RU2809140C1

RU2809140C1 - Well system for positioning self-deflecting multi-joint connection inside multi-joint well

Info

Publication number: RU2809140C1
Application number: RU2022125130A
Authority: RU
Inventors: Ларс Петтер ЛАРСЕН
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2020-06-29
Filing date: 2021-06-22
Publication date: 2023-12-07

Abstract

FIELD: oil and gas wells.

SUBSTANCE: group of inventions is related to a self-deviating multi-joint connection, a method for placing a self-deviating multi-joint connection in a multi-joint well, and a system for placing a self-deviating multi-joint connection in a multi-joint well. The self-diverting multi-joint connection comprises: a diverter having an uphole end and a downhole end, the diverter comprising a main tubular element, a first flow path from the main tubular element configured to connect to the wellbore, a second flow path from the main tubular element, configured to connect to a side wellbore, the second flow path having a side seal channel and a deflector ramp; and a side working part of the tool located inside the main tubular element and removably connected to the deflection device. The lateral working portion of the tool includes a nose end configured to extend into the second flow path, a valve element, and a side seal for engagement with the side seal channel. The valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position opening the valve element.

EFFECT: increasing the efficiency of flow control along the trunks of a multi-joint well.

15 cl, 14 dwg

Description

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУCROSS REFERENCE TO RELATED APPLICATION

[001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США № 17/353,968, поданной 22 июня 2021 г. и озаглавленной «SELF-DEFLECTING MULTILATERAL JUNCTION», которая испрашивает преимущество предварительной заявки на патент США № 63/045,612, поданной 29 июня 2020 г. и озаглавленной «SELF-DEFLECTING MULTILATERAL JUNCTION», которые принадлежат тому же правообладателю, что и данная заявка, и полностью включены в данный документ посредством ссылки.[001] This application claims the benefit of US Patent Application No. 17/353,968, filed June 22, 2021, entitled "SELF-DEFLECTING MULTILATERAL JUNCTION", which claims the benefit of US Provisional Patent Application No. 63/045,612, filed June 29, 2020 . and entitled "SELF-DEFLECTING MULTILATERAL JUNCTION", which are owned by the same copyright holder as this application and are incorporated herein by reference in their entirety.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE ART

[002] Нестандартные месторождения являются довольно конкурентоспособными. На месторождениях наблюдается тенденция к использованию более длинных горизонтальных скважин для увеличения контакта с пластом-коллектором. Многоствольные стволы скважин предлагают альтернативный подход к максимальному увеличению контакта с пластом-коллектором. Многоствольные стволы скважин содержат один или более боковых стволов скважин, отходящих от другого ствола скважины, такого как основной ствол скважины.[002] Non-standard deposits are quite competitive. There is a trend in fields to use longer horizontal wells to increase contact with the reservoir. Multilateral wellbores offer an alternative approach to maximizing contact with the reservoir. Multilateral wellbores include one or more lateral wellbores extending from another wellbore, such as a main wellbore.

В уровне техники известно решение US 6047774, в котором раскрыт многоствольный инструмент, который включает в себя три секции обсадной колонны, которые сохраняют диаметр основной обсадной колонны, в том числе: несущую секцию, боковую секцию и основную секцию. При использовании инструмент работает с боковой секцией, удерживаемой соосно с возможностью разъема внутри несущей секции, и с основной секцией корпуса, прикрепленной к нижнему концу несущей секции. После размещения в расширенной секции ствола скважины боковая секция освобождается и отводится из предварительно сформированного окна в нижнем конце несущей секции и проходит в основном параллельно основной секции обсадной колонны. Таким образом, у окна несущей обсадной колонны образуется боковой переход, в котором двойные колонны обсадных труб соединяются с основной обсадной колонной. Второе окно, которое предварительно выполнено в верхнем конце боковой секции, совмещено с отверстием основного корпуса, когда боковая секция корпуса полностью выдвинута из окна несущей секции, что позволяет извлечь отклоняющее устройство, встроенное в держатель. разрез обсадной колонны через второе окно. Затем двойные колонны бурятся по отдельности и заканчиваются в намеченных местах, при этом целостность давления между двойными колоннами поддерживается за счет использования сдвоенного оборудования через боковое соединение.The prior art discloses US 6,047,774, which discloses a multi-barrel tool that includes three casing sections that maintain the diameter of the main casing, including: a carrier section, a lateral section and a main section. In use, the tool operates with a side section held releasably coaxially within the carrier section and a main body section attached to the lower end of the carrier section. Once positioned in the expanded section of the wellbore, the lateral section is released and retracted from a preformed window at the lower end of the carrier section and runs substantially parallel to the main casing section. This creates a side passage at the carrier casing window where the double casing strings are connected to the main casing. The second window, which is pre-formed at the upper end of the side section, is aligned with the opening of the main body when the side section of the body is fully extended from the window of the carrier section, allowing the deflector built into the holder to be removed. casing section through the second window. The dual strings are then drilled individually and terminated at the intended locations, with pressure integrity between the dual strings maintained through the use of dual equipment through a lateral connection.

Однако, в этом решении не раскрыто то, что клапанный элемент содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент, что обеспечивает переключение из открытого положения в закрытое положение для управления потоком.However, what is not disclosed in this solution is that the valve element includes a sliding sleeve movable from a closed position covering the valve element to allow switching from an open position to a closed position to control flow.

Также известно решение US2019040719, в котором раскрыт способ, который включает транспортировку инструмента для изоляции соединения, инструмента для поддержки соединения, узла бокового заканчивания и дефлектора заканчивания в материнский ствол скважины, обсаженный обсадной трубой. Дефлектор заканчивания соединяется с обсадной колонной, а узел бокового заканчивания отсоединяется и продвигается в боковой ствол скважины. После разрыва бокового ствола скважины инструмент для изоляции соединения отсоединяется от инструмента для поддержки соединения, втягивается обратно в родительский ствол скважины и соединяется с дефлектором заканчивания путем продвижения стингера во внутреннее отверстие дефлектора заканчивания. После гидравлического разрыва нижней части родительского ствола инструмент для изоляции соединения удаляет дефлектор заканчивания из родительского ствола скважины.Also known is US2019040719, which discloses a method that includes transporting a joint isolation tool, a joint support tool, a lateral completion assembly, and a completion deflector into a cased mother wellbore. The completion deflector is connected to the casing, and the lateral completion assembly is disconnected and advanced into the lateral wellbore. After the lateral wellbore is fractured, the connection isolation tool is disconnected from the connection support tool, retracted back into the parent wellbore, and connected to the completion deflector by advancing a stinger into the completion deflector's internal bore. After hydraulic fracturing the lower portion of the parent wellbore, the joint isolation tool removes the completion deflector from the parent wellbore.

Однако, в этом решении также не раскрыто то, что клапанный элемент содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент, что обеспечивает переключение из открытого положения в закрытое положение для управления потоком.However, this solution also does not disclose that the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element, which allows switching from an open position to a closed position to control flow.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВBRIEF DESCRIPTION OF GRAPHIC MATERIALS

[003] Далее дана ссылка на следующее описание, рассматриваемое совместно с прилагаемыми графическими материалами, при этом:[003] Reference is made to the following description, taken in conjunction with the accompanying drawings, wherein:

[004] на Фиг. 1 проиллюстрирован схематический вид системы многоствольной скважины в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе;[004] in FIG. 1 illustrates a schematic view of a multilateral well system in accordance with one or more embodiments disclosed herein;

[005] на Фиг. 2 проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение, спроектированное, изготовленное и эксплуатируемое в соответствии с данным изобретением;[005] in FIG. 2 illustrates a self-deviating multi-joint designed, manufactured and operated in accordance with the present invention;

[006] на Фиг. 3 проиллюстрирован один вариант реализации отклоняющего устройства, проиллюстрированного на Фиг. 2;[006] in FIG. 3 illustrates one embodiment of the deflector illustrated in FIG. 2;

[007] на Фиг. 4А проиллюстрирован один вариант реализации боковой рабочей части инструмента, аналогичной боковой рабочей части инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 2;[007] in FIG. 4A illustrates one embodiment of a tool side similar to the tool side illustrated in FIG. 2;

[008] на Фиг. 4В проиллюстрирован альтернативный вариант реализации боковой рабочей части инструмента, аналогичной боковой рабочей части инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 2;[008] in FIG. 4B illustrates an alternative embodiment of a tool side similar to the tool side illustrated in FIG. 2;

[009] на Фиг. 5 проиллюстрирован один вариант реализации спускного инструмента, проиллюстрированного на Фиг. 2;[009] in FIG. 5 illustrates one embodiment of the running tool illustrated in FIG. 2;

[0010] на Фиг. 6A проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение, показанное на Фиг. 2, в рабочем состоянии, при этом боковая рабочая часть инструмента свободно перемещается в скважине внутри отклоняющего устройства, но при этом боковая рабочая часть инструмента не герметизируется с боковым каналом уплотнения отклоняющего устройства;[0010] in FIG. 6A illustrates the self-deviating multi-joint shown in FIG. 2, in working condition, while the side working part of the tool moves freely in the well inside the deflector, but the side working part of the tool is not sealed with the side seal channel of the deflector;

