и в первом варианте выключают муфту-тормоз и переходят на бурение канала в заданном направлении с полезным вращением компоновки. Бурение перфорационного канала проводят на длину гибкой трубы 4 в режиме депрессии, поддерживаемой за счет выбора соответствующей плотности промывочной жидкости. На всех этапах вскрытия среды осуществляют максимально полный призабойный геофизический и технологический контроль с использованием высокоскоростного канала связи на основе шланго-кабельной подвески 39, встроенных проводов 12, 15, 32, сбросного провода 26 и токосъемника 24. Изменение направления углубления, например, по данным активной навигации проводят также как и в первом варианте. В любой момент вскрытия среды, как только среагируют соответствующие датчики, может быть проведена оперативная СПО компоновки на шланго-кабельной подвеске 39 для смены фрезы на долото или износившейся бурильной головки 7 (с оставлением корпуса 1 в застопоренном положении в колонне 33 при выдвинутых плашках 14). После создания первого перфорационного канала компоновку на подвеске 39 поднимают в корпус 1 до совмещения по глубине обмоток 10, 31 дистанционного трансформатора и закрытия замка 40. Через обмотки 10, 31 подают управляющее электропитание на электронасос 11, задвигают плашки 14 и создают следующий канал в аналогичной последовательности. При необходимости изменяют глубину спуска отклонителя 9 на шланго-кабельной подвеске 39 и создают систему перфорационных каналов на депрессии по заданной траектории. По завершении многоствольного бурения каналов скважинное оборудование переводят в транспортное положение и поднимают на подвеске 39. На устье разборку (подъем) оборудования проводят в обратной последовательности, используемой при спуске.According to the second variant, the casing 1 is lowered into the casing 33 (Fig. 4) of small diameter on the load-carrying hose-cable suspension 39 and the arrangement to a predetermined depth. During the descent, the drill head 7 is located inside the equipment, the lock 40 is closed and rigidly fixes the housing 1 on the layout, the primary 31 and secondary 10 windings form a distance transformer, and the springs 16 are in the transport position and do not interact with the string 33. During the descent, the entire assembly the length and the housing 1 organize a wired communication line by embedding and dropping into the equipment pieces of non-load-bearing cable - wires 12, 15, 26, 32. The necessary docking between the built-in and dropping wires is carried out t as the equipment is lowered on the inductive connector 27 installed in the sub 5 and also the tip 25 installed in the lower part of the blocker 2. At the mouth, the assembly (lowering) of the equipment is carried out in the following sequence - the drill head 7, then the hydraulic motor 6 with sensors and probes in it spindle section 8. Connect a sub 5 with an inductive connector 27, a logging tool 30, sensors and probes, a primary winding 31 and a built-in wire 32. On the sub 5 put on the housing 1 with a lock 40 in socket 41 and the connection weaken the flexible pipe 4 and UBT 3. Inside the UBT 3 and pipes 4, drop the wire 26, join it on the inductive connector 27 and the tip 25 through the corresponding mating parts 28, 29. Connect the blocker 2 with the built-in wire 15 and rotating on the hose-cable suspension 39 current collector 24. Turn on the power supply of the equipment on an organized wire line, check the operation of all nodes, probes and sensors and continue the descent of the assembly on the suspension 39 with the measurement of the necessary parameters. Upon reaching the specified depth, the descent of the equipment is stopped. The mouth is sealed with the possibility of drilling in the depressed mode and includes flushing the well with lightweight working fluid with the start of the hydraulic motor 6. The fluid pumped into the hose-cable suspension 39 is guided through the connecting head 43, the bypass channel 42 and the hole 23 into the internal cavity of the assembly and then through the diverter 9 and annulus is returned to the mouth. The supply voltage is applied to the electric motor 19, the nut 18 is moved down and the springs 16 are moved apart to the working