СКВАЖИННЫЕ ИНСТРУМЕНТ И СИСТЕМА, СПОСОБ ОБРАЗОВАНИЯ СКВАЖИННОЙ СИСТЕМЫ (ВАРИАНТЫ), А ТАКЖЕ Y-ОБРАЗНЫЙ БЛОК ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДОСТУПА К ОСНОВНОМУ ИЛИ БОКОВОМУ СТВОЛУ СКВАЖИНЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B17/04 E21B17/18 E21B23/00 E21B43/25 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

[001] Данная заявка испрашивает приоритет заявки на патент США №17/118,019, поданной 10 декабря 2020 г. и озаглавленной «DOWNHOLE TOOL WITH A RELEASABLE SHROUD AT A DOWNHOLE TIP THEREOF», которая испрашивает преимущество предварительной заявки на патент США №62/946,219, поданной 10 декабря 2019 г. и озаглавленной «HIGH PRESSURE MIC WITH MAINBORE AND LATERAL ACCESS AND CONTROL», в настоящее время находящихся на рассмотрении и полностью включенных в данный документ посредством ссылки.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[002] Разнообразие избирательных операций в стволе скважины под давлением требует изоляции давления для избирательной обработки определенных участков ствола скважины. Одной из таких избирательных операций в стволе скважины под давлением является горизонтальный многостадийный гидроразрыв («ГРП» или «гидроразрыв»). В многоствольных скважинах обработки путем многостадийной интенсификации притока проводят внутри нескольких боковых стволов скважины. Эффективный доступ ко всем боковым стволам скважины имеет решающее значение для завершения успешной обработки путем интенсификации притока под давлением. Из публикации US 2010/163240 известен скважинный элемент, который может быть веден в различные стволы многоствольной скважины. Однако этот известный инструмент не обладает достаточной надежностью.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

[003] Далее приведена ссылка на следующее описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:

[004] на фиг. 1 проиллюстрирована скважинная система для добычи из углеводородного пласта-коллектора, причем скважинная система содержит у-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;

[005] на фиг. 2А проиллюстрирован вид в перспективе скважинного инструмента, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;

[006] на фиг. 2В и фиг. 2С проиллюстрированы различные разные виды у-образного блока, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения;

[007] на фиг. 3-6 проиллюстрирован способ развертывания скважинного инструмента внутри у-образного блока в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения; и

[008] на фиг. 7-19 проиллюстрирован способ образования, гидроразрыва и/или добычи из скважинной системы.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[009] В графических материалах и последующем описании одинаковые части обычно обозначены в описании и в графических материалах соответственно одинаковыми ссылочными позициями. Фигуры не обязательно представлены с соблюдением масштаба. Некоторые признаки данного изобретения могут быть показаны в преувеличенном масштабе или в несколько схематической форме, а некоторые детали определенных элементов могут быть не показаны в интересах ясности и краткости. Настоящее изобретение может быть реализовано в вариантах реализации различных форм.

[0010] Конкретные варианты реализации подробно описаны и показаны в графических материалах при понимании того, что настоящее описание следует рассматривать как иллюстративное представление принципов данного изобретения и оно не предназначено для ограничения данного изобретения тем, что проиллюстрировано и описано в данном документе. Следует полностью признать, что различные идеи обсуждаемых в данном документе вариантов реализации можно использовать отдельно или в любой подходящей комбинации для получения требуемых результатов.

[0011] Если не указано иное, использование терминов «соединять», «входить в зацепление», «связывать», «прикреплять» или любых других подобных терминов, описывающих взаимодействие между элементами, не означает ограничение взаимодействия прямым взаимодействием между элементами и может также включать косвенное взаимодействие между описанными элементами. Если не указано иное, использование терминов «вверху», «верхний», «вверх», «выше по стволу скважины», «выше по течению» или других подобных терминов следует толковать как преимущественно направленное к поверхности земли; аналогичным образом, использование терминов «внизу», «нижний», «вниз», «ниже по стволу скважины» или других подобных терминов следует толковать как преимущественно направленное к забою, забойному концу скважины, независимо от ориентации ствола скважины. Использование любого одного или более из вышеуказанных терминов не следует толковать как обозначение положений вдоль идеально вертикальной оси. В некоторых случаях часть вблизи конца скважины может быть горизонтальной или даже слегка направленной вверх. В таких случаях термины «вверху», «верхний», «вверх», «выше по стволу скважины», «выше по течению» или другие подобные термины следует использовать для обозначения направления к концу поверхности скважины. Если не указано иное, использование термина «подземный пласт» следует толковать как охватывающее как участки под открытой землей, так и участки под землей, покрытой водой, такой как воды океана или пресная вода.