[0011] на Фиг. 6B проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение, показанное на Фиг. 2, в рабочем состоянии, когда боковая рабочая часть инструмента герметизируется с боковым каналом уплотнения отклоняющего устройства;[0011] in FIG. 6B illustrates the self-deviating multi-joint shown in FIG. 2, in the working state, when the side working part of the tool is sealed with the side seal channel of the deflector device;

[0012] на Фиг. 7-13 проиллюстрирован один вариант реализации способа развертывания самоотклоняющегося многоствольного соединения, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения в скважинной системе; и[0012] in FIG. 7-13 illustrate one embodiment of a method for deploying a self-deviating multilateral joint designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention in a well system; And

[0013] на Фиг. 14 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации скважинной системы, спроектированной, изготовленной и эксплуатируемой в соответствии с данным изобретением.[0013] in FIG. 14 illustrates an alternative implementation of a well system designed, manufactured and operated in accordance with the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0014] Подземный пласт, содержащий углеводороды нефти и/или газа, может называться пластом-коллектором, причем пласт-коллектор может быть расположен на суше или в море. Коллекторы обычно расположены в диапазоне от нескольких сотен футов (неглубокие пласты-коллекторы) до десятков тысяч футов (сверхглубокие пласты-коллекторы). Для добычи нефти, газа или других флюидов из пласта-коллектора скважину бурят вглубь пласта-коллектора или рядом с пластом-коллектором.[0014] A subterranean formation containing oil and/or gas hydrocarbons may be called a reservoir, and the reservoir may be located on land or offshore. Reservoirs typically range from a few hundred feet (shallow reservoirs) to tens of thousands of feet (ultradeep reservoirs). To extract oil, gas, or other fluids from a reservoir, a well is drilled deep into the reservoir or adjacent to the reservoir.

[0015] Скважина может включать в себя, без ограничения, добывающую скважину для добычи нефти, газа или воды или нагнетательную скважину. Используемый в данном документе термин «скважина» включает по меньшей мере один ствол скважины, имеющий стенку ствола скважины. Ствол скважины может содержать вертикальные, наклонные и горизонтальные участки и может быть прямым, искривленным или разветвленным. Используемый в данном документе термин «ствол скважины» включает любой обсаженный и любой необсаженный (например, необсаженный ствол) участок ствола скважины. Призабойная зона представляет собой подземный материал и горную породу подземного пласта, окружающего ствол скважины. Используемый в данном документе термин «скважина» также включает призабойную зону. Призабойная зона преимущественно считается областью в пределах приблизительно 100 футов от ствола скважины. Используемый в данном документе термин «в скважину» означает и включает в себя в любой участок скважины, в том числе в ствол скважины или в призабойную зону через ствол скважины.[0015] A well may include, but is not limited to, an oil, gas, or water production well or an injection well. As used herein, the term “well” includes at least one wellbore having a wellbore wall. The wellbore may contain vertical, inclined and horizontal sections and may be straight, curved or branched. As used herein, the term “wellbore” includes any cased and any uncased (eg open hole) portion of a wellbore. The bottomhole zone is the underground material and rock of the underground formation surrounding the wellbore. As used herein, the term "well" also includes the bottomhole zone. The bottomhole zone is primarily considered to be the area within approximately 100 feet of the wellbore. As used herein, the term “downhole” means and includes any portion of the wellbore, including the wellbore or the near-wellbore area through the wellbore.

[0016] Хотя в некоторых случаях основной ствол скважины может быть образован в по существу вертикальной ориентации относительно поверхности скважины, и при этом боковой ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу горизонтальной ориентации относительно поверхности скважины, ссылка в данном документе на либо основной ствол скважины, либо боковой ствол скважины не подразумевают какую-либо конкретную ориентацию, и ориентация каждого из этих стволов скважины может включать участки, которые являются вертикальными, невертикальными, горизонтальными или негоризонтальными. Кроме того, термин «выше по стволу скважины» относится к направлению к поверхности скважины, тогда как термин «ниже по стволу скважины» относится к направлению дальше от поверхности скважины.[0016] Although in some cases the main wellbore may be formed in a substantially vertical orientation relative to the wellbore surface, and the lateral wellbore in some cases may be formed in a substantially horizontal orientation relative to the wellbore surface, reference herein to either the main wellbore the wellbore or 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 a direction towards the surface of the wellbore, while the term "downhole" refers to a direction further from the surface of the wellbore.

[0017] Многоствольная скважина (например, многоствольная технология, также называемая MLT; Multilateral Technology) представляет собой скважину, в которой к одному стволу скважины добавлены дополнительные ответвления. Многоствольные скважины используют как для новых скважин, так и для скважин с повторным входом, и они дают возможность увеличить вскрытие пласта-коллектора и более эффективно осуществлять дренаж пластов-коллекторов. По сравнению с двумя одиночными скважинами многоствольные скважины имеют более высокий уровень вскрытия пласта-коллектора, высокий текущий дебит при небольшом понижении уровня, экономию затрат и времени по сравнению с несколькими отдельными скважинами, меньшую потребность в интервалах и более раннюю добычу, а также другие преимущества.[0017] A multilateral well (eg, multilateral technology, also referred to as MLT; Multilateral Technology) is a well in which additional branches are added to one wellbore. Multilateral wells are used for both new wells and reentry wells and provide the opportunity to increase reservoir exposure and more efficiently drain reservoirs. Compared to two single wells, multilateral wells have higher reservoir penetration rates, higher flow rates with little drawdown, cost and time savings over multiple single wells, less spacing and earlier production, and other benefits.

[0018] В одном варианте реализации обеспечено самоотклоняющееся многоствольное соединение. Самоотклоняющееся многоствольное соединение в по меньшей мере одном варианте реализации обеспечивает «один спуск в скважину», герметичное соединение MLT с доступом к боковому и основному стволам. Например, в некоторых вариантах реализации не требуется отдельный спуск дефлектора. Самоотклоняющееся многоствольное соединение обеспечивает доступ по внутреннему диаметру (ID; internal diameter) ко второму боковому стволу скважины и, возможно, также к первому стволу скважины (например, первому основному стволу скважины), в зависимости от размера. Самоотклоняющееся многоствольное соединение также может быть реализовано и объединено с несколькими существующими многоствольными технологическими системами. Например, самоотклоняющееся многоствольное соединение можно использовать с системой FlexRite® Halliburton (предварительно фрезерованный алюминиевый выход, из верхней стороны) (обсаженный ствол), при этом его спускают с фрезерованием скважинного отклонителя перед спуском отклоняющего соединения, но без необходимости в отдельном спуске дефлектора. Кроме того, самоотклоняющееся многоствольное соединение можно использовать с системой Reflex Rite® Halliburton, при этом его спускают с анкером (пакером/расширяемым) и фрезерованием скважинного отклонителя перед спуском отклоняющего соединения, но без необходимости в отдельном спуске дефлектора. Кроме того, самоотклоняющееся многоствольное соединение можно использовать с герметичным соединением L5 необсаженного ствола (OH; open hole) с выходом из верхней стороны, при этом второй боковой ствол скважины и первый ствол скважины соединены через герметичное соединение «уровня 5 TAML», за один спуск в скважину, без необходимости в дополнительном спуске отклоняющего устройства, и, кроме того, без необходимости в отдельном спуске дефлектора. Кроме того, самоотклоняющееся многоствольное соединение можно использовать с герметичным соединением L5 OH с выходом из нижней стороны, при этом второй боковой ствол скважины и первый ствол скважины соединены через герметичное соединение «уровня 5 TAML», за один спуск в скважину, без необходимости в дополнительном спуске отклоняющего устройства, и, кроме того, без необходимости в отдельном спуске дефлектора.[0018] In one embodiment, a self-deviating multi-barrel connection is provided. The self-deviating multi-lateral connection, in at least one embodiment, provides a "single-drop", sealed MLT connection with side and main hole access. For example, some embodiments do not require a separate deflector release. The self-deviating multilateral connection provides internal diameter (ID) access to the second lateral wellbore and possibly also to the first wellbore (eg, the first main wellbore), depending on the size. The self-deviating multi-barrel connection can also be implemented and combined with several existing multi-barrel process systems. For example, a self-deviating multi-joint can be used with Halliburton's FlexRite® (pre-milled aluminum outlet, topside) system (cased hole) and is run with the downhole whipstock milled before running the diverter, but without the need for a separate deflector run. Additionally, the Self-Deflecting Multilateral can be used with Halliburton's Reflex Rite® System by running it with an anchor (packer/expandable) and milling the downhole whipstock before running the diverter, but without the need for a separate deflector run. In addition, the self-deviating multilateral connection can be used with an open hole L5 seal connection (OH; open hole) exiting from the top side, with the second lateral wellbore and the first wellbore connected through a "TAML level 5" seal connection, in one run in well, without the need for additional lowering of the deflector, and, in addition, without the need for a separate lowering of the deflector. In addition, the self-deviating multilateral connection can be used with a sealed L5 OH connection from the bottom side, where the second lateral wellbore and the first wellbore are connected through a "TAML Level 5" sealed connection, in one run into the well, without the need for an additional run deflector, and, in addition, without the need for a separate descent of the deflector.

