RU2774882C1 - Deflector assembly of a multilateral borehole, method for forming a multilateral borehole and multilateral borehole - Google Patents

Deflector assembly of a multilateral borehole, method for forming a multilateral borehole and multilateral borehole Download PDF

Info

Publication number
RU2774882C1
RU2774882C1 RU2021116832A RU2021116832A RU2774882C1 RU 2774882 C1 RU2774882 C1 RU 2774882C1 RU 2021116832 A RU2021116832 A RU 2021116832A RU 2021116832 A RU2021116832 A RU 2021116832A RU 2774882 C1 RU2774882 C1 RU 2774882C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
wellbore
tubular part
diameter
deflector
uphole
Prior art date
Application number
RU2021116832A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Майкл Вернер КУЛМАН
Original Assignee
Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. filed Critical Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Application granted granted Critical
Publication of RU2774882C1 publication Critical patent/RU2774882C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: mining.
SUBSTANCE: group of inventions relates to a deflector assembly of a multilateral borehole, a method for forming a multilateral borehole, and to a multilateral borehole. Deflector assembly of a multilateral borehole comprises a tubular element, part of a polished receiving socket, an outlet window, and an inclined deflector. The tubular element is comprised of a tubular part of the lateral wellbore located higher in the wellbore and a tubular part of the main wellbore located lower in the wellbore. The inner diameter (IDU) of the tubular part of the lateral wellbore located higher in the wellbore is larger than the inner diameter (IDD) of the tubular part of the main wellbore located lower in the wellbore. The part of the polished receiving socket is located between the tubular part of the lateral wellbore and the tubular part of the main wellbore located lower in the wellbore. The polished receiving socket is made configured to tightly seal the downhole tool passing through the inner diameter (IDU) of the tubular part of the lateral wellbore located higher in the wellbore, and in the direction towards the tubular part of the main wellbore. The outlet window is located in the side wall of the tubular part of the lateral wellbore located higher in the wellbore. The inclined deflector is located inside the tubular part of the lateral wellbore located higher on the wellbore in the immediate vicinity of the outlet window, inclined towards said window. The inclined deflector additionally comprises a through channel with a diameter (DTB), connecting the tubular part of the lateral wellbore located higher in the wellbore and the tubular part of the main wellbore located lower in the wellbore. The through channel forms the edge of the inclined deflector in order to ensure the passage of the first downhole tool, with a diameter (D1) less than the diameter (DTB), through the inclined deflector towards the tubular part of the main wellbore located lower in the wellbore and to divert the second downhole tool, with a diameter (D2) larger than the diameter (DTB), towards the outlet window.
EFFECT: provided suitable surface for sealing with a downhole tool deployed inside the deflector assembly.
14 cl, 16 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[1] Настоящая заявка испрашивает приоритет заявки на патент США № 16/781,737, поданной 4 февраля 2020 г., озаглавленной «DEFLECTOR ASSEMBLY AND METHOD FOR FORMING A MULTILATERAL WELL», которая испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США № 62/802,882, поданной 8 февраля 2019 г., озаглавленной «PRE-MILLED WHIPSTOCKLESS EXIT AND DEFLECTOR WINDOW AND METHOD», в настоящее время находящейся на рассмотрении и полностью включенной в данный документ посредством ссылки.[1] This application claims priority of U.S. Patent Application No. 16/781,737, filed Feb. 4, 2020, entitled "DEFLECTOR ASSEMBLY AND METHOD FOR FORMING A MULTILATERAL WELL", which claims priority of U.S. Provisional Application No. 62/802,882, filed February 8, 2019 entitled "PRE-MILLED WHIPSTOCKLESS EXIT AND DEFLECTOR WINDOW AND METHOD", currently under review and incorporated herein by reference in its entirety.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION

[2] Нестандартные месторождения являются очень конкурентными. Наблюдается тенденция использования на таких месторождениях более длинных горизонтальных скважин для увеличения контакта с коллектором. В случае многоствольных скважин предлагается альтернативный подход для максимального увеличения контакта с коллектором. Многоствольные скважины содержат один или более боковых стволов скважины, отходящих от основного ствола скважины. Боковой ствол скважины представляет собой ствол скважины, который отклоняется от основного ствола скважины.[2] Non-standard deposits are very competitive. There is a trend in such fields to use longer horizontal wells to increase contact with the reservoir. In the case of multilateral wells, an alternative approach is proposed to maximize contact with the reservoir. Multilateral wells include one or more lateral wellbores extending from the main wellbore. A lateral wellbore is a wellbore that deviates from the main wellbore.

[3] Многоствольная скважина может содержать одно или более окон или выходов из обсадной колонны, чтобы обеспечить образование соответствующих боковых стволов скважины. Окно или выходы из обсадной колонны для многоствольных скважин обычно образуют путем размещения одного или более монолитных узлов скважинного отклонителя в обсадной колонне с использованием инструмента для спуска в требуемых местоположениях в основном стволе скважины. Монолитные узлы скважинного отклонителя можно использовать для отклонения фрезера для прорезания окна в обсадной колонне относительно обсадной колонны. Отклоненный фрезер для прорезания окна в обсадной колонне проникает в часть соединения обсадных труб с образованием окна или выхода из обсадной колонны в обсадной колонне, а затем его извлекают из ствола скважины. Буровые компоновки могут быть впоследствии введены через выход из обсадной колонны для прорезания бокового ствола скважины, гидроразрыва бокового ствола скважины и/или технического обслуживания бокового ствола скважины.[3] A multilateral well may include one or more openings or casing outlets to allow for the formation of respective lateral wellbores. A casing window or outlets for multilateral wells is typically formed by placing one or more monolithic diverter assemblies in the casing using a running tool at desired locations in the main wellbore. Monolithic whipstock assemblies can be used to deflect the casing cutter relative to the casing. The deflected casing window cutter penetrates the casing connection portion to form a window or exit from the casing in the casing, and then it is withdrawn from the wellbore. Drilling assemblies may subsequently be inserted through the exit of the casing string to cut the lateral wellbore, fracturing the lateral wellbore, and/or maintain the lateral wellbore.

[4] Строительство стандартных многоствольных скважин плохо сочетается с деятельностью по гидроразрыву пласта в нестандартных месторождениях. Например, проекты строительства стандартных многоствольных скважин и способы повторного ввода в скважину добавляют достаточно дополнительных затрат в программу бурения и гидроразрыва пласта, поэтому часто они не являются экономически целесообразным решением по сравнению с множеством отдельных скважин. [4] The construction of standard multilateral wells is not well combined with hydraulic fracturing activities in non-standard fields. For example, standard multilateral well construction projects and re-entry techniques add enough extra cost to the drilling and fracturing program that they are often not a cost-effective solution compared to multiple individual wells.

Из уровня техники CA 2266928 A1, 02.04.1998, известен способ установки насосно-компрессорных труб в боковой ствол скважины, который проходит от основного ствола скважины, в котором предусмотрен основной ствол скважины, в точке ниже пересечения основного и бокового стволов скважин, с опорным устройством, включает: спуск в первичную скважину отклоняющего устройства до тех пор, пока отклоняющее устройство не войдет в зацепление с опорным устройством, при этом отклоняющая поверхность отклоняющего устройства ориентирована на отклонение насосно-компрессорных труб в боковая скважина; окружение верхней части дефлекторного устройства удлиненным трубчатым элементом, имеющим предварительно сформированное окно, совпадающее с устьем бокового ствола скважины; уплотнение между удлиненным трубчатым элементом и обсадной трубой основного ствола скважины в месте выше пересечения между основным стволом и боковым стволом скважины; и пропускание отрезка насосно-компрессорной трубы через удлиненный трубчатый элемент для отклонения отклоняющим устройством через предварительно сформированное окно в боковой ствол скважины.From the prior art CA 2266928 A1, 04/02/1998, a method is known for installing tubing in a lateral wellbore, which extends from the main wellbore, in which the main wellbore is provided, at a point below the intersection of the main and lateral wellbores, with a support device , includes: lowering the diverter into the primary well until the diverter engages with the support device, wherein the deflector surface of the diverter is oriented to divert the tubing into the lateral well; surrounding the upper part of the deflector device with an elongated tubular element having a pre-formed window, coinciding with the mouth of the lateral wellbore; sealing between the elongated tubular member and the casing of the main wellbore at a location above the intersection between the main wellbore and the lateral wellbore; and passing the length of tubing through the elongated tubular member to be deflected by the diverter through the preformed window into the lateral wellbore.

Однако в решении CA 2266928 A1 не предложен механизм герметизации, выполненный в виде части полированного приемного гнезда, которая обеспечивает подходящую поверхность для герметизации со скважинным инструментом, развертываемым внутри узла дефлектора, включая инструмент для изоляции узла сопряжения или другого аналогичного инструмента.However, CA 2266928 A1 does not propose a sealing mechanism as part of a polished receptacle that provides a suitable surface for sealing with a downhole tool deployed inside a deflector assembly, including a mate isolation tool or other similar tool.

В решении US 2017/0362896 A1, 21.12.2017 предложен отклоняющий механизм, который может включать в себя первый наклон и второй наклон для взаимодействия с ответвлениями узла соединения для выборочного отклонения каждого из ответвлений в требуемом направлении в системе многоствольного ствола скважины. Отклоняющий механизм может включать окно в сборе для основного ствола скважины и иметь профиль выборочного отклонения, расположенный вблизи входа в боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины. Одна опора соединительного узла может иметь поверхность, профилированную в соответствии с углом первого наклона, чтобы отклонить опору в сторону бокового ствола скважины. Другая опора соединительного узла может иметь поверхность, профилированную в соответствии с углом второго наклона, чтобы отклонить опору к узлу отклонителя, расположенному внутри оконного узла.In the decision US 2017/0362896 A1, 12/21/2017, a deflection mechanism is proposed, which may include a first slope and a second slope for interacting with the branches of the connection node to selectively deflect each of the branches in the desired direction in a multilateral wellbore system. The deflection mechanism may include a window assembly for the main wellbore and have a selective deflection profile located near the entrance to the lateral wellbore extending from the main wellbore. One support of the connection assembly may have a surface profiled in accordance with the angle of the first inclination to deflect the support towards the lateral wellbore. The other support of the connection assembly may have a surface shaped in accordance with the angle of the second inclination to deflect the support to the diverter assembly located within the window assembly.