[0012] Особой проблемой для нефтегазовой отрасли является разработка герметичного многоствольного соединения уровня 5 по стандарту модернизации технологии многоствольных скважин (TAML; Technology Advancement of Multilateral), которое может быть установлено в обсадной колонне (например, обсадной колонне диаметром 7 5/8 дюйма), а также обеспечивает доступ по внутреннему диаметру (ID; inner diameter) (например, доступ по ID ~3 1/2 дюйма) к основному стволу скважины после установки соединения. Этот тип многоствольного соединения может быть полезен для интенсификации притока и/или операций по очистке скважины с помощью гибких насосно-компрессорных труб. Предполагается, что будущие многоствольные скважины будут бурить из существующих буровых окон/скважин, где к существующему стволу скважины будут добавлены дополнительные боковые стволы. Если из обсадной колонны (например, обсадной колонны диаметром 9 5/8 дюйма) можно образовать боковой ствол скважины, то можно установить хвостовик (например, хвостовик диаметром 7 дюймов или 7 5/8 дюйма) с новой точкой выхода обсадной колонны, расположенной в оптимальном местоположении для доступа к неисчерпаемым запасам.

[0013] Далее со ссылкой на фиг. 1 проиллюстрирована схема скважинной системы 100 для добычи из углеводородного пласта в соответствии с некоторыми приведенными в качестве примера вариантами реализации. Скважинная система 100 в одном или более вариантах реализации содержит насосную станцию 110, основной ствол 120 скважины, насосно-компрессорные трубы 130, 135, которые могут иметь различные диаметры трубчатых элементов, и совокупность многоствольных соединений 140, а также боковые ответвления 150 с дополнительными трубами, объединенными с основным каналом труб 130, 135. Каждое многоствольное соединение 140 может содержать соединение, спроектированное, изготовленное или эксплуатируемое в соответствии с данным изобретением, включая многоствольное соединение, содержащее новый у-образный блок в соответствии сданным изобретением. Скважинная система 100 может дополнительно содержать блок 160 управления. Блок 160 управления в этом варианте реализации выполнен с возможностью управления потоком в многоствольные соединения и/или боковые ответвления 150 и/или из них, а также другими устройствами в скважине.

[0014] Со ссылкой на фиг. 2А проиллюстрирован вид в перспективе скважинного инструмента 200, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Скважинный инструмент 200 в проиллюстрированном варианте реализации содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 210. КНБК 210 в проиллюстрированном варианте реализации содержит расположенный выше по стволу скважины конец 220 и расположенный ниже по стволу скважины конец 225. КНБК 210 во многих вариантах реализации может быть соединена с длинномерным средством транспортировки. Например, в одном варианте реализации длинномерное средство транспортировки представляет собой гибкую насосно-компрессорную трубу или трос, который проходит от расположенного ниже по стволу скважины местоположения в стволе скважины до поверхности ствола скважины. Соответственно, КНБК 210 в некоторых вариантах реализации может проходить в ствол скважины на сотни метров, если не на тысячи метров. В варианте реализации, в котором КНБК 210 соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой, КНБК 210 может представлять собой КНБК для интенсификации притока, используемую для гидроразрыва подземного пласта основного ствола скважины или, альтернативно, бокового ствола скважины.

[0015] Скважинный инструмент 200 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит кожух 230, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца 225 КНБК 210 и в непосредственной близости от него. Кожух 230 в проиллюстрированном варианте реализации выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК 210. Кожух 230 в проиллюстрированном варианте реализации имеет закругленную переднюю часть 235 в непосредственной близости от его расположенного ниже по стволу скважины конца. Закругленная передняя часть 235 в этом варианте реализации выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока, который может быть расположен на пересечении основного ствола скважины с боковым стволом скважины. Однако в альтернативном варианте реализации кожух 230 может иметь переднюю часть квадратной формы или переднюю часть другой удобной формы.