[0019] На Фиг. 1 проиллюстрирован схематический вид многоствольной скважинной системы 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе. Многоствольная скважина 100 содержит устье 105 скважины, расположенное над одним или более нефтегазовыми пластами 110a, 110b, расположенными ниже поверхности 115 земли. Хотя на Фиг. 1 проиллюстрировано наземное устье 105 скважины, объем данного изобретения не ограничивается этим и, таким образом, потенциально может применяться к вариантам применения на море. Идеи данного изобретения могут быть также применены к другим наземным нефтегазовым системам и/или морским нефтегазовым системам, отличным от проиллюстрированных.[0019] In FIG. 1 illustrates a schematic view of a multilateral well system 100 in accordance with one or more embodiments disclosed herein. Multilateral well 100 includes a wellhead 105 located above one or more oil and gas formations 110a, 110b located below the earth surface 115. Although in Fig. 1 illustrates an onshore wellhead 105, the scope of the present invention is not limited thereto and thus could potentially be applied to offshore applications. The teachings of the present invention may also be applied to other onshore oil and gas systems and/or offshore oil and gas systems other than those illustrated.

[0020] Как показано, основной ствол 120 скважины пробурен через различные пласты земли, включая подземные пласты 110а, 110b. Термин «первый» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого бурят другой ствол скважины. Однако, следует отметить, что первый ствол 120 скважины не обязательно выходит непосредственно на поверхность земли, а вместо этого может быть ответвлением еще одного ствола скважины. Таким образом, первый ствол 120 скважины может представлять собой первый основной ствол скважины или первый боковой ствол скважины и оставаться в пределах объема данного изобретения. Многоствольная скважина 100 дополнительно содержит один или более боковых стволов 130а, 130b скважины, проходящих от нее. Термин «боковой» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, который бурят наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как первый ствол 120 скважины. Кроме того, боковой ствол скважины может иметь другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него. Хотя на Фиг. 1 проиллюстрированы только два боковых ствола 130a, 130b скважины, в некоторых вариантах реализации могу использовать более двух боковых стволов скважины. Кроме того, боковой ствол скважины может представлять собой боковой ствол скважины с необсаженным стволом, такой как боковой ствол 130а скважины, или может представлять собой боковой ствол скважины с обсаженным стволом, такой как боковой ствол 130b скважины.[0020] As shown, the main wellbore 120 is drilled through various formations of the earth, including subterranean formations 110a, 110b. The term “first” wellbore is used herein to refer to a wellbore from which another wellbore is drilled. However, it should be noted that the first wellbore 120 does not necessarily extend directly to the earth's surface, but instead may be a branch of another wellbore. Thus, the first wellbore 120 may be a first main wellbore or a first lateral wellbore and remain within the scope of the present invention. The multilateral well 100 further includes one or more lateral wells 130a, 130b extending therefrom. The term “lateral” wellbore is used herein to refer to a wellbore that is drilled outward from its intersection with another wellbore, such as the first wellbore 120. In addition, the lateral wellbore may have another lateral wellbore drilled outward from it. Although in Fig. 1 illustrates only two well laterals 130a, 130b, in some embodiments more than two well laterals may be used. In addition, the lateral wellbore may be an open-hole lateral well, such as lateral wellbore 130a, or may be a lateral wellbore, such as lateral wellbore 130b.

[0021] Одна или более обсадных колонн 140 могут быть по меньшей мере частично зацементированы внутри первого ствола 120 скважины и, необязательно, могут содержаться внутри одного или более боковых стволов 130а, 130b скважины. Термин «обсадная труба» используется в данном документе для обозначения трубчатой колонны, используемой для обсаживания ствола скважины. Обсадная труба 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 сегментированной или сплошной, такой как гибкие насосно-компрессорные трубы. Колонна 150 заканчивания в соответствии с данным изобретением может быть расположена в первом стволе 120 скважины, например, над соединением между первым стволом 120 скважины и самым верхним боковым стволом 130а скважины. [0021] One or more casing strings 140 may be at least partially cemented within the first wellbore 120 and, optionally, may be contained within one or more lateral wellbores 130a, 130b. The term "casing" is used herein to refer to a tubular string used to casing a wellbore. The casing may be of the type known to those skilled in the art as a "liner" and may be made of any material, such as steel or composite material, and may be segmented or continuous, such as coiled tubing. The completion string 150 in accordance with the present invention may be located in the first wellbore 120, for example, above the connection between the first wellbore 120 and the uppermost wellbore 130a.

[0022] Многоствольная скважина 100 дополнительно содержит одно или более самоотклоняющихся многоствольных соединений 160, спроектированных, изготовленных и эксплуатируемых в соответствии с данным изобретением. В по меньшей мере одном варианте реализации каждое из одного или более самоотклоняющихся многоствольных соединений 160 содержит отклоняющее устройство, имеющее расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец, причем отклоняющее устройство содержит основной трубчатый элемент, первый путь потока для первого ствола скважины от основного трубчатого элемента, второй путь потока для второго бокового ствола скважины от основного трубчатого элемента, причем второй путь потока имеет боковой канал уплотнения и отклоняющую рампу. В по меньшей мере одном другом варианте реализации каждое из одного или более самоотклоняющихся многоствольных соединений 160 содержит боковую рабочую часть инструмента, расположенную внутри основного трубчатого элемента и разъемно соединенную с отклоняющим устройством, причем боковая рабочая часть инструмента содержит носовой конец, клапанный элемент и боковое уплотнение для вхождения в зацепление с боковым каналом уплотнения. В зависимости от того, развернута ли боковая рабочая часть инструмента или нет, носовой конец либо выполнен с возможностью прохождения во второй путь потока, либо проходит уже во второй путь потока. [0022] The multilateral well 100 further includes one or more self-deviating multilateral connections 160 designed, manufactured and operated in accordance with the present invention. In at least one embodiment, each of the one or more self-diverting multi-well connections 160 includes a diverter having an uphole end and a downhole end, the diverter comprising a main tubular member, a first flow path for the first wellbore from the main tubular element, a second flow path for the second lateral wellbore from the main tubular element, the second flow path having a side seal channel and a deflector ramp. In at least one other embodiment, each of the one or more self-deflecting multi-barrel joints 160 includes a tool side portion disposed within the main tubular member and releasably coupled to the deflector, wherein the tool side portion includes a nose end, a valve member, and a side seal for engagement with the side channel of the seal. Depending on whether the side working part of the tool is deployed or not, the nose end is either configured to extend into the second flow path or extends into the second flow path.

[0023] Со ссылкой на Фиг. 2 проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение 200, спроектированное, изготовленное и эксплуатируемое в соответствии с данным изобретением. Самоотклоняющееся многоствольное соединение 200 в проиллюстрированном варианте реализации содержит отклоняющее устройство 210. В по меньшей мере варианте реализации, показанном на Фиг. 2, самоотклоняющееся многоствольное соединение 200 дополнительно содержит боковую рабочую часть 220 инструмента, расположенную внутри отклоняющего устройства 210, причем боковая рабочая часть 220 инструмента разъемно соединена с отклоняющим устройством 210. В дополнение к варианту реализации, показанному на Фиг. 2, самоотклоняющееся многоствольное соединение 200 может дополнительно содержать спускной инструмент 230, соединенный с боковой рабочей частью 220 инструмента. Самоотклоняющееся многоствольное соединение 200 в варианте реализации, показанном на Фиг. 2, проиллюстрировано в конфигурации спуска в скважину, и, таким образом, отклоняющее устройство 210, боковая рабочая часть 220 инструмента и спускной инструмент 230 по-прежнему неподвижны друг относительно друга.[0023] With reference to FIG. 2 illustrates a self-deviating multi-joint 200 designed, manufactured and operated in accordance with the present invention. The self-deflecting multi-joint 200 in the illustrated embodiment includes a deflecting device 210. In at least the embodiment shown in FIG. 2, the self-deflecting multi-joint 200 further includes a side tool portion 220 located within the deflector 210, wherein the side tool portion 220 is releasably coupled to the deflector 210. In addition to the embodiment shown in FIG. 2, the self-deflecting multi-barrel joint 200 may further include a running tool 230 connected to the side working part 220 of the tool. The self-deflecting multi-joint 200 in the embodiment shown in FIG. 2 is illustrated in a downhole configuration, and thus the deflector 210, the tool side 220, and the running tool 230 are still stationary relative to each other.