Однако в решении US 2017/0362896 не предложен механизм герметизации, выполненный в виде части полированного приемного гнезда, которая обеспечивает подходящую поверхность для герметизации со скважинным инструментом, развертываемым внутри узла дефлектора, включая инструмент для изоляции узла сопряжения или другого аналогичного инструмента.However, US 2017/0362896 does not propose a sealing mechanism as part of a polished receptacle that provides a suitable sealing surface with a downhole tool deployed inside a deflector assembly, including a mate isolation tool or other similar tool.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHICS

[5] Далее приведена ссылка на следующее описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:[5] Reference is made to the following description, taken in conjunction with the accompanying drawings, in which:

[6] на фиг. 1 представлен схематический вид многоствольной скважины 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе;[6] in FIG. 1 is a schematic view of a multilateral well 100 in accordance with one or more of the embodiments disclosed herein;

[7] на фиг. 2A и 2B проиллюстрирован узел дефлектора, спроектированный и изготовленный в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[7] in FIG. 2A and 2B illustrate a deflector assembly designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention;

[8] на фиг. 3 проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;[8] in FIG. 3 is an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention;

[9] на фиг. 4 проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения;[9] in FIG. 4 is an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly designed and manufactured in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention;

[10] на фиг. 5A и 5B проиллюстрирован узел дефлектора, спроектированный и изготовленный в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения;[10] in FIG. 5A and 5B illustrate a deflector assembly designed and manufactured in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention;

[11] на фиг. 6A-6C проиллюстрирован узел дефлектора, спроектированный и изготовленный в соответствии с одним или более альтернативными вариантами реализации данного изобретения; и [11] in FIG. 6A-6C illustrate a deflector assembly designed and manufactured in accordance with one or more alternative embodiments of the present invention; and

[12] на фиг. 7-16 проиллюстрирована одна методика образования многоствольной скважины в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения.[12] in FIG. 7-16 illustrate one multilateral well formation technique in accordance with one or more embodiments of the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[13] Подземный пласт, содержащий нефтяные и/или газообразные углеводороды, может называться коллектором, причем коллектор может быть расположен на суше или в море. Коллекторы обычно расположены в диапазоне от нескольких десятков метров (сотен футов) (неглубоко залегающие коллекторы) до нескольких километров (десятков тысяч футов) (сверхглубокие коллекторы). Для добычи нефти, газа или других флюидов из коллектора скважину бурят вглубь пласта или рядом с коллектором.[13] A subterranean formation containing oil and/or gaseous hydrocarbons may be referred to as a reservoir, and the reservoir may be located onshore or offshore. Reservoirs are typically located in a range of several tens of meters (hundreds of feet) (shallow reservoirs) to several kilometers (tens of thousands of feet) (ultra-deep reservoirs). To produce oil, gas, or other fluids from a reservoir, a well is drilled into or near the reservoir.

[14] Скважина может включать в себя, без ограничения, скважину для добычи нефти, газа или воды или нагнетательную скважину. Используемый в данном документе термин «скважина» включает в себя по меньшей мере один ствол скважины, содержащий стенку ствола скважины. Ствол скважины может содержать вертикальные, наклонные и горизонтальные части и может быть прямым, изогнутым или разветвленным. Используемый в данном документе термин «ствол скважины» включает в себя любую обсаженную и любую необсаженную (например, незакрепленную обсадными трубами) часть ствола скважины. Призабойная зона ствола скважины представляет собой подземный материал и породу подземного пласта, окружающую ствол скважины. Используемый в данном документе термин «скважина» также включает в себя призабойную зону ствола скважины. Обычно считается, что призабойная зона ствола скважины представляет собой зону в пределах приблизительно 30 м (100 футов) от ствола скважины. Используемый в данном документе термин «в скважину» означает и включает в себя углубление в любую часть скважины, в том числе в ствол скважины или в призабойную зону ствола скважины через ствол скважины.[14] A well may include, without limitation, an oil, gas, or water well or an injection well. As used herein, the term "well" includes at least one wellbore containing a wellbore wall. The wellbore may comprise vertical, inclined, and horizontal portions and may be straight, curved, or branched. As used herein, the term "wellbore" includes any cased and any uncased (eg, uncased) portion of a wellbore. The bottomhole zone of a wellbore is the subterranean material and rock of a subterranean formation surrounding the wellbore. As used herein, the term "well" also includes the bottomhole zone of a wellbore. The bottomhole zone of a wellbore is generally considered to be the zone within about 30 m (100 ft) of the wellbore. As used herein, the term "downhole" means and includes penetration into any part of the wellbore, including into the wellbore or into the bottomhole zone of the wellbore through the wellbore.

[15] Хотя основной ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу вертикальной ориентации относительно поверхности скважины и хотя боковой ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу горизонтальной ориентации относительно поверхности скважины, в данном документе ссылка либо на основной ствол скважины, либо на боковой ствол скважины не подразумевает какой-либо конкретной ориентации, и ориентация каждого из этих стволов скважины может включать в себя части, которые являются вертикальными, невертикальными, горизонтальными или негоризонтальными. Кроме того, термин «выше по стволу скважины» относится к направлению к поверхности скважины, а термин «ниже по стволу скважины» относится к направлению, которое удалено от поверхности скважины.[15] Although the main wellbore may in some cases be formed in a substantially vertical orientation with respect to the surface of the well, and although the lateral wellbore may in some cases be formed in a substantially horizontal orientation with respect to the surface of the well, reference herein is either to the main wellbore or to a lateral wellbore does not imply any particular orientation, and the orientation of each of these wellbores may include portions that are vertical, non-vertical, horizontal, or non-horizontal. In addition, the term "uphole" refers to the direction towards the surface of the well, and the term "down the wellbore" refers to the direction that is away from the surface of the well.

[16] На фиг. 1 представлен схематический вид многоствольной скважины 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе. Многоствольная скважина 100 содержит платформу 120, расположенную над подземным пластом 110, размещенным ниже поверхности 115 земли. Платформа 120, по меньшей мере в одном варианте реализации, содержит подъемное устройство 125 и буровую вышку 130 для подъема и спуска колонн труб, таких как бурильная колонна 140. Хотя на фиг. 1 проиллюстрирована наземная нефтегазовая платформа 120, объем данного изобретения этим не ограничивается и, таким образом, потенциально может относиться к морским применениям. Идеи данного изобретения также могут быть применены к другим наземным многоствольным скважинам, отличным от проиллюстрированных.[16] FIG. 1 is a schematic view of a multilateral well 100 in accordance with one or more of the embodiments disclosed herein. Multilateral well 100 includes a platform 120 located above a subterranean formation 110 located below the surface 115 of the earth. Platform 120, in at least one embodiment, includes a lifting device 125 and a derrick 130 for hoisting and lowering pipe strings, such as drill string 140. Although FIG. 1 illustrates an onshore oil and gas platform 120, the scope of the present invention is not limited thereto and thus can potentially relate to offshore applications. The teachings of the present invention may also be applied to other surface multilateral wells other than those illustrated.

[17] Как показано, основной ствол 150 скважины пробурен через различные слои земли, включая подземный пласт 110. Термин «основной» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого пробурен другой ствол скважины. Однако следует отметить, что основной ствол 150 скважины не обязательно проходит непосредственно к поверхности земли, а вместо этого может представлять собой ответвление от еще одного ствола скважины. Обсадная колонна 160 может быть по меньшей мере частично зацементирована в основном стволе 150 скважины. Термин «обсадная колонна» используется в данном документе для обозначения колонны трубчатых элементов, используемой для обсаживания ствола скважины. Фактически обсадная колонна может относиться к типу, известному специалистам в данной области техники как «хвостовик», и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть разбитой на сегменты или сплошной, такой как гибкие насосно-компрессорные трубы.[17] As shown, the main wellbore 150 is drilled through various layers of the earth, including the subterranean formation 110. The term "main" wellbore is used herein to refer to the wellbore from which another wellbore is drilled. However, it should be noted that the main wellbore 150 does not necessarily extend directly to the surface of the earth, but instead may be a branch from another wellbore. The casing string 160 may be at least partially cemented in the main borehole 150 of the well. The term "casing" is used in this document to refer to a string of tubular elements used to case a wellbore. In fact, the casing may be of the type known to those skilled in the art as a "liner" and may be made from any material such as steel or composite material and may be segmented or solid such as coiled tubing. .

[18] Узел 170 дефлектора в соответствии с одним или более вариантами реализации настоящего изобретения может быть расположен на требуемом пересечении основного ствола 150 скважины с боковым стволом 180 скважины. В одном или более вариантах реализации, таких как вариант реализации, проиллюстрированный на фиг. 1, узел 170 дефлектора соединен посредством обсадной трубы диаметром 19,4 см (7 5/8 дюйма) (например, посредством подвески хвостовика) с обсадной колонной 160 диаметром 24,5 см (9 5/8 дюйма). Термин «боковой» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, который пробурен наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как основной ствол скважины. Более того, боковой ствол скважины может содержать другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него.[18] A deflector assembly 170 in accordance with one or more embodiments of the present invention may be located at a desired intersection of the main wellbore 150 with the lateral wellbore 180. In one or more embodiments, such as the embodiment illustrated in FIG. 1, the deflector assembly 170 is connected via a 19.4 cm (7 5/8 inch) diameter casing (eg, a liner hanger) to a 24.5 cm (9 5/8 inch) casing 160. The term "lateral" wellbore is used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as a main wellbore. Moreover, the lateral wellbore may include another lateral wellbore drilled outward from it.

[19] Далее на фиг. 2А проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 200 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 200 дефлектора в одном варианте реализации можно использовать в качестве узла 170 дефлектора, проиллюстрированного на фиг. 1. Узел 200 дефлектора в одном или более вариантах реализации содержит трубчатый элемент 210. Трубчатый элемент 210 может содержать множество различных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения. Однако, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2А, трубчатый элемент 210 представляет собой стальной трубчатый элемент. [19] Further in FIG. 2A illustrates an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly 200 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. The deflector assembly 200, in one embodiment, can be used as the deflector assembly 170 illustrated in FIG. 1. The deflector assembly 200, in one or more embodiments, comprises a tubular member 210. The tubular member 210 may comprise a variety of different materials and remain within the scope of this invention. However, in the embodiment illustrated in FIG. 2A, tubular member 210 is a steel tubular member.

[20] В показанном варианте реализации с находящимся выше по стволу скважины концом трубчатого элемента 210 соединены обсадная колонна 204 хвостовика и подвеска 208 хвостовика. В одном варианте реализации обсадная колонна 204 хвостовика по существу аналогична по размеру (например, наружному диаметру) трубчатому элементу 210. Фактически, в одном или более вариантах реализации трубчатый элемент 210 представляет собой продолжение обсадной колонны 204 хвостовика. Обсадная колонна 204 хвостовика в одном или более вариантах реализации представляет собой обсадную колонну хвостовика диаметром 19,4 см (7 5/8 дюйма), выполненную с возможностью вхождения в зацепление (например, с использованием посадочного башмака) с обсадной колонной основного ствола большего диаметра. Например, обсадная колонна основного ствола большего диаметра может представлять собой, среди прочего, обсадную колонну основного ствола диаметром 24,5 см (9 5/8 дюйма) и оставаться в пределах объема данного изобретения.[20] In the illustrated embodiment, a liner casing 204 and a liner hanger 208 are connected to the uphole end of tubular 210. In one embodiment, the liner casing 204 is substantially similar in size (eg, outside diameter) to the tubular 210. In fact, in one or more embodiments, the tubular 210 is an extension of the liner casing 204. Liner casing 204, in one or more embodiments, is a 19.4 cm (7 5/8 inch) diameter liner casing configured to engage (eg, using a landing shoe) with a larger diameter main bore casing. For example, a larger diameter main bore casing may be, among other things, a 24.5 cm (9 5/8 inch) main bore casing and remain within the scope of this invention.