[0016] Кожух 230 в некоторых вариантах реализации может иметь один или более проходных каналов 245 для флюида, проходящих по его длине (L_s). Проходные каналы 245 для флюида в этом варианте реализации позволяют кожуху 230 проходить вниз по стволу скважины внутри трубчатого элемента ствола скважины, в то же время позволяя флюиду внизу проходить снизу вверх. Проходные каналы 245 для флюида также помогают поддерживать большую площадь проходного сечения через кожух 230, если требуется гидроразрыв с расклиниванием трещины в кольцевом пространстве. Один или более проходных каналов 245 для флюида в проиллюстрированном варианте реализации представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (L_s) его внешней поверхности. Тем не менее, в другом варианте реализации один или более проходных каналов 245 для флюида представляют собой одно или более отверстий в толщине боковой стенки, проходящих по длине (L_s) кожуха 230. Тем не менее, другие различные типы проходных каналов 245 для флюида входят в объем данного изобретения.

[0017] Скважинный инструмент 200, в по меньшей мере одном или более вариантах реализации, дополнительно содержит один или более срезных элементов 240, соединяющих кожух 230 с расположенным ниже по стволу скважины концом 225 КНБК 210. Один или более срезных элементов 240 в данном варианте реализации прикрепляют с возможностью съема кожух 230 к КНБК 210, например, при спуске скважинного инструмента 200 в стволе скважины в требуемое местоположение. Можно использовать любое количество срезных элементов 240 при условии, что совокупное срезающее усилие, необходимое для среза срезных элементов 240, превышает сопротивление перемещению и другие виды сопротивления, с которыми столкнется скважинный инструмент 200 при его размещении в требуемом месте в стволе скважины. В соответствии с этой идеей в одном варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). В дополнение к этой идее и в другом варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Хотя может использоваться любое количество срезных элементов 240, по меньшей мере в одном варианте реализации три или более срезных элемента 240 соединяют кожух 230 с расположенным ниже по стволу скважины концом 225 КНБК 210. В дополнение к этому варианту реализации три или более срезных элементов 240 могут быть расположены в радиальном направлении на одинаковом расстоянии вокруг кожуха 230.

[0018] Хотя это не показано на виде, изображенном на фиг. 2А, в некоторых вариантах реализации КНБК 210 имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу. Один или более выступов в этом варианте реализации выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 230. В по меньшей мере одном варианте реализации один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей таким образом, что один или более выступов захватывают один или более профилей при извлечении КНБК 210 и кожуха 230.

[0019] Со ссылкой на фиг. 2В проиллюстрирован вид в перспективе в поперечном разрезе у-образного блока 250, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. У-образный блок 250 содержит корпус 255. Например, корпус 255 может представлять собой цельный элемент металла, отфрезерованный таким образом, чтобы иметь различные каналы в соответствии с данным изобретением. В другом варианте реализации корпус 255 представляет собой литой металлический корпус, выполненный с различными каналами в соответствии с данным изобретением. Корпус 255 в соответствии с одним вариантом реализации может содержать первый конец 255а и второй противоположный конец 255b. Первый конец 255а в одном или более вариантах реализации представляет собой первый расположенный выше по стволу скважины конец, а второй конец 255b в одном или более вариантах реализации представляет собой второй расположенный ниже по стволу скважины конец.

[0020] Корпус 255 может иметь длину (L), которая в раскрытом варианте реализации определяется первым концом 255а и вторым противоположным концом 255b. Длина (L) может сильно варьироваться и оставаться в пределах объема данного изобретения. Однако в одном варианте реализации длина (L) составляет от около 0,5 метра до около 4 метров. В еще одном варианте реализации длина (L) находится в диапазоне от около 1,5 метра до около 2,0 метра, а в еще одном варианте реализации длина (L) составляет около 1,8 метра (например, около 72 дюйма).

[0021] Y-образный блок 250 в одном или более вариантах реализации содержит одиночный первый канал 260, проходящий в корпус 255 от первого конца 255а. В раскрытом варианте реализации одиночный первый канал 260 определяет первую осевую линию 265. Y-образный блок 250 в одном или более вариантах реализации дополнительно содержит второй канал 270 и третий канал 280, проходящие в корпус 255. В проиллюстрированном варианте реализации второй канал 270 и третий канал 280 ответвляются от одиночного первого канала 260 в точке между первым концом 255а и вторым противоположным концом 255b. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения второй канал 270 определяет вторую осевую линию 275, а третий канал 280 определяет третью осевую линию 285. Вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 могут иметь различные конфигурации относительно друг друга. В одном варианте реализации вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 параллельны друг другу. В другом варианте реализации вторая осевая линия 275 и третья осевая линия 285 расположены под углом друг относительно друга и, например, относительно первой осевой линии 265.