[0024] Со ссылкой на Фиг. 3 проиллюстрирован один вариант реализации отклоняющего устройства 210, проиллюстрированного на Фиг. 2. Отклоняющее устройство 210 в проиллюстрированном варианте реализации содержит расположенный выше по стволу скважины конец 310 и расположенный ниже по стволу скважины конец 315. Отклоняющее устройство 210 в проиллюстрированном варианте реализации дополнительно содержит основной трубчатый элемент 320, первый путь 330 потока от основного трубчатого элемента 320 и выполненный с возможностью соединения со стволом скважины, и второй путь 335 потока от основного трубчатого элемента и выполненный с возможностью соединения с боковым стволом скважины. В по меньшей мере одном варианте реализации, таком как показанный на Фиг. 2, основной трубчатый элемент 320 содержит удлинительные соединения с полированным приемным гнездом пакера (PBR; polished bore receptacle) 325. В по меньшей мере одном варианте реализации, таком как показанный на Фиг. 2, второй путь 335 потока имеет боковой канал 340 уплотнения с непроходным буртиком 345. Непроходной буртик 345 в по меньшей мере одном варианте реализации выполнен с возможностью вхождения в зацепление со скользящей муфтой боковой рабочей части инструмента (например, боковой рабочей части 220 инструмента на Фиг. 2) после высвобождения боковой рабочей части инструмента из отклоняющего устройства 210 и перемещения клапанного элемента боковой рабочей части инструмента из закрытого положения в открытое положение. [0024] With reference to FIG. 3 illustrates one embodiment of the deflector 210 illustrated in FIG. 2. The diverter 210 in the illustrated embodiment includes an uphole end 310 and a downhole end 315. The diverter 210 in the illustrated embodiment further includes a main tubular element 320, a first flow path 330 from the main tubular element 320, and configured to connect to the wellbore, and a second flow path 335 from the main tubular element and configured to connect to the lateral wellbore. In at least one embodiment, such as that shown in FIG. 2, the main tubular member 320 includes extension connections to a polished bore receptacle 325. In at least one embodiment, such as that shown in FIG. 2, the second flow path 335 has a side seal channel 340 with a no-go collar 345. The no-go collar 345 is, in at least one embodiment, configured to engage a sliding sleeve of the tool side (e.g., tool side 220 in FIG. 2) after releasing the tool side from the deflector 210 and moving the tool side valve element from a closed position to an open position.

[0025] В дополнение к варианту реализации, показанному на Фиг. 2, отклоняющее устройство 210 может дополнительно содержать отклоняющую рампу 350 в одном или более вариантах реализации данного изобретения. Кроме того, отклоняющее устройство 210 может содержать внутренний профиль 360 рядом с его расположенным выше по стволу скважины концом 310. В по меньшей мере одном варианте реализации внутренний профиль 360 выполнен с возможностью вхождения в зацепление с гидравлическим фиксирующим инструментом спускного инструмента (например, спускного инструмента 230, показанного на Фиг. 2), например, для разъемного отсоединения боковой рабочей части инструмента (например, боковой рабочей части 220 инструмента, показанной на Фиг. 2) от отклоняющего устройства 210.[0025] In addition to the embodiment shown in FIG. 2, the deflector 210 may further include a deflector ramp 350 in one or more embodiments of the present invention. In addition, the diverter 210 may include an internal profile 360 adjacent its uphole end 310. In at least one embodiment, the internal profile 360 is configured to engage a hydraulic locking tool of a running tool (e.g., running tool 230 , shown in FIG. 2), for example, to releasably disconnect a tool side (e.g., tool side 220 shown in FIG. 2) from the deflector 210.

[0026] Со ссылкой на Фиг. 4А проиллюстрирован один вариант реализации боковой рабочей части 220а инструмента, аналогичной боковой рабочей части 220 инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 2. Боковая рабочая часть 220a инструмента в проиллюстрированном варианте реализации содержит носовой конец 410 (например, закругленный конец), выполненный с возможностью прохождения во второй путь потока (например, второй путь 335 потока, показанный на Фиг. 3). Боковая рабочая часть 220а инструмента в проиллюстрированном варианте реализации может дополнительно содержать клапанный элемент 420. В по меньшей мере одном варианте реализации клапанный элемент 420 содержит одно или более отверстий 430, а также скользящую муфту 435, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент (например, закрывающего одно или более отверстий), в открытое положение, открывающее клапанный элемент (например, открывающее одно или более отверстий). Скользящая муфта 435 в по меньшей мере одном варианте реализации представляет собой снабженную штифтами скользящую муфту 435 и, кроме того, имеет профиль, выполненный с возможностью вхождения в зацепление с одним или более непроходными буртиками (например, непроходным буртиком 345, показанным на Фиг. 3) для перемещения скользящей муфты 435 из закрытого положения в открытое положение. [0026] With reference to FIG. 4A illustrates one embodiment of a side tool portion 220a similar to the side tool portion 220 illustrated in FIG. 2. The side tool portion 220a of the illustrated embodiment includes a nose end 410 (eg, a rounded end) configured to extend into a second flow path (eg, a second flow path 335 shown in FIG. 3). The tool side 220a in the illustrated embodiment may further include a valve element 420. In at least one embodiment, the valve element 420 includes one or more openings 430 as well as a sliding sleeve 435 movable from a closed position covering the valve element (eg, closing one or more openings), to an open position, opening the valve element (eg, opening one or more openings). The sliding sleeve 435, in at least one embodiment, is a pinned sliding sleeve 435 and further has a profile configured to engage one or more non-go-through shoulders (e.g., the non-go-through shoulder 345 shown in FIG. 3). to move the sliding sleeve 435 from a closed position to an open position.

[0027] Боковая рабочая часть 220а инструмента в проиллюстрированном варианте реализации дополнительно содержит боковое уплотнение 430 для вхождения в зацепление с боковым каналом уплотнения (например, боковым каналом 340 уплотнения, показанным на Фиг. 3). Боковая рабочая часть 220а инструмента в проиллюстрированном варианте реализации дополнительно содержит основное трубчатое уплотнение 440 на противоположной стороне клапанного элемента 420 в качестве бокового уплотнения 430. Основное трубчатое уплотнение 440 в по меньшей мере одном варианте реализации выполнено с возможностью вхождения в зацепление с PBR (например, PBR 325, показанным на Фиг. 3) в основном трубчатом элементе (например, основном трубчатом элементе 320, показанном на Фиг. 3). [0027] The tool side working portion 220a in the illustrated embodiment further includes a side seal 430 for engaging a side seal channel (eg, side seal channel 340 shown in FIG. 3). The side tool portion 220a in the illustrated embodiment further includes a main tubular seal 440 on the opposite side of the valve member 420 as a side seal 430. The main tubular seal 440 in at least one embodiment is configured to engage a PBR (e.g., PBR 325 shown in Fig. 3) in the main tubular element (eg, the main tubular element 320 shown in Fig. 3).

[0028] Боковая рабочая часть 220а инструмента в проиллюстрированном варианте реализации может дополнительно содержать уплотнительный элемент 450 между носовым концом 410 и боковым уплотнением 430. Уплотнительный элемент 450 в по меньшей мере одном варианте реализации представляет собой разбухающий пакер, выполненный с возможностью вхождения в зацепление и/или уплотнения с системой заканчивания бокового ствола скважины. Эта боковая рабочая часть 220а инструмента в проиллюстрированном варианте реализации дополнительно содержит верхнюю часть 460 хвостовика, которая в некоторых вариантах реализации имеет внутренний профиль 470.[0028] The side tool portion 220a in the illustrated embodiment may further include a sealing element 450 between the nose end 410 and the side seal 430. The sealing element 450 in at least one embodiment is a swellable packer configured to engage and/or or seals with a lateral well completion system. This side tool portion 220a in the illustrated embodiment further includes an upper shank portion 460, which in some embodiments has an internal profile 470.

[0029] Со ссылкой на Фиг. 4В проиллюстрирован альтернативный вариант реализации боковой рабочей части 220b инструмента, аналогичной боковой рабочей части 220 инструмента, проиллюстрированной на Фиг. 2. Боковая рабочая часть 220b инструмента и боковая рабочая часть 220а инструмента аналогичны во многих отношениях, и, таким образом, аналогичные ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных, если не идентичных, признаков. Боковая рабочая часть 220b инструмента отличается, по большей части, от боковой рабочей части 220а инструмента тем, что боковая рабочая часть 220b инструмента содержит башмак 470, выполненный с возможностью обеспечения прохождения через него инструмента для внутрискважинных работ и доступа к боковому стволу скважины.[0029] With reference to FIG. 4B illustrates an alternative implementation of a side tool portion 220b similar to the side tool portion 220 illustrated in FIG. 2. The side tool portion 220b and the side tool portion 220a are similar in many respects, and thus like reference numerals have been used to denote similar, if not identical, features. The lateral tool portion 220b differs in large part from the lateral tool portion 220a in that the lateral tool portion 220b includes a shoe 470 configured to permit passage of an intervention tool therethrough and access to a lateral wellbore.