[21] Трубчатый элемент 210 в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 220 бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть 270 основного ствола скважины. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, трубчатая часть 210 дополнительно содержит часть 290 полированного приемного гнезда, расположенную между находящейся выше по стволу скважины трубчатой частью 220 бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью 270 основного ствола скважины. Часть 290 полированного приемного гнезда может обеспечивать подходящую поверхность для герметизации со скважинным инструментом, развертываемым внутри узла 200 дефлектора, включая инструмент для изоляции узла сопряжения или другой аналогичный инструмент. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2A, внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины больше, чем внутренний диаметр (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части 270 основного ствола скважины.[21] The tubular member 210 in the embodiment illustrated in FIG. 2A comprises an uphole lateral wellbore tubular portion 220 and a downhole main wellbore tubular portion 270. In the embodiment illustrated in FIG. 2A, the tubular portion 210 further comprises a polished receptacle portion 290 located between the uphole lateral wellbore tubular portion 220 and the downhole main borehole tubular portion 270. The polished receptacle portion 290 may provide a suitable sealing surface with a downhole tool deployed within the deflector assembly 200, including a mate isolation tool or other similar tool. In the embodiment illustrated in FIG. 2A, the inner diameter (ID U ) of the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular portion 270 of the main wellbore.

[22] Узел 200 дефлектора в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит выходное окно 230, расположенное в боковой стенке 235 находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины. Выходное окно 230 может представлять собой предварительно фрезерованное выходное окно и оставаться в пределах объема данного изобретения. Специалистам в данной области техники понятны этапы, которые потребуются для образования выходного окна 230. Ширина выходного окна 230 должна быть достаточной, чтобы обеспечить выход из него одного или более различных типов скважинных инструментов, включая фрезерные инструменты, инструменты для изоляции узла сопряжения и т. д.[22] The deflector assembly 200 in one or more embodiments further comprises an exit port 230 located in the side wall 235 of the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore. The exit window 230 may be a pre-milled exit window and remain within the scope of this invention. Those skilled in the art will understand the steps that would be required to form the exit window 230. The width of the exit window 230 should be sufficient to allow one or more different types of downhole tools to exit, including milling tools, interface isolation tools, etc. .

[23] Узел 200 дефлектора, в одном или более вариантах реализации, согласующихся с данным изобретением, может дополнительно содержать наклонный дефлектор 240, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины. Наклонный дефлектор 240, в соответствии с данным изобретением, расположен в непосредственной близости от выходного окна 230 и наклонен по направлению к нему. Угол наклона и/или профиль наклона наклонного дефлектора 240 может значительно варьироваться и оставаться в пределах объема данного изобретения, и фактически может быть аналогичным углам наклона и/или профилям наклона, используемым в настоящее время в монолитных скважинных отклонителях. В одном или более вариантах реализации данного изобретения угол наклона составляет менее 30 градусов. В одном или более различных вариантах реализации данного изобретения угол наклона составляет менее 10 градусов, а в еще одном или более других вариантах реализации данного изобретения угол наклона составляет менее 6 градусов. [23] The deflector assembly 200, in one or more embodiments consistent with the present invention, may further comprise an inclined deflector 240 disposed within the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore. An inclined deflector 240, in accordance with this invention, is located in close proximity to the exit window 230 and is inclined towards it. The dip angle and/or dip profile of the deflector 240 can vary considerably and remain within the scope of this invention, and may in fact be similar to the dip angles and/or dip profiles currently used in monolithic whipstocks. In one or more embodiments of this invention, the angle of inclination is less than 30 degrees. In one or more different embodiments of this invention, the angle of inclination is less than 10 degrees, and in one or more other embodiments of the present invention, the angle of inclination is less than 6 degrees.

[24] Наклонный дефлектор 240 в одном или более вариантах реализации содержит сквозной канал 245, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 220 бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть 270 основного ствола скважины. В соответствии с одним или более вариантами реализации диаметр (DTB) сквозного канала 245 по существу равен внутреннему диаметру (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части 270 основного ствола скважины. Фраза «по существу равный», используемая в данном документе в отношении диаметров, и, если не указано иное, требует, чтобы диаметры находились в пределах ± 10 процентов относительно друг друга. В соответствии с одним или более другими вариантами реализации диаметр (DTB) сквозного канала 245 идеально равен внутреннему диаметру (IDD) находящейся ниже по потоку трубчатой части 270 основного ствола скважины. Фраза «идеально равен», используемая в данном документе в отношении диаметров, и если не указано иное, требует, чтобы диаметры находились в пределах ± 5 процентов относительно друг друга.[24] The deflector 240 in one or more embodiments includes a through passage 245 having a diameter (D TB ) connecting an uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore and a downhole tubular portion 270 of the main wellbore. In accordance with one or more embodiments, the diameter (D TB ) of the through channel 245 is substantially equal to the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular portion 270 of the main wellbore. The phrase "substantially equal" is used herein in relation to diameters, and unless otherwise indicated, requires that the diameters be within ± 10 percent of each other. In accordance with one or more other implementation options, the diameter (D TB ) of the through channel 245 is ideally equal to the inner diameter (ID D ) of the downstream tubular portion 270 of the main wellbore. The phrase "perfectly equal" is used herein in reference to diameters, and unless otherwise noted, requires diameters to be within ±5 percent of each other.

[25] Обращаясь кратко к фиг. 2B, проиллюстрирован вид в перспективе наклонного дефлектора 240, при просмотре вниз через выходное окно 230. На фиг. 2B ясно показано, как первый скважинный инструмент, имеющий диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), будет проходить через сквозной канал 245 в наклонном дефлекторе 240, а второй скважинный инструмент, имеющий диаметр (D2) больше диаметра (DTB), будет отклоняться вдоль кромки 250 наклонного дефлектора по направлению к выходному окну 230. Наклонный дефлектор 240 в одном или более вариантах реализации может быть образован путем ввода муфты, имеющей наклонный профиль и толщину (T), в находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 220 бокового ствола скважины в непосредственной близости от выходного окна 230.[25] Referring briefly to FIG. 2B illustrates a perspective view of the oblique deflector 240 as viewed downward through the exit window 230. FIG. 2B clearly shows how a first tool having a diameter (D 1 ) less than a diameter (D TB ) will pass through a through channel 245 in an inclined deflector 240, and a second tool having a diameter (D 2 ) larger than the diameter (D TB ) , will deviate along the edge 250 of the inclined deflector towards the exit window 230. The inclined deflector 240 in one or more embodiments may be formed by inserting a sleeve having an inclined profile and thickness (T) into the tubular portion 220 of the lateral located uphole. wellbore in close proximity to the exit window 230.

[26] Далее на фиг. 3 проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 300 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 300 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 200 дефлектора, описанному со ссылкой на фиг. 2А. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции были использованы для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. Узел 300 дефлектора по большей части отличается от узла 200 дефлектора тем, что узел 300 дефлектора дополнительно содержит разбуриваемую внешнюю муфту 310, закрывающую выходное окно 230. Разбуриваемая внешняя муфта 310 может содержать множество различных материалов и оставаться в пределах объема данного изобретения, пока разбуриваемая внешняя муфта 310 является достаточно мягкой для бурения, таким образом, что скважинный инструмент может выйти из выходного окна 230, и достаточно твердой, чтобы защитить внутреннюю часть узла 300 дефлектора при спуске узла 300 дефлектора в ствол скважины. В одном варианте реализации разбуриваемая внешняя муфта 310 содержит алюминий, который полностью закрывает выходное окно 230.[26] Further in FIG. 3 illustrates an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly 300 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. The deflector assembly 300 is similar in many respects to the deflector assembly 200 described with reference to FIG. 2A. Accordingly, like reference numerals have been used to refer to like, if not identical, elements. The deflector assembly 300 differs for the most part from the deflector assembly 200 in that the deflector assembly 300 further comprises a drillable outer collar 310 covering the exit port 230. The drillable outer collar 310 may comprise a variety of different materials and remain within the scope of this invention as long as the drillable outer collar 310 is soft enough to drill so that the downhole tool can exit the exit window 230 and hard enough to protect the inside of the deflector assembly 300 when the deflector assembly 300 is run into the wellbore. In one embodiment, the drillable outer sleeve 310 contains aluminum that completely covers the exit port 230.

[27] Далее на фиг. 4 проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 400 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 400 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 300 дефлектора, описанному со ссылкой на фиг. 3. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции были использованы для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. Узел 400 дефлектора по большей части отличается от узла 300 дефлектора тем, что узел 400 дефлектора дополнительно содержит наполнитель 410, по существу заполняющий открытое пространство между наклонным дефлектором 240 и разбуриваемой внешней муфтой 310. Наполнитель 410 может содержать разные материалы и оставаться в пределах объема данного изобретения. Однако в одном или более вариантах реализации наполнитель 410 содержит цемент. В соответствии с одним или более вариантами реализации второй сквозной канал 420 проходит через наполнитель 410 для соединения находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части 270 основного ствола скважины.[27] Further in FIG. 4 illustrates an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly 400 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. The deflector assembly 400 is similar in many respects to the deflector assembly 300 described with reference to FIG. 3. Accordingly, like reference numerals have been used to refer to like, if not identical, elements. The deflector assembly 400 differs for the most part from the deflector assembly 300 in that the deflector assembly 400 further comprises a filler 410 substantially filling the open space between the inclined deflector 240 and the outer sleeve 310 to be drilled. The filler 410 may comprise a variety of materials and remain within the scope of this invention. . However, in one or more embodiments, filler 410 contains cement. In accordance with one or more embodiments, the second through passage 420 extends through the filler 410 to connect the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore and the downhole tubular portion 270 of the main wellbore.