position with the column 33 (Fig. 5), which excludes the rotation of the blocker 2 by the reactive moment of the hydraulic motor 6. In this case, the nut 18 approaches, but is not yet in friction engagement with the coupling half 21 and does not block the possible rotation of the arrangement with the housing 1 relative to the blocker 2. The position of the brake clutch, as well as the springs 16 and their interaction with the column 33 are controlled by the corresponding sensors. When starting the hydraulic motor 6, its reactive moment is not transmitted to the column 33 (clutch-brake is turned off), but starts to rotate the layout with the housing 1 and the diverter 9 relative to the blocker 2. The diverter 9 is oriented in a given direction due to the controlled rotation of the reactive moment of the hydraulic motor 6 of the arrangement together with case 1 with the closed lock 40 and the unlocked position of the shaft 20 of the lock 2. For this, a control voltage is applied to the electric motor 19, the brake-clutch is braked by displacing and pressing the nut 18 and 21 umufty layout and slow rotation. At the moment when the layout reaches the required angle of rotation, which is controlled by the inclinometer of the device 30, the clutch-brake is turned on and the rotation of the layout with the deflector 9 is blocked in a given curvature plane. After verifying the correct orientation of the diverter 9 and the layout, power is supplied through the windings 31, 10 to the electric pump 11, create a working pressure in the inlet channel 13, push the dies 14 (Fig. 6) and securely lock the diverter 9 in a precisely specified direction. The arrangement is fed down on the suspension 39, the lock 40 is opened and the assembly is freely moved without rotation relative to the housing 1. The drill head 7 is rotated by a hydraulic motor 6 to the column 33 and creates an axial load on it due to the weight of the UBT 3 and hydraulic force on the arrangement. Due to the clutch-brake clutch margin and the sufficient friction force of the springs 16 about the column 33, the arrangement does not rotate with the working reactive moment of the hydraulic motor 6, but deepens in a given azimuthal direction through the casing 33, cement stone and the borehole formation zone. Deepening the layout without rotation is carried out by several meters, then, as in the first embodiment, the clutch-brake is turned off and they switch to drilling the channel in a given direction with useful rotation of the layout. Drilling the perforation channel is carried out for the length of the flexible pipe 4 in the depression mode, supported by choosing the appropriate density of the flushing fluid. At all stages of opening the medium, the most complete bottom-hole geophysical and technological control is carried out using a high-speed communication channel based on a hose-cable suspension 39, built-in wires 12, 15, 32, waste wire 26 and current collector 24. Change the direction of the recess, for example, according to active Navigation is carried out as in the first embodiment. At any moment of opening the medium, as soon as the corresponding sensors react, an operative STR for the assembly on the hose-cable suspension 39 can be carried out to change the cutter to a bit or a worn drill head 7 (leaving the housing 1 in the locked position in the string 33 with the dies extended 14) . After creating the first perforation channel, the assembly on the suspension 39 is lifted into the housing 1 until the depth of the windings 10, 31 of the remote transformer is aligned and the lock 40 is closed. Through the windings 10, 31, a control power supply is supplied to the electric pump 11, the dies 14 are pushed and the next channel is created in the same sequence . If necessary, change the descent depth of the deflector 9 on the hose-cable suspension 39 and create a system of perforation channels in the depression along a predetermined path. At the end of multilateral drilling of channels, the downhole equipment is transferred to the transport position and raised on the suspension 39. At the mouth, disassembly (lifting) of the equipment is carried out in the reverse sequence used during the descent.