[0030] Со ссылкой на Фиг. 5 проиллюстрирован один вариант реализации спускного инструмента 230, проиллюстрированного на Фиг. 2. Спускной инструмент 230 в проиллюстрированном варианте реализации содержит гидравлический фиксирующий инструмент 510, выполненный с возможностью вхождения в зацепление с профилем (например, профилем 360, показанном на Фиг. 3) и разъемного соединения боковой рабочей части инструмента (например, боковой рабочей части 220 инструмента, показанной на Фиг. 2) с отклоняющим устройством (например, отклоняющим устройством 210, показанным на Фиг. 2). Спускной инструмент 230 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит второй фиксирующий инструмент 520, выполненный с возможностью вхождения в зацепление с профилем (например, профилем 470, показанным на Фиг. 4А) в боковой рабочей части инструмента (например, боковой рабочей части 220 инструмента, показанной на Фиг. 2).[0030] With reference to FIG. 5 illustrates one embodiment of the running tool 230 illustrated in FIG. 2. The running tool 230 in the illustrated embodiment includes a hydraulic locking tool 510 configured to engage a profile (e.g., profile 360 shown in FIG. 3) and releasably connect a tool side (e.g., tool side 220). shown in Fig. 2) with a deflector (eg, deflector 210 shown in Fig. 2). The running tool 230, in one or more embodiments, further includes a second locking tool 520 configured to engage a profile (e.g., profile 470 shown in FIG. 4A) in a side tool portion (e.g., side tool portion 220, shown in Fig. 2).

[0031] В по меньшей мере одном или более других вариантах реализации спускной инструмент 230 дополнительно содержит циркуляционный клапан 530. Циркуляционный клапан 530 в по меньшей мере одном варианте реализации выполнен с возможностью обеспечения увеличения давления на спускной инструмент 230, что приводит к отсоединению гидравлического фиксирующего инструмента 510 или второго фиксирующего инструмента 520 от их соответствующих профилей. Спускной инструмент 230 в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 5, дополнительно содержит один или более стабилизаторов 540, а также инструмент ориентации рабочей колонны (WOT; Workstring Orientation Tool) или инструмент измерения в процессе бурения (ИПБ) 550.[0031] In at least one or more other embodiments, the running tool 230 further includes a circulation valve 530. The circulation valve 530, in at least one embodiment, is configured to cause an increase in pressure on the running tool 230, which causes the hydraulic locking tool to disengage 510 or second locking tool 520 from their respective profiles. The running tool 230 in the embodiment illustrated in FIG. 5 further includes one or more stabilizers 540, as well as a Workstring Orientation Tool (WOT) or Measurement While Drilling (WWD) tool 550.

[0032] Со ссылкой на Фиг. 6A проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение 200, показанное на Фиг. 2, в рабочем состоянии, при этом боковая рабочая часть 220 инструмента свободно перемещается вниз по стволу скважины внутри отклоняющего устройства 210, но без уплотнения боковой рабочей части 220 инструмента с боковым каналам уплотнения отклоняющего устройства 210. Соответственно, в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 6A, клапанное устройство боковой рабочей части 220 инструмента остается в закрытом положении, и, таким образом, невозможен поток из первого ствола скважины в самоотклоняющееся многоствольное соединение 200.[0032] With reference to FIG. 6A illustrates the self-deflecting multi-joint 200 shown in FIG. 2, in an operative condition with the tool side 220 moving freely down the wellbore within the diverter 210, but without the tool side 220 sealing against the side seal passages of the diverter 210. Accordingly, in the embodiment illustrated in FIG. 6A, the valve assembly of the tool side 220 remains in the closed position and thus no flow from the first wellbore into the self-diverting multi-hole joint 200 is possible.

[0033] Со ссылкой на Фиг. 6В проиллюстрировано самоотклоняющееся многоствольное соединение 200, показанное на Фиг. 2, в рабочем состоянии, при этом боковая рабочая часть 220 инструмента герметизируется с боковым каналом уплотнения отклоняющего устройства 210. Соответственно, в варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 6A, скользящая муфта клапанного элемента находится в зацеплении с непроходным буртиком в отклоняющем устройстве 210, таким образом перемещая клапанный элемент из закрытого положения в открытое положение, и, таким образом, впоследствии возможен поток из первого ствола скважины в самоотклоняющееся многоствольное соединение 200.[0033] With reference to FIG. 6B illustrates the self-deviating multi-joint 200 shown in FIG. 2, in an operative state, with the side tool portion 220 sealing to the side seal channel of the deflector 210. Accordingly, in the embodiment illustrated in FIG. 6A, the valve element sliding sleeve engages the non-go-through collar in the deflector 210, thereby moving the valve element from a closed position to an open position, and thus subsequently allowing flow from the first wellbore into the self-deflecting multi-hole connection 200.

[0034] Далее со ссылкой на Фиг. 7-13 проиллюстрирован один вариант реализации способа развертывания самоотклоняющегося многоствольного соединения, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения внутри скважинной системы 700. Выполнение способа начинается на Фиг. 7 с образования ствола 710 скважины (например, первого бокового ствола скважины, второго бокового ствола скважины и т. д.) внутри подземного пласта 705. Как будет понятно специалистам в данной области техники, для образования ствола 710 скважины можно использовать одно или более буровых долот 720 и/или устройства ИПБ.[0034] Next, with reference to FIG. 7-13 illustrate one embodiment of a method for deploying a self-deviating multilateral joint designed, manufactured, and operated in accordance with one or more embodiments of the present invention within a wellbore system 700. The method begins in FIG. 7 to form a wellbore 710 (e.g., a first lateral wellbore, a second lateral wellbore, etc.) within the subterranean formation 705. As those skilled in the art will appreciate, one or more drill bits may be used to form the wellbore 710 720 and/or UPS devices.

[0035] Со ссылкой на Фиг. 8 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 7, после развертывания системы 810 заканчивания ствола скважины (например, системы заканчивания бокового ствола скважины, содержащей один или более узлов сетчатых фильтров) внутри ствола 710 скважины перед выполнением выхода из нижней стороны и продолжением бурения ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны и очевидны этапы, необходимые для развертывания системы 810 заканчивания ствола скважины. [0035] With reference to FIG. 8 illustrates the well system 700 shown in FIG. 7, after deploying a wellbore completion system 810 (eg, a lateral wellbore completion system containing one or more screen assemblies) within the wellbore 710 before exiting the downside and continuing to drill the wellbore. Those skilled in the art will understand and appreciate the steps required to deploy the wellbore completion system 810.

[0036] Со ссылкой на Фиг. 9 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 8, после продолжения образования ствола 910 скважины (например, основного ствола скважины, первого бокового ствола скважины и т. д.). В проиллюстрированном варианте реализации ствол 910 скважины представляет собой основной ствол скважины, а ствол 710 скважины представляет собой первый боковой ствол скважины, который проходит от основного ствола скважины. В других вариантах реализации ствол 910 скважины представляет собой первый боковой ствол скважины, а ствол 710 скважины представляет собой второй боковой ствол скважины, который проходит от первого бокового ствола скважины. Как будет понятно специалистам в данной области техники, для образования ствола 910 скважины можно использовать одно или более буровых долот 920 и/или устройства ИПБ. Ствол 910 скважины в проиллюстрированном варианте реализации представляет собой ствол скважины с нижней стороны. [0036] With reference to FIG. 9 illustrates the well system 700 shown in FIG. 8, after continued formation of the wellbore 910 (eg, the main wellbore, the first lateral wellbore, etc.). In the illustrated embodiment, wellbore 910 is a main wellbore and wellbore 710 is a first lateral wellbore that extends from the main wellbore. In other embodiments, wellbore 910 is a first lateral wellbore, and wellbore 710 is a second lateral wellbore that extends from the first lateral wellbore. As will be appreciated by those skilled in the art, one or more drill bits 920 and/or IPM devices can be used to form the wellbore 910. The wellbore 910 in the illustrated embodiment is a downhole wellbore.

[0037] На Фиг. 7-9 были представлены сперва бурение ствола 710 скважины, а затем бурение ствола 910 скважины. Тем не менее, могут существовать другие варианты реализации, в которых сперва бурят ствол 910 скважины, а затем бурят ствол 710 скважины от ствола 910 скважины. Соответственно, если не указано иное, не подразумевается и/или не требуется какой-либо порядок.[0037] In FIG. 7-9 illustrated first drilling the wellbore 710 and then drilling the wellbore 910. However, there may be other embodiments in which the wellbore 910 is first drilled and the wellbore 710 is then drilled from the wellbore 910. Accordingly, unless otherwise stated, no order is implied and/or required.

[0038] Со ссылкой на Фиг. 10 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 9, после расположения самоотклоняющегося многоствольного соединения 1010 в скважине (например, внутри по меньшей мере участка ствола 910 скважины). Самоотклоняющееся многоствольное соединение 1010 может быть во многих отношениях аналогично самоотклоняющемуся многоствольному соединению 200, проиллюстрированному на Фиг. 2. Соответственно, самоотклоняющееся многоствольное соединение 1010 может содержать отклоняющее устройство 1020, боковую рабочую часть 1030 инструмента и спускной инструмент 1040. В проиллюстрированном варианте реализации самоотклоняющееся многоствольное соединение 1010 находится в рабочем состоянии спуска в скважину, и, таким образом, боковая рабочая часть 1030 инструмента разъемно соединена с отклоняющим устройством 1020. [0038] With reference to FIG. 10 illustrates the well system 700 shown in FIG. 9, after the self-deviating multi-joint 1010 has been positioned in the well (eg, within at least a portion of the wellbore 910). The diverter joint 1010 may be similar in many respects to the diverter joint 200 illustrated in FIG. 2. Accordingly, the jack 1010 may include a diverter 1020, a tool side 1030, and a running tool 1040. In the illustrated embodiment, the jack 1010 is in a downhole operating condition, and thus the tool side 1030 detachably connected to deflector 1020.