[28] На фиг. 4 проиллюстрировано, что наполнитель 410 окружен разбуриваемой внешней муфтой 310. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых наполнитель 410 не окружен разбуриваемой внешней муфтой 310 и, таким образом, открыт для внешней части трубчатого элемента 210 через выходное окно 230. В соответствии с этим вариантом реализации наполнитель 410 будет по существу заполнять открытое пространство между наклонным дефлектором 240 и выходным окном 230. Например, если бы наполнитель 410 был достаточно твердым, чтобы защитить внутреннюю часть узла 400 дефлектора при спуске узла 400 дефлектора в ствол скважины, могло бы не быть необходимости в разбуриваемой внешней муфте 310. [28] FIG. 4 illustrates that the filler 410 is surrounded by a drillable outer collar 310. However, there may be other implementations in which the filler 410 is not surrounded by a drillable outer collar 310 and thus is exposed to the outside of the tubular member 210 through the exit port 230. B according to this embodiment, the fill 410 will substantially fill the open space between the inclined deflector 240 and the exit port 230. there is no need for a drillable outer sleeve 310.

[29] Далее на фиг. 5А проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 500 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 500 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 200 дефлектора, описанному со ссылкой на фиг. 2А. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции были использованы для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. Узел 500 дефлектора по большей части отличается от узла 200 дефлектора тем, что наклонный дефлектор 540 образован иначе, чем наклонный дефлектор 240. Например, в узле 500 дефлектора, показанном на фиг. 5A, используют скважинный хвостовик 510 в качестве находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части 270 основного ствола скважины. Кроме того, скважинный хвостовик 510 проходит в находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 220 бокового ствола скважины для образования кромки 550 наклонного дефлектора указанного наклонного дефлектора 540. В соответствии с этим вариантом реализации, скважинный хвостовик 510 и находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть 220 бокового ствола скважины образуют единое целое.[29] Next in FIG. 5A is an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly 500 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. The deflector assembly 500 is similar in many respects to the deflector assembly 200 described with reference to FIG. 2A. Accordingly, like reference numerals have been used to refer to like, if not identical, elements. The deflector assembly 500 differs largely from the deflector assembly 200 in that the oblique deflector 540 is formed differently from the oblique deflector 240. For example, in the deflector assembly 500 shown in FIG. 5A, a wellbore liner 510 is used as the downhole tubular portion 270 of the main wellbore. In addition, the well liner 510 extends into the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore to form the lateral deflector edge 550 of said inclined deflector 540. According to this embodiment, the liner 510 and the uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore wellbore form a single whole.

[30] Обращаясь кратко к фиг. 5B, проиллюстрирован вид в перспективе наклонного дефлектора 540, при просмотре вниз через выходное окно 230. На фиг. 5B ясно показано, как первый скважинный инструмент, имеющий диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), будет проходить через сквозной канал 545 в наклонном дефлекторе 540, а второй скважинный инструмент, имеющий диаметр (D2) больше диаметра (DTB), будет отклоняться вдоль кромки 550 наклонного дефлектора по направлению к выходному окну 230. [30] Referring briefly to FIG. 5B illustrates a perspective view of the oblique deflector 540 as viewed downward through the exit window 230. FIG. 5B clearly shows how a first tool having a diameter (D 1 ) less than a diameter (D TB ) will pass through a through channel 545 in an inclined deflector 540, and a second tool having a diameter (D 2 ) larger than the diameter (D TB ) , will deviate along the edge 550 of the inclined deflector towards the exit window 230.

[31] Далее на фиг. 6A проиллюстрирован увеличенный вид в поперечном разрезе узла 600 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Узел 600 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 200 дефлектора, описанному со ссылкой на фиг. 2А. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции были использованы для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. Узел 600 дефлектора по большей части отличается от узла 200 дефлектора тем, что узел 600 дефлектора дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 620 бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины. В одном или более вариантах реализации внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 620 бокового ствола скважины также больше, чем внутренний диаметр (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части 270 основного ствола скважины. В одном или более вариантах реализации внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 620 бокового ствола скважины по существу равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины.[31] Next in FIG. 6A illustrates an enlarged cross-sectional view of a deflector assembly 600 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention. The deflector assembly 600 is similar in many respects to the deflector assembly 200 described with reference to FIG. 2A. Accordingly, like reference numerals have been used to refer to like, if not identical, elements. The deflector assembly 600 differs for the most part from the deflector assembly 200 in that the deflector assembly 600 further comprises a second uphole lateral wellbore tubular portion 620 located up the wellbore from the first uphole lateral wellbore tubular portion 220 . In one or more embodiments, the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular portion 620 of the lateral wellbore is also larger than the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular portion 270 of the main wellbore. In one or more embodiments, the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole lateral wellbore tubular portion 620 is substantially equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole lateral wellbore tubular portion 220.

[32] В дополнение к варианту реализации, показанному на фиг. 6A, узел 600 дефлектора дополнительно содержит второе выходное окно 630, расположенное в боковой стенке 635 второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 620 бокового ствола скважины. Узел 600 дефлектора дополнительно содержит второй наклонный дефлектор 640, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 620 бокового ствола скважины. Второй наклонный дефлектор 640 в одном или более вариантах реализации расположен в непосредственной близости от второго выходного окна 630 и наклонен по направлению к нему и дополнительно содержит второй сквозной канал 645, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 620 бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть 220 бокового ствола скважины. В соответствии с одним или более вариантами реализации второй сквозной канал 645 имеет диаметр (DTB2) больше диаметра (DTB) первого сквозного канала, причем второй сквозной канал 645 образует вторую кромку 650 наклонного дефлектора. Вторая кромка 650 наклонного дефлектора в одном или более вариантах реализации обеспечивает прохождение второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), через второй наклонный дефлектор 640 по направлению к первому наклонному дефлектору 240 и отклоняет третий скважинный инструмент, имеющий диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму выходному окну 630. В соответствии с одним или более вариантами реализации внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 620 бокового ствола скважины по существу равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части 220 бокового ствола скважины.[32] In addition to the embodiment shown in FIG. 6A, the deflector assembly 600 further includes a second exit port 630 located in the sidewall 635 of the second uphole tubular portion 620 of the lateral wellbore. The deflector assembly 600 further comprises a second inclined deflector 640 located within the second uphole tubular portion 620 of the lateral wellbore. The second inclined deflector 640 in one or more embodiments is located in close proximity to the second exit window 630 and is inclined towards it and additionally contains a second through channel 645 connecting the second uphole tubular part 620 of the lateral wellbore and the first one located above along the wellbore, the tubular portion 220 of the lateral wellbore. In accordance with one or more implementation options, the second through channel 645 has a diameter (D TB2 ) greater than the diameter (D TB ) of the first through channel, and the second through channel 645 forms the second edge 650 of the inclined deflector. The second slant deflector edge 650, in one or more embodiments, allows a second downhole tool having a diameter (D 2 ) less than a diameter (D TB2 ) to pass through the second slant deflector 640 towards the first slant deflector 240 and deflects a third downhole tool having a diameter (D 3 ) is greater than the diameter (D TB2 ), toward the second exit port 630. In accordance with one or more embodiments, the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular portion 620 of the lateral wellbore is substantially equal to the inner diameter (ID U1 ) the first uphole tubular portion 220 of the lateral wellbore.

[33] Обращаясь кратко к фиг. 6B и 6C, проиллюстрированы виды в перспективе наклонного дефлектора 240, при просмотре вниз через выходное окно 230, и наклонного дефлектора 640, при просмотре вниз через выходное окно 630, соответственно. На фиг. 6B и 6C ясно показано, как первый скважинный инструмент, имеющий диаметр (D1) меньше диаметра (DTB2) и меньше диаметра (DTB), будет проходить через сквозной канал 645 в наклонном дефлекторе 640 и через сквозной канал 245 в наклонном дефлекторе 240 соответственно. В отличие от этого, второй скважинный инструмент, имеющий диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), но больше диаметра (DTB), будет проходить через сквозной канал 645 в наклонном дефлекторе 640 и отклоняться вдоль кромки 250 наклонного дефлектора из выходного окна 230. Кроме того, третий скважинный инструмент, имеющий диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), будет просто отклонять вторую кромку 650 наклонного дефлектора из второго выходного окна 630.[33] Referring briefly to FIG. 6B and 6C illustrate perspective views of the slant deflector 240 as viewed downward through the exit window 230 and the slant deflector 640 as viewed downward through the exit window 630, respectively. In FIG. 6B and 6C clearly show how a first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB2 ) and smaller than the diameter (D TB ) will pass through the through channel 645 in the deflector 640 and through the through bore 245 in the inclined deflector 240 respectively. In contrast, a second downhole tool having a diameter (D 2 ) smaller than the diameter (D TB2 ) but larger than the diameter (D TB ) will pass through the through channel 645 in the deflector 640 and deflect along the deflector edge 250 out of the exit window. 230. In addition, a third downhole tool having a diameter (D 3 ) larger than the diameter (D TB2 ) will simply deflect the second slant deflector edge 650 out of the second exit window 630.

[34] На фиг. 7-16 проиллюстрирована одна методика образования многоствольной скважины 700 в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Многоствольная скважина 700, проиллюстрированная в варианте реализации, показанном на фиг. 7, содержит большую находящуюся выше по стволу скважины секцию 710 обсадной колонны (например, 9 5/8 дюйма) и меньшую находящуюся ниже по стволу скважины секцию 720 обсадной колонны (например, 7 5/8 дюйма). Многоствольная скважина 700 дополнительно содержит необсаженную секцию 730 основного ствола скважины. Например, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 7, буровую компоновку 740 развертывают внутри многоствольной скважины 700 для образования секции 730 основного ствола скважины.[34] FIG. 7-16 illustrate one technique for forming a multilateral well 700 in accordance with one or more embodiments of the present invention. The multilateral well 700 illustrated in the embodiment shown in FIG. 7 includes a larger uphole casing section 710 (eg, 9 5/8 inches) and a smaller downhole casing section 720 (eg, 7 5/8 inches). Multilateral wellbore 700 further comprises an open section 730 of the main wellbore. For example, in the embodiment illustrated in FIG. 7, a drilling assembly 740 is deployed within a multilateral wellbore 700 to form a main wellbore section 730.