Предлагаемый способ позволяет проще и оперативнее проводить вскрытие продуктивного пласта на депрессии системой перфорационных каналов заданной траектории с максимально полным контролем в реальном масштабе времени. Экономическая эффективность способа достигается за счет сокращения средств на освоение трудно извлекаемых запасов, а также увеличения суммарной добычи углеводородов.The proposed method makes it easier and more efficient to open a productive formation in a depression with a system of perforation channels of a given trajectory with the most complete control in real time. The economic efficiency of the method is achieved by reducing funds for the development of hard-to-recover reserves, as well as increasing the total production of hydrocarbons.

Библиографические данные источников информации, используемых при составлении описания изобретенияBibliographic data of information sources used in the preparation of the description of the invention

1. Способ глубокой перфорации обсаженных скважин. Патент РФ №2190089, МПК Е21В 43/112, 27.09.2002.1. The method of deep perforation of cased wells. RF patent №2190089, IPC Е21В 43/112, 09/27/2002.

2. Патент US №5413184, МПК Е21В 7/08, 09.05.1995.2. US patent No. 5413184, IPC EV21/08, 05/09/1995.

3. Техника и технология создания сверхглубоких перфорационных каналов. Шамов Н.А., Лягов А.В., Пантелеев Д.В. и др. Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело", 2012, №2 (прототип).3. Technique and technology for creating ultra-deep perforation channels. Shamov N.A., Lyagov A.V., Panteleev D.V. et al. Electronic scientific journal "Oil and Gas Business", 2012, No. 2 (prototype).

Claims

A method of creating perforation channels in a cased hole based on the use of a pipe-cable or hose-cable suspension and including descent to a predetermined depth of equipment in the form of a body with a diverter and a retainer and layout in the form of a flexible pipe deflecting the downhole motor and the drill head - cutter or chisel , measuring bottom-hole parameters in real time using sensors and geophysical probes, orienting the diverter in a given azimuthal direction and locking it in the well with by means of a retainer, sealing the wellhead, flushing the well with lightweight working fluid with starting the downhole motor, blocking the reactive moment of the downhole motor, feeding the assembly to the well on the suspension, creating an axial load on the drill head due to the weight of the pipes and hydraulic forces on the assembly, opening the casing wall , cement stone and perforation channel during depression on the formation, supported by the choice of the appropriate density of the washing fluid, changing the direction of deepening of the component ki and drilling a curved perforation channel along a predetermined trajectory, periodically carrying out tripping and assembly operations and changing the cutter to a bit or a worn drill head, characterized in that in order to increase the efficiency of the method in difficult geological and technological conditions by improving the controllability and controllability of downhole equipment during the descent of the equipment along the entire length of the layout and the housing, a wire communication line is organized by embedding and dropping cable lengths into the equipment and their connections to each other on a remote inductive connector installed in the sub above the downhole motor, as well as a tip installed in the lower part of the inserted electromechanical support blocker, and in the case of using a pipe-cable suspension, the body with the diverter and the electro-hydraulic type clamp are lowered onto the pipe string, and the arrangement added in the lower part by the sealing sleeve, and in the upper part by weighted drill pipes installed between the flexible pipe and the blocker, lowered on a cable suspension, while after orienting from the mouth of the deflector in a given azimuthal direction, it is controlled by locking with a latch controlled by an electric pump of the housing along the wire line through a temporarily organized distance transformer, and when the downhole motor starts, its reactive moment is blocked due to the friction force of the elastic springs about the column, made with adjustable support on the wall of the external column and brought into working position by the electric motor of the blocker, while the perforation channel is carried out with the assembly rotating by the reactive moment of the downhole motor with partial unlocking by the electric motor of the lock of its movable connection, equipped in the upper part with a brake clutch and a rotating current collector, and the direction of the recess of the layout is carried out along a wire line, for example, by temporary blocking by the electric motor of the lock of its movable connections at the time of the location of the rotating arrangement in a given azimuthal direction, and in the case of using For hose-cable suspension, the introduced blocker is carried out with a bypass flushing channel and lowered together with the housing, which is provided with a lock, for example, in the form of a spring-loaded ball interacting with the outer surface of the sub, and in this case, the orientation of the deflector is carried out by controlled rotation of the assembly and the housing with a reactive moment downhole motor with a closed lock and temporary unlocking of the movable connection of the blocker.