[0039] В варианте реализации, проиллюстрированном на Фиг. 10, самоотклоняющееся многоствольное соединение 1010 дополнительно содержит систему 1050 заканчивания ствола скважины (например, систему заканчивания основного ствола скважины, содержащую один или более узлов сетчатых фильтров), соединенную с ее расположенным ниже по стволу скважины концом. Таким образом, в варианте реализации, показанном на Фиг. 10, систему 1050 заканчивания ствола скважины спускают внутри ствола 910 скважины с использованием самоотклоняющегося многоствольного соединения 1010. [0039] In the embodiment illustrated in FIG. 10, the self-deviating multilateral connection 1010 further includes a wellbore completion system 1050 (eg, a main wellbore completion system containing one or more screen assemblies) connected to its downhole end. Thus, in the embodiment shown in FIG. 10, the wellbore completion system 1050 is run within the wellbore 910 using a self-deviating multi-lateral connection 1010.

[0040] Со ссылкой на Фиг. 11 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 10, после расположения самоотклоняющегося многоствольного соединения 1010 в месте соединения пересечения между стволом 710 скважины и стволом 910 скважины. При этом система 1050 заканчивания ствола скважины была ориентирована и размещена на требуемой глубине внутри ствола 910 скважины. Самоотклоняющееся многоствольное соединение 1010 по-прежнему находится в рабочем состоянии спуска в скважину, и, таким образом, его боковая рабочая часть 1030 инструмента по-прежнему разъемно соединена с его отклоняющим устройством 1020.[0040] With reference to FIG. 11 illustrates the well system 700 shown in FIG. 10, after positioning the self-deviating multi-joint 1010 at the intersection junction between the wellbore 710 and the wellbore 910. In this case, the wellbore completion system 1050 was oriented and positioned at the desired depth within the wellbore 910. The self-deflecting multi-joint 1010 is still in the operating condition of running into the hole, and thus its side working tool part 1030 is still removably connected to its deflector 1020.

[0041] Со ссылкой на Фиг. 12 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 11, после отсоединения боковой рабочей части 1030 инструмента от отклоняющего устройства 1020. В по меньшей мере одном варианте реализации отсоединение достигается путем оказания давления на циркуляционный клапан спускного инструмента 1040 один или более раз, что приводит к расцеплению гидравлического фиксирующего инструмента боковой рабочей части 1030 инструмента с профилем (например, профилем 360, показанном на Фиг. 3) в основной трубчатом элементе отклоняющего устройства 1020. При расцеплении гидравлического фиксирующего инструмента боковая рабочая часть 1030 инструмента может быть перемещена наружу через боковой канал уплотнения в отклоняющем устройстве 1020 и в боковой ствол 710 скважины (например, врезана в систему 810 заканчивания ствола скважины в варианте реализации, показанном на Фиг. 12). Кроме того, боковое уплотнение боковой рабочей части 1030 инструмента соответствующим образом расположено внутри бокового канала уплотнения отклоняющего устройства 1020 и, таким образом, обеспечивает гидроизоляцию между стволом 710 скважины и стволом 910 скважины. Основное трубчатое уплотнение боковой рабочей части 1030 инструмента также герметизировано от кольцевого пространства между основным трубчатым элементом отклоняющего устройства 1020 и боковой рабочей частью 1030 инструмента.[0041] With reference to FIG. 12 illustrates the well system 700 shown in FIG. 11, after disengaging the tool side 1030 from the deflector 1020. In at least one embodiment, the release is achieved by applying pressure to the release tool circulation valve 1040 one or more times, causing the hydraulic locking tool of the tool side 1030 to disengage from the tool side 1030. profile (e.g., profile 360 shown in FIG. 3) in the main tubular member of the deflector 1020. When the hydraulic locking tool is disengaged, the side working portion 1030 of the tool can be moved outward through the side seal channel in the deflector 1020 and into the wellbore sidebore 710 ( for example, embedded into the wellbore completion system 810 in the embodiment shown in Fig. 12). In addition, the side seal of the tool side 1030 is suitably located within the side seal channel of the diverter 1020 and thus provides a waterproof seal between the wellbore 710 and the wellbore 910. The main tubular seal of the tool side working part 1030 is also sealed from the annular space between the main tubular element of the deflector 1020 and the side working part 1030 of the tool.

[0042] Кроме того, в варианте реализации, показанном на Фиг. 12, клапанный элемент боковой рабочей части 1030 инструмента содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент, в открытое положение, открывающее клапанный элемент. Таким образом, когда боковое уплотнение боковой рабочей части 1030 инструмента входит в зацепление с боковым каналом уплотнения отклоняющего устройства 1020, скользящая муфта входит в зацепление с непроходным буртиком отклоняющего устройства 1020, таким образом перемещая клапанный элемент из закрытого положения в открытое положение. [0042] Moreover, in the embodiment shown in FIG. 12, the valve member of the tool side action portion 1030 includes a sliding sleeve movable from a closed position covering the valve member to an open position exposing the valve member. Thus, when the side seal of the tool side 1030 engages the side seal bore of the deflector 1020, the sliding sleeve engages the non-go-through shoulder of the deflector 1020, thereby moving the valve member from a closed position to an open position.

[0043] Со ссылкой на Фиг. 13 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на Фиг. 12, после отсоединения спускного инструмента 1040 (не показан), таким образом опуская боковую рабочую часть 1030 инструмента для системы заканчивания бокового ствола скважины. Кроме того, может быть установлен уплотнительный элемент (например, разбухающий пакер 450, показанный на Фиг. 4А, в одном варианте реализации) боковой рабочей части 1030 инструмента. На данном этапе уплотнение далее входит в зацепление для добычи в боковом стволе 710 скважины и стволе 910 скважины. В по меньшей мере одном варианте реализации этап расположения самоотклоняющегося многоствольного соединения (например, этапы, показанные на Фиг. 10 и 11), этап отсоединения боковой рабочей части 1030 инструмента от отклоняющего устройства 1020 (например, этапы, показанные на Фиг. 12), и этап перемещения отсоединенной боковой рабочей части 1030 инструмента наружу через боковой канал уплотнения в отклоняющем устройстве 1020 и в стволе 910 скважины (например, этапы, показанные на Фиг. 12 и Фиг. 13), все выполняются за один спуск в скважину. [0043] With reference to FIG. 13 illustrates the well system 700 shown in FIG. 12, after disconnecting the running tool 1040 (not shown), thereby lowering the side working portion 1030 of the lateral completion system tool. In addition, a sealing element (eg, the swellable packer 450 shown in FIG. 4A, in one embodiment) to the side working portion 1030 of the tool may be installed. At this point, the seal is further engaged for production in the wellbore lateral 710 and the wellbore 910. In at least one embodiment, the step of positioning the self-deflecting multi-barrel connection (for example, the steps shown in FIGS. 10 and 11), the step of disconnecting the side working part 1030 of the tool from the deflector 1020 (for example, the steps shown in FIG. 12), and the step of moving the disconnected side tool portion 1030 outward through the side seal channel in the diverter 1020 and in the wellbore 910 (eg, the steps shown in FIG. 12 and FIG. 13), all performed in a single run into the well.

[0044] Со ссылкой на Фиг. 14 проиллюстрирован альтернативный вариант реализации скважинной системы 1400, спроектированной, изготовленной и эксплуатируемой в соответствии с данным изобретением. Скважинная система 1400 во многих отношениях аналогична скважинной системе 700, рассмотренной со ссылкой на Фиг. 7-13. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных, если не идентичных, признаков. Скважинная система 1400 по большей части отличается от скважинной системы 700 тем, что в скважинной системе 1400 задействуют боковой ствол 1410 скважины с верхней стороны. Специалистам в данной области техники будет понятно, что для бокового ствола 1410 с верхней стороны может потребоваться дополнительный спуск скважинного отклонителя, например, если это требуется для небольшого участка скважины или пласта.[0044] With reference to FIG. 14 illustrates an alternative implementation of a well system 1400 designed, manufactured, and operated in accordance with the present invention. Well system 1400 is similar in many respects to well system 700 discussed with reference to FIG. 7-13. Accordingly, like reference numerals have been used to denote similar, if not identical, features. The downhole system 1400 differs in large part from the downhole system 700 in that the downhole system 1400 utilizes a lateral wellbore 1410 from the upstream side. Those skilled in the art will appreciate that the upstream lateral 1410 may require an additional downhole whipstock run, for example, if it is required for a small section of the well or formation.