[35] На фиг. 8 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 7, после установки узла 810 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения, в требуемом местоположении в пределах секции 730 основного ствола скважины. Узел 810 дефлектора может быть аналогичен любому из узлов дефлектора, описанных выше, в дополнение к любому другому узлу дефлектора, спроектированному и изготовленному в соответствии с данным изобретением. Соответственно, в одном или более вариантах реализации узел дефлектора может содержать: 1) трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины (IDU) больше внутреннего диаметра находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины (IDD); 2) выходное окно, расположенное в боковой стенке его находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; и 3) наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины и для отклонения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к выходному окну. В соответствии с одним вариантом реализации узел 810 дефлектора спускают в ствол скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе 820. В соответствии с другим вариантом реализации, узел 810 дефлектора спускают в ствол скважины, среди других средств транспортировки, на составной трубе.[35] FIG. 8 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 7, after a deflector assembly 810 designed and manufactured in accordance with one or more embodiments of the present invention has been installed at the desired location within the main wellbore section 730. The deflector assembly 810 may be similar to any of the deflector assemblies described above, in addition to any other deflector assembly designed and manufactured in accordance with the present invention. Accordingly, in one or more embodiments, the deflector assembly may comprise: 1) a tubular element, wherein the tubular element comprises an uphole tubular part of a lateral wellbore and a downhole tubular part of the main wellbore, with an inner diameter of the uphole along the wellbore, the tubular part of the lateral wellbore (ID U ) is greater than the inner diameter of the downhole tubular part of the main wellbore (ID D ); 2) an exit window located in the side wall of its uphole tubular part of the lateral wellbore; and 3) an inclined deflector located inside the uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inclined deflector is located in close proximity to the exit window and is inclined towards it, and additionally, the inclined deflector contains a through channel having a diameter (D TB ) connecting the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, wherein the through channel forms the edge of the inclined deflector to ensure the passage of the first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ), through the inclined deflector to the downhole tubular portion of the main wellbore and to divert a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) toward the exit window. In accordance with one embodiment, the deflector assembly 810 is lowered into the wellbore on coiled tubing 820. In accordance with another implementation, the deflector assembly 810 is lowered into the wellbore, among other means of transportation, on a composite pipe.

[36] На фиг. 9 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 8, после фиксации узла 810 дефлектора на месте внутри секции 730 основного ствола скважины с использованием цемента 910. Поскольку узел 810 дефлектора, и, в частности, наклонный дефлектор узла 810 дефлектора, имеет сквозной канал, цемент 910 могут закачивать вниз по стволу скважины через узел 810 дефлектора в кольцевое пространство между узлом 810 дефлектора и секцией 730 основного ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны этапы, необходимые для закрепления узла 810 дефлектора на месте с использованием цемента 910. Следует отметить, что в одном или более вариантах реализации узел 810 дефлектора не зацементирован на месте внутри секции 730 основного ствола скважины.[36] FIG. 9 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 8, after locking the deflector assembly 810 in place within the main wellbore section 730 using cement 910. 810 deflector into the annulus between the deflector assembly 810 and the main wellbore section 730. Those skilled in the art will appreciate the steps necessary to secure the deflector assembly 810 in place using cement 910. It should be noted that in one or more embodiments, the deflector assembly 810 is not cemented in place within the main wellbore section 730.

[37] На фиг. 10 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 9, после спуска буровой компоновки 1010 вниз по стволу скважины по направлению к узлу 810 дефлектора для образования секции 1020 бокового ствола скважины, расположенной на расстоянии от секции 730 основного ствола скважины. Буровая компоновка 1010, в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения, имеет диаметр (D2) больше диаметра (DTB) наклонного дефлектора, что, в свою очередь, вызывает отклонение буровой компоновки 1010 из выходного окна в узле 810 дефлектора и, таким образом, обеспечивает образование секции 1020 бокового ствола скважины. Если бы диаметр (D2) буровой компоновки 1010 был меньше диаметра (DTB) наклонного дефлектора, буровая компоновка 1010 проходила бы за узел 810 дефлектора по направлению к секции 730 основного ствола скважины.[37] FIG. 10 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 9, after the drilling assembly 1010 is run down the wellbore towards the deflector assembly 810 to form a lateral wellbore section 1020 spaced from the main wellbore section 730. The drilling assembly 1010, in accordance with one or more embodiments of the present invention, has a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) of the inclined deflector, which in turn causes the drilling assembly 1010 to deflect out of the exit window at the deflector assembly 810 and, thus providing for the formation of the lateral wellbore section 1020. If the diameter (D 2 ) of the drilling assembly 1010 were smaller than the diameter (D TB ) of the slant deflector, the drilling assembly 1010 would extend past the deflector assembly 810 toward the main borehole section 730.

[38] На фиг. 11 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 10, после установки хвостовика 1110 бокового ствола скважины внутри секции 1020 бокового ствола скважины. Хвостовик 1110 бокового ствола скважины в одном или более вариантах реализации содержит, среди других возможных элементов, нижнее боковое приемное гнездо и канал 1120 уплотнения и нижний забойный переводник 1130. Хвостовик 1110 бокового ствола скважины, в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения, имеет диаметр (D2) больше диаметра (DTB) наклонного дефлектора, что, в свою очередь, вызывает отклонение хвостовика 1110 бокового ствола скважины из выходного окна в узле 810 дефлектора и, таким образом, обеспечивает вход в секцию 1020 бокового ствола скважины. Если бы диаметр (D2) хвостовика 1110 бокового ствола скважины был меньше диаметра (DTB) наклонного дефлектора, хвостовик 1110 бокового ствола скважины проходил бы за узел 810 дефлектора по направлению к секции 730 основного ствола скважины. В соответствии с одним вариантом реализации, хвостовик 1110 бокового ствола скважины спускают в ствол скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе 1140. В соответствии с другим вариантом реализации, хвостовик 1110 бокового ствола скважины спускают в ствол скважины, среди других средств транспортировки, на составной трубе.[38] FIG. 11 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 10 after the lateral wellbore liner 1110 has been installed within the lateral wellbore section 1020. The lateral well liner 1110 in one or more embodiments includes, among other possible features, a lower lateral receptacle and seal channel 1120 and a bottom bottom sub 1130. The lateral well liner 1110, in accordance with one or more embodiments of the present invention, has the diameter (D 2 ) is larger than the diameter (D TB ) of the slanted deflector, which in turn causes the lateral wellbore liner 1110 to deviate from the exit window in the deflector assembly 810 and thus allows entry into the lateral wellbore section 1020. If the diameter (D 2 ) of the lateral wellbore liner 1110 were smaller than the diameter (D TB ) of the slant deflector, the lateral wellbore liner 1110 would extend past the deflector assembly 810 towards the main wellbore section 730. In accordance with one embodiment, the lateral wellbore liner 1110 is lowered into the wellbore on coiled tubing 1140. In accordance with another implementation, the lateral wellbore liner 1110 is lowered into the wellbore, among other means of transportation, on a composite pipe.

[39] На фиг. 12 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 11, после фиксации хвостовика 1110 бокового ствола скважины на месте внутри секции 1020 бокового ствола скважины с использованием цемента 1210. Специалистам в данной области техники будут понятны этапы, необходимые для закрепления хвостовика 1110 бокового ствола скважины на месте с использованием цемента 1210. Следует отметить, что в одном или более вариантах реализации хвостовик 1110 бокового ствола скважины не зацементирован на месте внутри секции 1020 бокового ствола скважины.[39] FIG. 12 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 11, after locking the lateral wellbore liner 1110 in place within the lateral wellbore section 1020 using cement 1210. Those skilled in the art will appreciate the steps necessary to secure the lateral wellbore liner 1110 in place using cement 1210. It should be noted that in one or more embodiments, the lateral wellbore liner 1110 is not cemented in place within the lateral wellbore section 1020.

[40] На фиг. 13 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 12, после спуска скважинного инструмента 1310 к секции 730 основного ствола скважины. В соответствии с одним или более вариантами реализации, скважинный инструмент 1310 имеет диаметр (D1) меньше диаметра (DTB) узла 810 дефлектора и, таким образом, может проходить через наклонный дефлектор к трубчатой части 730 основного ствола скважины. Скважинный инструмент 1310 в проиллюстрированном варианте реализации содержит инструмент 1320 для изоляции узла сопряжения, содержащий закрытый кожухом уплотнительный узел 1330 и манжетный пакер с прижимом 1340. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 13, закрытый кожухом уплотнительный узел 1330 входит в зацепление с частью полированного приемного гнезда узла 810 дефлектора.[40] FIG. 13 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 12 after running the downhole tool 1310 to the main wellbore section 730. In accordance with one or more embodiments, the downhole tool 1310 has a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ) of the deflector assembly 810 and thus can pass through the inclined deflector to the tubular portion 730 of the main wellbore. The downhole tool 1310 in the illustrated embodiment includes a mate isolation tool 1320 comprising a jacketed seal assembly 1330 and a collar packer 1340. In the embodiment illustrated in FIG. 13, the jacketed seal assembly 1330 engages with a portion of the polished receptacle of the deflector assembly 810.

[41] На фиг. 14 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 13, после гидроразрыва секции 730 основного ствола скважины, с последующим образованием трещин 1410 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем секцию 730 основного ствола скважины. После гидроразрыва секции 730 основного ствола скважины в ней может быть размещена изолирующая пробка 1420 основного ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны процессы, необходимые для гидроразрыва секции 730 основного ствола скважины и размещения в ней изолирующей пробки 1420 основного ствола скважины.[41] FIG. 14 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 13 following the fracturing of the main wellbore section 730, followed by the formation of hydraulic fractures 1410 in the subterranean formation surrounding the main wellbore section 730. After fracturing section 730 of the main wellbore, it can be placed insulating plug 1420 of the main wellbore. Those skilled in the art will understand the processes required to fracture the main wellbore section 730 and place the main wellbore isolation plug 1420 therein.

[42] На фиг. 15 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 14, после извлечения скважинного инструмента 1310 из многоствольной скважины 700 и ввода скважинного инструмента 1510 в многоствольную скважину 700. В соответствии с одним или более вариантами реализации, скважинный инструмент 1510 имеет диаметр (D2) больше диаметра (DTB) узла 810 дефлектора, и, таким образом, отклоняется от наклонного дефлектора через выходное окно в трубчатую часть 1020 бокового ствола скважины. Скважинный инструмент 1510 в проиллюстрированном варианте реализации содержит инструмент 1520 для изоляции узла сопряжения, содержащий закрытый кожухом уплотнительный узел 1530 и манжетный пакер с прижимом 1540. Однако, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 15, закрытый кожухом уплотнительный узел 1530 входит в зацепление с нижним боковым приемным гнездом и каналом 1120 уплотнения. В соответствии с одним вариантом реализации, скважинный инструмент 1510 спускают в ствол скважины на гибкой насосно-компрессорной трубе 1550. В соответствии с другим вариантом реализации, скважинный инструмент 1510 спускают в ствол скважины, среди других средств транспортировки, на составной трубе.[42] FIG. 15 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 14, after the downhole tool 1310 has been retrieved from the multilateral wellbore 700 and the downhole tool 1510 has been inserted into the multilateral wellbore 700. In accordance with one or more embodiments, the downhole tool 1510 has a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) of the deflector assembly 810, and , thus deviates from the inclined deflector through the exit window into the tubular portion 1020 of the lateral wellbore. The downhole tool 1510 in the illustrated embodiment includes a mate isolation tool 1520 comprising a jacketed seal assembly 1530 and a collar packer with a clamp 1540. However, in the embodiment illustrated in FIG. 15, the jacketed seal assembly 1530 engages with the lower side receptacle and seal bore 1120. In accordance with one implementation, the downhole tool 1510 is lowered into the wellbore on coiled tubing 1550. In accordance with another implementation, the downhole tool 1510 is lowered into the wellbore, among other means of transportation, on a composite pipe.

[43] На фиг. 16 проиллюстрирована многоствольная скважина 700, показанная на фиг. 15, после гидроразрыва секции 1020 бокового ствола скважины с последующим образованием трещин 1610 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем секцию 1020 бокового ствола скважины. После гидроразрыва секции 1020 бокового ствола скважины в ней может быть размещена изолирующая пробка 1620 бокового ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны процессы, необходимые для гидроразрыва секции 1020 бокового ствола скважины и размещения в ней изолирующей пробки 1620 бокового ствола скважины. [43] FIG. 16 illustrates the multilateral well 700 shown in FIG. 15 following the fracturing of the lateral wellbore section 1020 followed by the formation of hydraulic fractures 1610 in the subterranean formation surrounding the lateral wellbore section 1020. After fracturing the lateral wellbore section 1020, a lateral wellbore isolation plug 1620 may be placed therein. Those skilled in the art will understand the processes required to fracture the lateral wellbore section 1020 and place the lateral wellbore isolation plug 1620 therein.

[44] Раскрытые в данном документе аспекты включают: [44] Aspects disclosed herein include:

A. Узел дефлектора, причем узел дефлектора содержит трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины и для отклонения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к выходному окну.A. A deflector assembly, wherein the deflector assembly comprises a tubular element, the tubular element comprising an uphole tubular portion of a lateral wellbore and a downhole tubular portion of the main wellbore, with an internal diameter (ID U ) located uphole of the tubular part of the lateral wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular part of the main wellbore, an exit window located in the side wall of the uphole tubular part of the lateral wellbore, and an inclined deflector located inside the upstream along the wellbore of a part of the lateral wellbore, wherein the inclined deflector is located in close proximity to the exit window and is inclined towards it, and additionally, the inclined deflector contains a through channel having a diameter (D TB ) connecting the tubular tea located up the wellbore lateral wellbore and downhole tubular part of the main wellbore, wherein the through channel forms the edge of the inclined deflector to allow the passage of the first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ) through the inclined deflector to the downstream the wellbore of the tubular portion of the main wellbore and to divert a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) toward the exit window.

B. Способ образования многоствольной скважины, включающий: 1) размещение узла дефлектора внутри основного ствола скважины, расположенного в подземном пласте, причем узел дефлектора содержит: а) трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, b) выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и c) наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора; 2) спуск первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), по направлению к наклонному дефлектору, причем кромка наклонного дефлектора обеспечивает прохождение первого скважинного инструмента через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и 3) спуск второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к наклонному дефлектору, причем кромка наклонного дефлектора отклоняет второй скважинный инструмент по направлению к выходному окну.B. A method for forming a multilateral well, comprising: 1) placing a deflector assembly inside a main wellbore located in a subterranean formation, the deflector assembly comprising: down the wellbore, the tubular part of the main wellbore, while the inner diameter (ID U ) of the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) of the tubular part of the main wellbore located down the wellbore, b) exit window , located in the side wall of the uphole tubular part of the lateral wellbore, and c) an inclined deflector located inside the uphole tubular part of the lateral wellbore, the inclined deflector being located in close proximity to the exit window and inclined towards German y, and furthermore, the inclined deflector comprises a through channel having a diameter (D TB ) connecting the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, the through channel forming the edge of the inclined deflector; 2) running a first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ) towards the inclined deflector, wherein the edge of the inclined deflector allows the first downhole tool to pass through the inclined deflector to the downhole tubular portion of the main wellbore, and 3) running a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) towards the inclined deflector, wherein the edge of the inclined deflector deflects the second downhole tool towards the exit window.

C. Многоствольная скважина, причем многоствольная скважина содержит основной ствол скважины, боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины, узел дефлектора, расположенный в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины с боковым стволом скважины, причем узел дефлектора содержит: а) трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины; b) выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; и c) наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины и для отклонения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к выходному окну.C. Multilateral wellbore, wherein the multilateral wellbore comprises a main wellbore, a lateral wellbore extending from the main wellbore, a deflector assembly located in close proximity to the intersection of the main wellbore with the lateral wellbore, the deflector assembly comprising: a) a tubular element, wherein the tubular element comprises an uphole tubular part of the lateral wellbore and a tubular part of the main wellbore located down the wellbore, wherein the inner diameter (ID U ) of the uphole tubular part of the lateral wellbore is greater than the inner diameter (ID D ) downhole tubular part of the main wellbore; b) an exit port located in a sidewall of an uphole tubular portion of a lateral wellbore; and c) an inclined deflector disposed within an uphole tubular portion of a lateral wellbore, wherein the inclined deflector is positioned in close proximity to and inclined towards the exit window, and further the inclined deflector comprises a through channel having a diameter (D TB ) connecting the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, wherein the through channel forms the edge of the inclined deflector to ensure the passage of the first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ), through the inclined deflector to the downhole tubular portion of the main wellbore and to divert a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) toward the exit window.

[45] Аспекты A, B и C могут содержать один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: дополнительно содержащий разбуриваемую внешнюю муфту, закрывающую выходное окно. Элемент 2: дополнительно содержащий наполнитель, по существу заполняющий открытое пространство между наклонным дефлектором и разбуриваемой внешней муфтой, и дополнительно при этом второй сквозной канал проходит через наполнитель для соединения находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины. Элемент 3: дополнительно содержащий наполнитель, по существу заполняющий открытое пространство между наклонным дефлектором и выходным окном, и дополнительно при этом второй сквозной канал проходит через наполнитель для соединения находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины. Элемент 4: отличающийся тем, что наполнитель представляет собой цемент. Элемент 5: отличающийся тем, что находящаяся ниже по стволу скважины трубчатая часть основного ствола скважины представляет собой скважинный хвостовик, и дополнительно при этом скважинный хвостовик проходит в находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины для образования кромки наклонного дефлектора. Элемент 6: отличающийся тем, что диаметр (DTB) сквозного канала по существу равен внутреннему диаметру (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины. Элемент 7: отличающийся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно содержащий второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше первого диаметра сквозного канала (DTB), причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), через второй наклонный дефлектор по направлению к первому наклонному дефлектору и для отклонения третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму выходному окну. Элемент 8: отличающийся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины по существу равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины. Элемент 9: дополнительно содержащий часть полированного приемного гнезда, расположенную между находящейся выше по стволу скважины трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины. Элемент 10: отличающийся тем, что второй скважинный инструмент представляет собой буровую компоновку, имеющую диаметр (D2) больше диаметра (DTB), и дополнительно включающий бурение бокового ствола скважины в подземный пласт путем отклонения буровой компоновки по направлению к выходному окну с использованием кромки наклонного дефлектора. Элемент 11: отличающийся тем, что первый скважинный инструмент представляет собой инструмент для изоляции узла сопряжения, имеющий диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), и дополнительно включающий гидроразрыв основного ствола скважины путем спуска инструмента для изоляции узла сопряжения через наклонный дефлектор в трубчатую часть основного ствола скважины и прикладывание повышенного давления к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины. Элемент 12: дополнительно содержащий часть полированного приемного гнезда, расположенную между находящейся выше по стволу скважины трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины, и при этом гидроразрыв основного ствола скважины путем спуска инструмента для изоляции узла сопряжения через наклонный дефлектор в трубчатую часть основного ствола скважины включает посадку инструмента для изоляции узла сопряжения внутри части полированного приемного гнезда и последующее прикладывание повышенного давления к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины. Элемент 13: отличающийся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно содержащий второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше диаметра (DTB) первого сквозного канала, причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора. Элемент 14: дополнительно включающий спуск третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму наклонному дефлектору, причем кромка второго наклонного дефлектора отклоняет третий скважинный инструмент по направлению ко второму выходному окну. Элемент 15: отличающийся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины по существу равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины. Элемент 16: отличающийся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно содержащий второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше первого диаметра сквозного канала (DTB), причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), через второй наклонный дефлектор по направлению к первому наклонному дефлектору и для отклонения третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму выходному окну. Элемент 17: отличающийся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины по существу равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины.[45] Aspects A, B, and C may comprise one or more of the following optional elements in combination: Element 1: further comprising a drillable outer sleeve covering the exit port. Element 2: further comprising a filler substantially filling the open space between the inclined deflector and the outer sleeve being drilled, and additionally, the second through passage passes through the filler to connect the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part main wellbore. Element 3: further comprising a filler substantially filling the open space between the inclined deflector and the exit port, and furthermore, the second through channel passes through the filler to connect the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore wellbore. Element 4: characterized in that the filler is cement. Element 5: characterized in that the downhole tubular part of the main wellbore is a well liner, and additionally, the well liner extends into the uphole tubular part of the lateral wellbore to form the edge of the inclined deflector. Element 6: characterized in that the diameter (D TB ) of the through channel is substantially equal to the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular portion of the main wellbore. Element 7: characterized in that the uphole tubular part of the lateral wellbore is the first uphole tubular part of the lateral wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and the tubular element further comprises a second uppermost along the wellbore, the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore from the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, while the inner diameter (ID U2 ) of the second tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore is greater than the inner diameter ( ID D ) downhole tubular part of the main wellbore, and additionally containing a second exit window located in the side wall of the second tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, and a second inclined deflector located inside the W one of the uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting the second one located upstream of the wellbore the tubular part of the lateral wellbore and the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, wherein the second through channel has a diameter (D TB2 ) greater than the first through channel diameter (D TB ), and the second through channel forms the second edge of the inclined deflector to allow passage a second downhole tool having a diameter (D 2 ) less than the diameter (D TB2 ) through the second inclined deflector towards the first inclined deflector and to deflect a third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ) towards second exit window. Element 8: characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is substantially equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore. Element 9: additionally containing a part of a polished receptacle located between the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore. Element 10: characterized in that the second downhole tool is a drilling assembly having a diameter (D 2 ) larger than the diameter (D TB ), and further comprising drilling a lateral wellbore into a subterranean formation by deflecting the drilling assembly towards the exit window using an edge inclined deflector. Element 11: characterized in that the first downhole tool is a tool for isolating the interface node, having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ), and additionally including hydraulic fracturing of the main wellbore by lowering the tool for isolating the interface node through an inclined deflector into a tubular a portion of the main wellbore; and applying increased pressure to a downhole tubular portion of the main wellbore to fracture the main wellbore. Element 12: additionally containing a part of a polished receiving socket located between the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore and the tubular part of the main wellbore located down the wellbore, and at the same time hydraulic fracturing of the main wellbore by lowering the tool to isolate the interface node through the inclined the deflector into the tubular part of the main wellbore includes landing a tool for isolating the interface assembly inside the part of the polished receiving socket and then applying increased pressure to the tubular part of the main wellbore located down the wellbore for hydraulic fracturing of the main wellbore. Element 13: characterized in that the uphole tubular part of the lateral wellbore is the first uphole tubular part of the lateral wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and the tubular element further comprises a second upper wellbore along the wellbore, the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore from the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, while the inner diameter (ID U2 ) of the second tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore is greater than the inner diameter ( ID D ) downhole tubular part of the main wellbore, and additionally containing a second exit window located in the side wall of the second uphole tubular part of the lateral wellbore, and a second inclined deflector located inside in the second uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting the second upstream wellbore the tubular part of the lateral wellbore and the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, wherein the second through channel has a diameter (D TB2 ) greater than the diameter (D TB ) of the first through channel, and the second through channel forms the second edge of the inclined deflector. Element 14: further comprising running a third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ) towards the second inclined deflector, wherein the edge of the second inclined deflector deflects the third downhole tool towards the second exit window. Element 15: characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is substantially equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore. Element 16: characterized in that the uphole tubular part of the lateral wellbore is the first uphole tubular part of the lateral wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and the tubular element further comprises a second upstream along the wellbore, the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore from the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, while the inner diameter (ID U2 ) of the second tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore is greater than the inner diameter ( ID D ) downhole tubular part of the main wellbore, and additionally containing a second exit window located in the side wall of the second uphole tubular part of the lateral wellbore, and a second inclined deflector located inside in the second uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting the second upstream wellbore the tubular part of the lateral wellbore and the first tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore, wherein the second through channel has a diameter (D TB2 ) greater than the first through channel diameter (D TB ), and the second through channel forms the second edge of the inclined deflector to allow passage a second downhole tool having a diameter (D 2 ) less than the diameter (D TB2 ) through the second inclined deflector towards the first inclined deflector and to deflect a third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ) towards second exit window. Element 17: characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is substantially equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore.