[0045] Аспекты, раскрытые в данном документе, включают следующее: [0045] Aspects disclosed herein include the following:

A. Самоотклоняющееся многоствольное соединение, содержащее: 1) отклоняющее устройство, имеющее расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец, причем отклоняющее устройство содержит основной трубчатый элемент, первый путь потока от основного трубчатого элемента, выполненный с возможностью соединения со стволом скважины, второй путь потока от основного трубчатого элемента, выполненный с возможностью соединения с боковым стволом скважины, причем второй путь потока имеет боковой канал уплотнения и отклоняющую рампу; и 2) боковую рабочую часть инструмента, расположенную внутри основного трубчатого элемента и разъемно соединенную с отклоняющим устройством, причем боковая рабочая часть инструмента имеет носовой конец, выполненный с возможностью прохождения во второй путь потока, клапанный элемент и боковое уплотнение для вхождения в зацепление с боковым каналом уплотнения.A. A self-diverting multi-well joint comprising: 1) a diverter having an uphole end and a downhole end, the diverter comprising a main tubular element, a first flow path from the main tubular element configured to connect to the wellbore well, a second flow path from the main tubular element configured to connect to a side wellbore, the second flow path having a side seal channel and a deflector ramp; and 2) a side working portion of the tool located within the main tubular member and releasably connected to the deflector, the side working portion of the tool having a nose end configured to extend into the second flow path, a valve member, and a side seal for engagement with the side channel. seals.

B. Способ, включающий: 1) расположение самоотклоняющегося многоствольного соединения в месте соединения пересечения между стволом скважины и боковым стволом скважины, причем самоотклоняющееся многоствольное соединение содержит: а) отклоняющее устройство, имеющее расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец, причем отклоняющее устройство содержит основной трубчатый элемент, первый путь потока, соединенный со стволом скважины, второй путь потока, соединенный с боковым стволом скважины, причем второй путь потока имеет боковой канал уплотнения, и отклоняющую рампу; и b) боковую рабочая часть инструмента, расположенную внутри основного трубчатого элемента и разъемно соединенную с отклоняющим устройством, причем боковая рабочая часть инструмента имеет носовой конец, выполненный с возможностью прохождения во второй путь потока, клапанный элемент и боковое уплотнение для вхождения в зацепление с боковым каналом уплотнения; 2) отсоединение боковой рабочей части инструмента от отклоняющего устройства после расположения самоотклоняющегося многоствольного соединения; и 3) перемещение отсоединенной боковой рабочей части инструмента наружу через боковой канал уплотнения и в боковой ствол скважины.B. A method comprising: 1) positioning a self-deviating multi-joint at an intersection junction between a wellbore and a lateral wellbore, the self-deviating multi-joint comprising: a) a diverting device having an uphole end and a downhole end, wherein the deflector device comprises a main tubular element, a first flow path connected to the wellbore, a second flow path connected to the side borehole, the second flow path having a side seal channel, and a deflector ramp; and b) a side tool portion disposed within the main tubular member and releasably connected to the deflector, the side tool portion having a nose end configured to extend into the second flow path, a valve member, and a side seal for engagement with the side channel. seals; 2) disconnecting the side working part of the tool from the deflecting device after the location of the self-deflecting multi-barrel connection; and 3) moving the disconnected side working part of the tool out through the side channel of the seal and into the side borehole.

C. Скважинная система, содержащая: 1) ствол скважины, проходящий в подземный пласт; 2) боковой ствол скважины, проходящий от ствола скважины; и 3) самоотклоняющееся многоствольное соединение, расположенное на пересечении между стволом скважины и боковым стволом скважины, причем самоотклоняющееся многоствольное соединение содержит: а) отклоняющее устройство, имеющее расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец, причем отклоняющее устройство содержит основной трубчатый элемент, первый путь потока от основного трубчатого элемента, соединенный со стволом скважины, второй путь потока от основного трубчатого элемента, соединенный с боковым стволом скважины, причем второй путь потока имеет боковой канал уплотнения, и отклоняющую рампу; и b) боковую рабочую часть инструмента, расположенную внутри основного трубчатого элемента и разъемно соединенную с отклоняющим устройством, причем боковая рабочая часть инструмента содержит носовой конец, выполненный с возможностью прохождения во второй путь потока, клапанный элемент и боковое уплотнение для вхождения в зацепление с боковым каналом уплотнения.C. A well system comprising: 1) a wellbore extending into an underground formation; 2) a lateral wellbore extending from the wellbore; and 3) a self-deviating multi-joint located at the intersection between the wellbore and a lateral wellbore, wherein the self-diverting multi-joint comprises: a) a diverting device having an uphole end and a downhole end, wherein the diverting device includes a main tubular an element, a first flow path from the main tubular element connected to the wellbore, a second flow path from the main tubular element connected to the lateral wellbore, the second flow path having a lateral seal channel, and a deflector ramp; and b) a tool side portion disposed within the main tubular member and releasably connected to the deflector, the tool side portion comprising a nose end configured to extend into the second flow path, a valve member, and a side seal for engagement with the side channel. seals.

[0046] Аспекты A, B и C могут иметь один или более следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента дополнительно содержит основное трубчатое уплотнение на противоположной стороне клапанного элемента в качестве бокового уплотнения. Элемент 2: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента дополнительно содержит уплотнительный элемент между носовым концом и боковым уплотнением. Элемент 3: отличающийся тем, что клапанный элемент содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент, в открытое положение, открывающее клапанный элемент. Элемент 4: отличающийся тем, что отклоняющее устройство имеет непроходной буртик, выполненный с возможностью вхождения в зацепление со скользящей муфтой после того, как боковая рабочая часть инструмента высвободиться из отклоняющего устройства, и перемещения клапанного элемента из закрытого положения в открытое положение. Элемент 5: отличающийся тем, что система заканчивания ствола скважины соединена с расположенным ниже по стволу скважины концом. Элемент 6: дополнительно содержащий спускной инструмент, соединенный с боковой рабочей частью инструмента, причем спускной инструмент содержит гидравлический фиксирующий инструмент. Элемент 7: отличающийся тем, что основной трубчатый элемент имеет профиль для вхождения в зацепление с гидравлическим фиксирующим инструментом для разъемного отсоединения боковой рабочей части инструмента от отклоняющего устройства. Элемент 8: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента содержит башмак, выполненный с возможностью обеспечения прохождения через него инструмента для внутрискважинных работ и доступа к боковому стволу скважины. Элемент 9: отличающийся тем, что перемещение боковой рабочей части инструмента наружу через боковой канал уплотнения и в боковой ствол скважины включает расположение бокового уплотнения внутри бокового канала уплотнения. Элемент 10: отличающийся тем, что боковой ствол скважины содержит систему заканчивания бокового ствола скважины, и дополнительно при этом расположение бокового уплотнения внутри бокового канала уплотнения включает врезание носового конца боковой рабочей части инструмента в систему заканчивания бокового ствола скважины. Элемент 11: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента дополнительно содержит уплотнительный элемент между носовым концом и боковым уплотнением, и дополнительно при этом врезание носового конца боковой рабочей части инструмента в систему заканчивания бокового ствола скважины включает установку уплотнительного элемента в системе заканчивания бокового ствола скважины. Элемент 12: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента дополнительно содержит основное трубчатое уплотнение на противоположной стороне клапанного элемента в качестве бокового уплотнения, и дополнительно при этом основное трубчатое уплотнение герметизирует кольцевое пространство между основным трубчатым элементом и боковой рабочей частью инструмента. Элемент 13: отличающийся тем, что клапанный элемент содержит скользящую муфту, выполненную с возможностью перемещения из закрытого положения, закрывающего клапанный элемент, в открытое положение, открывающее клапанный элемент, и отклоняющее устройство имеет непроходной буртик, выполненный с возможностью вхождения в зацепление со скользящей муфтой, когда боковая рабочая часть инструмента высвобождается из отклоняющего устройства, и дополнительно при этом расположение бокового уплотнения внутри бокового канала уплотнения включает прижатие скользящей муфты к непроходному буртику для перемещения клапанного элемента из закрытого положения в открытое положение. Элемент 14: дополнительно содержащий спускной инструмент, соединенный с боковой рабочей частью инструмента, причем спускной инструмент содержит гидравлический фиксирующий инструмент. Элемент 15: отличающийся тем, что основной трубчатый элемент имеет профиль для вхождения в зацепление с гидравлическим фиксирующим инструментом для разъемного соединения боковой рабочей части инструмента с отклоняющим устройством. Элемент 16: отличающийся тем, что отсоединение боковой рабочей части инструмента от отклоняющего устройства включает повышение давления в гидравлическом фиксирующем инструменте для отсоединения боковой рабочей части инструмента от отклоняющего устройства. Элемент 17: отличающийся тем, что боковая рабочая часть инструмента содержит башмак, выполненный с возможностью обеспечения прохождения через него инструмента для внутрискважинных работ и доступа к боковому стволу скважины, и дополнительно включающий осуществление доступа к боковому стволу скважины с помощью инструмента для внутрискважинных работ через башмак. Элемент 18: отличающийся тем, что система заканчивания ствола скважины соединена с расположенным ниже по стволу скважины концом отклоняющего устройства, и дополнительно при этом расположение самоотклоняющегося многоствольного соединения на пересечении между стволом скважины и боковым стволом скважины включает размещение системы заканчивания ствола скважины в стволе скважины. Элемент 19: отличающийся тем, что расположение, отсоединение и перемещение происходят за один спуск в скважину. [0046] Aspects A, B and C may have one or more of the following additional elements in combination: Element 1: characterized in that the side working part of the tool further includes a main tubular seal on the opposite side of the valve element as a side seal. Element 2: characterized in that the side working part of the tool additionally contains a sealing element between the nose end and the side seal. Element 3: characterized in that the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position opening the valve element. Element 4: characterized in that the deflector has a non-passing collar configured to engage with the sliding sleeve after the side working part of the tool is released from the deflector and move the valve element from a closed position to an open position. Element 5: characterized in that the wellbore completion system is connected to a downstream end of the wellbore. Element 6: further comprising a running tool connected to the side working part of the tool, wherein the running tool includes a hydraulic locking tool. Element 7: characterized in that the main tubular element has a profile for engaging with a hydraulic locking tool for releasably disconnecting the side working part of the tool from the deflector. Element 8: characterized in that the side working part of the tool contains a shoe, configured to allow the tool to pass through it for downhole work and access to the side borehole. Element 9: characterized in that the movement of the side working part of the tool outward through the side seal channel and into the side borehole includes the location of the side seal inside the side seal channel. Element 10: characterized in that the lateral wellbore includes a lateral wellbore completion system, and further wherein the positioning of the lateral seal within the lateral seal channel includes cutting the nose end of the lateral working part of the tool into the lateral wellbore completion system. Element 11: characterized in that the side working part of the tool further comprises a sealing element between the nose end and the side seal, and further, cutting the nose end of the side working part of the tool into the side wellbore completion system involves installing a sealing element in the side wellbore completion system. Element 12: characterized in that the side working part of the tool further comprises a main tubular seal on the opposite side of the valve element as a side seal, and further, the main tubular seal seals the annular space between the main tubular element and the side working part of the tool. Element 13: characterized in that the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position exposing the valve element, and the deflector device has a non-passing collar configured to engage the sliding sleeve, when the side working portion of the tool is released from the deflector, and further wherein positioning the side seal within the side seal channel includes pressing the sliding sleeve against the no-go collar to move the valve element from a closed position to an open position. Element 14: further comprising a running tool connected to the side working part of the tool, wherein the running tool includes a hydraulic locking tool. Element 15: characterized in that the main tubular element has a profile for engaging with a hydraulic locking tool for detachably connecting the side working part of the tool with the deflector. Element 16: characterized in that disconnecting the side working part of the tool from the deflector involves increasing the pressure in the hydraulic locking tool to disconnect the side working part of the tool from the deflector. Element 17: characterized in that the side working part of the tool contains a shoe configured to allow the intervention tool to pass through it and access the side wellbore, and further includes access to the side wellbore using the intervention tool through the shoe. Element 18: characterized in that the wellbore completion system is connected to the downhole end of the diverter, and further wherein the location of the self-deviating multi-lateral connection at the intersection between the wellbore and the lateral wellbore includes the placement of the wellbore completion system in the wellbore. Element 19: characterized in that location, disconnection and movement occur during one descent into the well.