Специалистам в данной области техники, к которой относится данная заявка, будет понятно, что в описанные варианты реализации могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и модификации.Those skilled in the art to which this application pertains will appreciate that other and additional additions, deletions, substitutions, and modifications may be made to the described embodiments.

Claims (38)

1. Узел дефлектора многоствольной скважины, содержащий:1. A multilateral well deflector assembly comprising: трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины; a tubular element, wherein the tubular element comprises an uphole tubular part of the lateral wellbore and a tubular part of the main wellbore located down the wellbore, wherein the inner diameter (ID U ) of the uphole tubular part of the lateral wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) downhole tubular portion of the main wellbore; часть полированного приемного гнезда, расположенную между трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины, причем полированное приемное гнездо выполнено с возможностью герметизации скважинного инструмента, проходящего через внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и по направлению к трубчатой части основного ствола скважины;part of a polished receptacle located between the tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, and the polished receptacle is configured to seal the downhole tool passing through the inner diameter (ID U ) of the upstream tubular part lateral wellbore, and towards the tubular part of the main wellbore; выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иan exit port located in a side wall of an uphole tubular portion of a lateral wellbore; and наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины и для отклонения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к выходному окну.an inclined deflector located inside the uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inclined deflector is located in close proximity to the exit window and is inclined towards it, and additionally, the inclined deflector contains a through channel having a diameter (D TB ), connecting the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, wherein the through channel forms the edge of the inclined deflector to ensure the passage of the first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ), through the inclined deflector to the downhole tubular portion of the main wellbore and to divert a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) toward the exit window. 2. Узел дефлектора по п. 1, дополнительно содержащий разбуриваемую внешнюю муфту, закрывающую выходное окно, и дополнительно содержащий наполнитель, заполняющий открытое пространство между наклонным дефлектором и разбуриваемой внешней муфтой, и дополнительно при этом второй сквозной канал проходит через наполнитель для соединения находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины.2. The deflector assembly according to claim 1, further comprising a drillable outer sleeve covering the exit window, and additionally containing a filler filling the open space between the inclined deflector and the drillable outer sleeve, and additionally, the second through channel passes through the filler to connect the upstream wellbore tubular part of the lateral wellbore and located down the wellbore tubular part of the main wellbore. 3. Узел дефлектора по п. 1, дополнительно содержащий наполнитель, заполняющий открытое пространство между наклонным дефлектором и выходным окном, и дополнительно при этом второй сквозной канал проходит через наполнитель для соединения находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и причем наполнитель представляет собой цемент.3. The deflector assembly according to claim 1, further comprising a filler filling the open space between the inclined deflector and the exit window, and additionally, the second through channel passes through the filler to connect the tubular part of the lateral wellbore located up the wellbore and located down the wellbore well tubular portion of the main wellbore, and moreover, the filler is a cement. 4. Узел дефлектора по п. 1, отличающийся тем, что находящаяся ниже по стволу скважины трубчатая часть основного ствола скважины представляет собой скважинный хвостовик, и дополнительно при этом скважинный хвостовик проходит в находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины для образования кромки наклонного дефлектора, и причем диаметр (DTB) сквозного канала равен внутреннему диаметру (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, с возможным отклонением указанных диаметров в пределах ±10% относительно друг друга.4. The deflector assembly according to claim. 1, characterized in that the downhole tubular part of the main wellbore is a well liner, and additionally, the well liner extends into the tubular part of the lateral wellbore located upstream of the wellbore to form the edge of the inclined deflector, and moreover, the diameter (D TB ) of the through channel is equal to the inner diameter (ID D ) of the tubular part of the main wellbore located down the wellbore, with a possible deviation of these diameters within ±10% relative to each other. 5. Узел дефлектора по п. 1, отличающийся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно содержащий:5. The deflector assembly according to claim 1, characterized in that the uphole tubular part of the lateral wellbore is the first uphole tubular part of the lateral wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and the tubular the element further comprises a second uphole tubular part of the lateral wellbore located uphole from the first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore the wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) of the tubular part of the main wellbore located down the wellbore, and additionally containing: второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иa second exit port located in the side wall of the second uphole tubular portion of the lateral wellbore; and второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше диаметра (DTB) первого сквозного канала, причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), через второй наклонный дефлектор по направлению к первому наклонному дефлектору и для отклонения третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму выходному окну.a second inclined deflector located inside the second uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting a second uphole tubular part of the lateral wellbore and a first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second through passage has a diameter (D TB2 ) greater than the diameter (D TB ) of the first through passage, the second through passage forming the second the edge of the inclined deflector to allow passage of the second downhole tool having a diameter (D 2 ) less than the diameter (D TB2 ) through the second inclined deflector towards the first inclined deflector and to deflect the third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ) , towards the second output window. 6. Узел дефлектора по п. 5, отличающийся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, с возможным отклонением указанных диаметров в пределах ±10% относительно друг друга.6. The deflector assembly according to claim 5, characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore, with possible deviation of the specified diameters within ±10% relative to each other. 7. Способ образования многоствольной скважины, включающий:7. The method of formation of a multilateral well, including: размещение узла дефлектора внутри основного ствола скважины, расположенного в подземном пласте, причем узел дефлектора содержит:placement of the deflector assembly inside the main wellbore located in the subterranean formation, the deflector assembly comprising: трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины;a tubular element, wherein the tubular element comprises an uphole tubular part of the lateral wellbore and a tubular part of the main wellbore located down the wellbore, wherein the inner diameter (ID U ) of the uphole tubular part of the lateral wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) downhole tubular portion of the main wellbore; часть полированного приемного гнезда, расположенную между трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины, причем полированное приемное гнездо выполнено с возможностью герметизации скважинного инструмента, проходящего через внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и по направлению к трубчатой части основного ствола скважины;part of a polished receptacle located between the tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, and the polished receptacle is configured to seal the downhole tool passing through the inner diameter (ID U ) of the upstream tubular part lateral wellbore, and towards the tubular part of the main wellbore; выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иan exit port located in a side wall of an uphole tubular portion of a lateral wellbore; and наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора;an inclined deflector located inside the uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inclined deflector is located in close proximity to the exit window and is inclined towards it, and additionally, the inclined deflector contains a through channel having a diameter (D TB ), connecting an uphole tubular part of the lateral wellbore and a downhole tubular part of the main wellbore, the through channel forming the edge of the inclined deflector; спуск первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), по направлению к наклонному дефлектору, причем кромка наклонного дефлектора обеспечивает прохождение первого скважинного инструмента через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины; иrunning a first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ) towards the inclined deflector, wherein the edge of the inclined deflector allows the first downhole tool to pass through the inclined deflector to a downhole tubular portion of the main wellbore; and спуск второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к наклонному дефлектору, причем кромка наклонного дефлектора отклоняет второй скважинный инструмент по направлению к выходному окну.running a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) towards the inclined deflector, wherein the edge of the inclined deflector deflects the second downhole tool towards the exit window. 8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что второй скважинный инструмент представляет собой буровую компоновку, имеющую диаметр (D2) больше диаметра (DTB), и дополнительно включающий бурение бокового ствола скважины в подземный пласт путем отклонения буровой компоновки по направлению к выходному окну с использованием кромки наклонного дефлектора, причем первый скважинный инструмент представляет собой инструмент для изоляции узла сопряжения, имеющий диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), и дополнительно включающий гидроразрыв основного ствола скважины путем спуска инструмента для изоляции узла сопряжения через наклонный дефлектор в трубчатую часть основного ствола скважины и прикладывание повышенного давления к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины, и дополнительно включающий часть полированного приемного гнезда, расположенную между находящейся выше по стволу скважины трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины, и при этом гидроразрыв основного ствола скважины путем спуска инструмента для изоляции узла сопряжения через наклонный дефлектор в трубчатую часть основного ствола скважины включает посадку инструмента для изоляции узла сопряжения внутри части полированного приемного гнезда и последующее прикладывание повышенного давления к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины для гидроразрыва основного ствола скважины.8. The method according to claim 7, characterized in that the second downhole tool is a drilling assembly having a diameter (D 2 ) larger than the diameter (D TB ), and further comprising drilling a lateral wellbore into a subterranean formation by deflecting the drilling assembly towards exit window using the edge of the inclined deflector, wherein the first downhole tool is a tool for isolating the interface node, having a diameter (D 1 ) less than the diameter (D TB ), and additionally including hydraulic fracturing of the main wellbore by running the tool for isolating the interface node through the inclined deflector into the tubular part of the main wellbore and applying increased pressure to the downhole tubular part of the main wellbore for hydraulic fracturing of the main wellbore, and additionally including a part of the polished receiving socket located between the tubular part of the lateral wellbore located upstream of the wellbore and the tubular part of the main wellbore located down the wellbore, and at the same time hydraulic fracturing of the main wellbore by lowering the tool for isolating the interface node through the inclined deflector into the tubular part of the main wellbore includes landing the tool for isolating the interface node inside the part of the polished receiving socket and subsequent applying increased pressure to the downhole tubular portion of the main wellbore to fracture the main wellbore. 9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно включающий:9. The method according to claim 7, characterized in that the uphole tubular part of the lateral wellbore is the first upstream tubular part of the lateral wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and the tubular element further comprises a second uphole tubular part of the lateral wellbore located upstream of the first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore wells larger than the inner diameter (ID D ) located down the wellbore of the tubular part of the main wellbore, and further comprising: второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иa second exit port located in the side wall of the second uphole tubular portion of the lateral wellbore; and второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше диаметра (DTB) первого сквозного канала, причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора.a second inclined deflector located inside the second uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting a second uphole tubular part of the lateral wellbore and a first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second through passage has a diameter (D TB2 ) greater than the diameter (D TB ) of the first through passage, the second through passage forming the second deflector edge. 10. Способ по п. 9, дополнительно включающий спуск третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму наклонному дефлектору, причем кромка второго наклонного дефлектора отклоняет третий скважинный инструмент по направлению ко второму выходному окну.10. The method of claim. 9, further comprising running a third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ), towards the second inclined deflector, and the edge of the second inclined deflector deflects the third downhole tool towards the second exit window . 11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, с возможным отклонением указанных диаметров в пределах ±10% относительно друг друга.11. The method according to claim 10, characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore, with the possible deviation of the specified diameters within ±10% relative to each other. 12. Многоствольная скважина, содержащая:12. Multilateral well containing: основной ствол скважины;main wellbore; боковой ствол скважины, отходящий от основного ствола скважины; иa lateral wellbore extending from the main wellbore; and узел дефлектора, расположенный в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины с боковым стволом скважины, причем узел дефлектора содержит:a deflector assembly located in close proximity to the intersection of the main wellbore with a lateral wellbore, the deflector assembly comprising: трубчатый элемент, причем трубчатый элемент содержит находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины;a tubular element, wherein the tubular element comprises an uphole tubular part of the lateral wellbore and a tubular part of the main wellbore located down the wellbore, wherein the inner diameter (ID U ) of the uphole tubular part of the lateral wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) downhole tubular portion of the main wellbore; часть полированного приемного гнезда, расположенную между трубчатой частью бокового ствола скважины и находящейся ниже по стволу скважины трубчатой частью основного ствола скважины, причем полированное приемное гнездо выполнено с возможностью герметизации скважинного инструмента, проходящего через внутренний диаметр (IDU) находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, и по направлению к трубчатой части основного ствола скважины;part of a polished receptacle located between the tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, and the polished receptacle is configured to seal the downhole tool passing through the inner diameter (ID U ) of the upstream tubular part lateral wellbore, and towards the tubular part of the main wellbore; выходное окно, расположенное в боковой стенке находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иan exit port located in a side wall of an uphole tubular portion of a lateral wellbore; and наклонный дефлектор, расположенный внутри находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом наклонный дефлектор содержит сквозной канал, имеющий диаметр (DTB), соединяющий находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и находящуюся ниже по стволу скважины трубчатую часть основного ствола скважины, причем сквозной канал образует кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения первого скважинного инструмента, имеющего диаметр (D1) меньше диаметра (DTB), через наклонный дефлектор к находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины и для отклонения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) больше диаметра (DTB), по направлению к выходному окну.an inclined deflector located inside the uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inclined deflector is located in close proximity to the exit window and is inclined towards it, and additionally, the inclined deflector contains a through channel having a diameter (D TB ), connecting the uphole tubular part of the lateral wellbore and the downhole tubular part of the main wellbore, wherein the through channel forms the edge of the inclined deflector to ensure the passage of the first downhole tool having a diameter (D 1 ) smaller than the diameter (D TB ), through the inclined deflector to the downhole tubular portion of the main wellbore and to divert a second downhole tool having a diameter (D 2 ) greater than the diameter (D TB ) toward the exit window. 13. Многоствольная скважина по п. 12, отличающаяся тем, что находящаяся выше по стволу скважины трубчатая часть бокового ствола скважины представляет собой первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, а наклонный дефлектор представляет собой первый наклонный дефлектор, и при этом трубчатый элемент дополнительно содержит вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, расположенную выше по стволу скважины от первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, при этом внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины больше внутреннего диаметра (IDD) находящейся ниже по стволу скважины трубчатой части основного ствола скважины, и дополнительно содержащая:13. A multilateral well according to claim 12, characterized in that the tubular part of the lateral wellbore located upstream of the wellbore is the first tubular part of the lateral wellbore located upstream of the wellbore, and the inclined deflector is the first inclined deflector, and at the same time the tubular the element further comprises a second uphole tubular part of the lateral wellbore located uphole from the first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore wellbore is larger than the inner diameter (ID D ) of the downhole tubular portion of the main wellbore, and further comprising: второе выходное окно, расположенное в боковой стенке второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины; иa second exit port located in the side wall of the second uphole tubular portion of the lateral wellbore; and второй наклонный дефлектор, расположенный внутри второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, причем второй наклонный дефлектор расположен в непосредственной близости от второго выходного окна и наклонен по направлению к нему, и дополнительно при этом второй наклонный дефлектор содержит второй сквозной канал, соединяющий вторую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины и первую находящуюся выше по стволу скважины трубчатую часть бокового ствола скважины, причем второй сквозной канал имеет диаметр (DTB2) больше диаметра (DTB) первого сквозного канала, причем второй сквозной канал образует вторую кромку наклонного дефлектора для обеспечения прохождения второго скважинного инструмента, имеющего диаметр (D2) меньше диаметра (DTB2), через второй наклонный дефлектор по направлению к первому наклонному дефлектору и для отклонения третьего скважинного инструмента, имеющего диаметр (D3) больше диаметра (DTB2), по направлению ко второму выходному окну.a second inclined deflector located inside the second uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second inclined deflector is located in close proximity to the second exit window and is inclined towards it, and additionally, the second inclined deflector contains a second through channel connecting a second uphole tubular part of the lateral wellbore and a first uphole tubular part of the lateral wellbore, wherein the second through passage has a diameter (D TB2 ) greater than the diameter (D TB ) of the first through passage, the second through passage forming the second the edge of the inclined deflector to allow passage of the second downhole tool having a diameter (D 2 ) less than the diameter (D TB2 ) through the second inclined deflector towards the first inclined deflector and to deflect the third downhole tool having a diameter (D 3 ) greater than the diameter (D TB2 ) , towards the second output window. 14. Многоствольная скважина по п. 13, отличающаяся тем, что внутренний диаметр (IDU2) второй находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины равен внутреннему диаметру (IDU1) первой находящейся выше по стволу скважины трубчатой части бокового ствола скважины, с возможным отклонением указанных диаметров в пределах ±10% относительно друг друга.14. A multilateral well according to claim 13, characterized in that the inner diameter (ID U2 ) of the second uphole tubular part of the lateral wellbore is equal to the inner diameter (ID U1 ) of the first uphole tubular part of the lateral wellbore, with possible deviation of the specified diameters within ±10% relative to each other.
RU2021116832A 2019-02-08 2020-02-04 Deflector assembly of a multilateral borehole, method for forming a multilateral borehole and multilateral borehole RU2774882C1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US62/802,882 2019-02-08
US16/781,737 2020-02-04

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2774882C1 true RU2774882C1 (en) 2022-06-24

Family

ID=

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2266928A1 (en) * 1996-09-25 1998-04-02 Bruce Mcgarian Method of installing tubing into a lateral borehole
US20020162690A1 (en) * 2000-02-18 2002-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole drilling apparatus
US20120318582A1 (en) * 2009-09-21 2012-12-20 Fould Jeremie C Multilateral system with rapidtrip intervention sleeve and technique for use in a well
US20160273312A1 (en) * 2014-07-16 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral junction with mechanical stiffeners
US20170362896A1 (en) * 2015-12-15 2017-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Interactive-Deflection Mechanism
RU2649683C2 (en) * 2014-06-04 2018-04-04 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Wedge-deflector assembly and the deflecting wedge for multilateral wells
RU2672080C1 (en) * 2018-01-25 2018-11-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Whipstock for reentering side trunk of multiple well

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2266928A1 (en) * 1996-09-25 1998-04-02 Bruce Mcgarian Method of installing tubing into a lateral borehole
US20020162690A1 (en) * 2000-02-18 2002-11-07 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole drilling apparatus
US20120318582A1 (en) * 2009-09-21 2012-12-20 Fould Jeremie C Multilateral system with rapidtrip intervention sleeve and technique for use in a well
RU2649683C2 (en) * 2014-06-04 2018-04-04 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Wedge-deflector assembly and the deflecting wedge for multilateral wells
US20160273312A1 (en) * 2014-07-16 2016-09-22 Halliburton Energy Services, Inc. Multilateral junction with mechanical stiffeners
US20170362896A1 (en) * 2015-12-15 2017-12-21 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore Interactive-Deflection Mechanism
RU2672080C1 (en) * 2018-01-25 2018-11-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Whipstock for reentering side trunk of multiple well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6550550B2 (en) Downhole drilling apparatus
CA2361359C (en) Method and apparatus for multilateral junction
US11286722B2 (en) Deflector assembly and method for forming a multilateral well
US6830106B2 (en) Multilateral well completion apparatus and methods of use
US6585040B2 (en) Downhole drilling apparatus
US9140081B2 (en) System for circumferentially aligning a downhole latch subsystem
US9127520B2 (en) Apparatus, system and method for circumferentially orienting a downhole latch subsystem
NO20190199A1 (en) Plug deflector for isolating a wellbore of a multi-lateral wellbore system
RU2774882C1 (en) Deflector assembly of a multilateral borehole, method for forming a multilateral borehole and multilateral borehole
RU2776020C1 (en) Deflector assembly with a window for a multilateral borehole, multilateral borehole system and method for forming a multilateral borehole system
US11668164B2 (en) Self-deflecting multilateral junction
RU2809140C1 (en) Well system for positioning self-deflecting multi-joint connection inside multi-joint well
US11286721B2 (en) Combined multilateral window and deflector and junction system
CA2595026C (en) Downhole drilling apparatus and method for use of same
GB2402151A (en) Downhole Apparatus And Method For Drilling Lateral Boreholes