[0047] Специалистам в области техники, к которой относится данная заявка, будет понятно, что в описанные варианты реализации могут быть внесены другие и дополнительные добавления, удаления, замены и/или модификации.[0047] Those skilled in the art to which this application pertains will understand that other and additional additions, deletions, substitutions and/or modifications may be made to the described embodiments.

Claims

1. Self-deviating multi-barrel connection containing:

a deflector device having an uphole end and a downhole end, the deflector device comprising a main tubular element, a first flow path from the main tubular element configured to connect to the wellbore, a second flow path from the main tubular element, configured to connect to a side borehole, the second flow path having a side seal channel, and a deflector ramp; And

a side working part of the tool located inside the main tubular element and removably connected to the deflector, wherein the side working part of the tool includes a nose end configured to extend into the second flow path, a valve element and a side seal for engagement with the side channel of the seal,

wherein the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position opening the valve element.

2. The self-deviating multi-barrel connection according to claim 1, characterized in that the side working part of the tool additionally contains a main tubular seal on the opposite side of the valve element as a side seal.

3. Self-deviating multi-barrel connection according to claim 1, characterized in that the side working part of the tool additionally contains a sealing element between the nose end and the side seal.

4. The self-deflecting multi-barrel connection according to claim 1, characterized in that the deflecting device has a non-passing collar configured to engage with the sliding sleeve after the side working part of the tool is released from the deflecting device, and moving the valve element from the closed position to open position.

5. The self-deviating multilateral connection according to claim 1, characterized in that the wellbore completion system is connected to the end located downstream of the wellbore.

6. The self-deviating multi-barrel connection according to claim 1, further comprising a running tool connected to the side working part of the tool, wherein the running tool contains a hydraulic locking tool, or wherein the main tubular element has a profile for engaging with the hydraulic locking tool for detachably detaching the side the working part of the tool from the deflector.

7. Self-deviating multi-barrel connection according to claim 1, characterized in that the side working part of the tool contains a shoe, configured to allow the tool to pass through it for downhole work and access to the side borehole.

8. A method for placing a self-deviating multilateral connection in a multilateral well, including:

positioning the self-deviating multi-joint at the junction of the intersection between the wellbore and the lateral wellbore, wherein the self-deviating multi-joint comprises:

a diverter having an uphole end and a downhole end, the diverter comprising a main tubular member, a first flow path connected to the wellbore, a second flow path connected to a lateral wellbore, a second flow path having side seal channel, and deflection ramp; And

a tool side portion disposed within the main tubular member and releasably connected to the deflector, the tool side portion comprising a nose end configured to extend into the second flow path, a valve member, and a side seal for engagement with the side seal channel;

wherein the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position opening the valve element,

disconnecting the side working part of the tool from the deflecting device after the location of the self-deflecting multi-barrel connection; And

movement of the disconnected side working part of the tool through the side channel of the seal and into the side borehole.

9. The method according to claim 8, characterized in that the movement of the lateral working part of the tool outward through the lateral seal channel and into the lateral wellbore includes the location of the lateral seal within the lateral seal channel, or wherein the lateral wellbore includes a lateral wellbore completion system, and further wherein the arrangement of the side seal within the side seal channel includes cutting the nose end of the side working part of the tool into the lateral wellbore completion system, or wherein the side working part of the tool further comprises a sealing element between the nose end and the side seal, and further wherein cutting the nose end The lateral working part of the tool into the lateral wellbore completion system includes installation of a sealing element in the lateral wellbore completion system.

10. The method according to claim 8, characterized in that the side working part of the tool further comprises a main tubular seal on the opposite side of the valve element as a side seal, and further, the main tubular seal seals the annular space between the main tubular element and the side working part of the tool .

11. The method according to claim 8, characterized in that the deflector device has a non-passing collar configured to engage with the sliding sleeve when the side working part of the tool is released from the deflector device, and additionally, the location of the side seal inside the side seal channel includes pressing the sliding sleeve against the no-go collar to move the valve element from a closed position to an open position.

12. The method of claim 8, further comprising a running tool coupled to the side working part of the tool, wherein the running tool includes a hydraulic locking tool, or wherein the main tubular element has a profile for engaging the hydraulic locking tool to releasably connect the side working part tool with a deflector, or wherein disconnecting the side working part of the tool from the deflecting device involves increasing the pressure in the hydraulic locking tool to disconnect the side working part of the tool from the deflecting device.

13. The method according to claim 8, characterized in that the lateral working part of the tool contains a shoe, configured to allow the tool to pass through it for downhole intervention and access to the side borehole, and additionally including providing access to the side borehole using a tool for downhole work through the shoe.

14. The method according to claim 8, characterized in that the location, disconnection and movement occur during one descent into the well.

15. A system for placing a self-deviating multilateral connection in a multilateral well, comprising:

a wellbore extending into an underground formation;

a lateral wellbore extending from the wellbore; And

a self-deviating multi-joint located at the intersection between the wellbore and a lateral wellbore, wherein the self-deviating multi-joint comprises:

a deflector device having an uphole end and a downhole end, the deflector device comprising a main tubular element, a first flow path from the main tubular element connected to the wellbore, a second flow path from the main tubular element connected to the side a wellbore, the second flow path having a side seal channel, and a deflector ramp; And

a lateral tool portion disposed within the main tubular member and releasably connected to the deflector, the lateral tool portion comprising a nose end configured to extend into the second flow path, a valve member, and a side seal for engagement with the side seal channel, wherein the valve element includes a sliding sleeve configured to move from a closed position covering the valve element to an open position opening the valve element.