[0022] Одиночный первый канал 260, второй канал 270 и третий канал 280 могут иметь разные диаметры и оставаться в объеме данного изобретения. В одном варианте реализации одиночный первый канал 260 имеет диаметр (d₁). В одном варианте реализации одиночный первый канал 260 имеет диаметр (d₁). Диаметр (d₁) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d₁) находится в диапазоне от около 2,5 см до около 60,1 см (например, от около 1 дюйма до около 24 дюймов). Диаметр (d₁) в одном или более вариантах реализации составляет от около 7,6 см до около 40,6 см (например, от около 3 дюймов до около 16 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₁) может находиться в диапазоне от около 15,2 см до около 30,5 см (например, от около 6 дюймов до около 12 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₁) может находиться в диапазоне от около 17,8 см до около 25,4 см (например, от около 7 дюймов до около 10 дюймов), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 21,6 см (например, около 8,5 дюйма).

[0023] В одном варианте реализации второй канал 270 имеет диаметр (d₂). Диаметр (d₂) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d₂) находится в диапазоне от около 0,64 см до около 50,8 см (например, от около 1/4 дюйма до около 20 дюймов). Диаметр (d₂) в одном или более вариантах реализации составляет от около 2,5 см до около 17,8 см (например, от около 1 дюйм до около 7 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₂) может находиться в диапазоне от около 6,4 см до около 12,7 см (например, от около 2,5 дюйма до около 5 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₂) может находиться в диапазоне от около 7,6 см до около 10,2 см (например, от около 3 дюйма до около 4 дюйма), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 8,9 см (например, около 3,5 дюйма).

[0024] В одном варианте реализации третий канал 280 имеет диаметр (d₃). Диаметр (d₃) может варьироваться в широких пределах, но в одном или более вариантах реализации диаметр (d₃) находится в диапазоне от около 0,64 см до около 50,8 см (например, от около 1/4 дюйма до около 20 дюймов). Диаметр (d₃) в одном или более других вариантах реализации находится в диапазоне от около 2.5 см до около 17,8 см (например, от около 1 дюйма до около 7 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₃) может находиться в диапазоне от около 6,4 см до около 12,7 см (например, от около 2,5 дюйма до около 5 дюймов). В еще одном варианте реализации диаметр (d₃) может находиться в диапазоне от около 7.6 см до около 10,2 см (например, от около 3 дюйма до около 4 дюйма), и, более конкретно, в одном варианте реализации значение составляет около 8,9 см (например, около 3,5 дюйма). В дополнение к этим вариантам реализации в некоторых случаях диаметр (d₂) является таким же, как и диаметр (d₃), а в еще других случаях диаметр (d₂) больше диаметра (d₃).

[0025] Y-образный блок 250, проиллюстрированный на фиг. 2В дополнительно содержит рампу 290 дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом 260 и вторым и третьим отдельными каналами 270, 280. В этом варианте реализации рампа 290 дефлектора выполнена с возможностью направления скважинного инструмента к третьему отдельному каналу 280. Рампа 290 дефлектора в одном или более вариантах реализации имеет угол отклонения (θ). Угол отклонения (θ) может сильно варьироваться и оставаться в пределах объема данного изобретения, но в некоторых вариантах реализации угол отклонения (θ) составляет по меньшей мере 30 градусов. В еще другом варианте реализации угол отклонения (θ) составляет по меньшей мере 45 градусов. Хотя это не четко проиллюстрировано на фиг. 2В, рампа 290 дефлектора может быть выполнено как неотъемлемая часть корпуса 255 или, альтернативно, может представлять собой вставку рампы дефлектора.

[0026] В некоторых вариантах реализации расположенный выше по стволу скважины конец третьего канала 280 содержит элемент 292 углубления. Элемент 292 углубления в этом варианте реализации выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента. Например, когда передняя часть скважинного инструмента продвигается вверх по рампе 290 дефлектора, она входит в зацепление с элементом 292 углубления. В некоторых вариантах реализации элемент 292 углубления содержит уплотнительный элемент 294, расположенный в элементе 292 углубления. Что касается этого варианта реализации, уплотнительный элемент 294 (например, уплотнительное кольцо) будет обеспечивать герметичное уплотнение между корпусом 255 и скважинным инструментом (не показано).

[0027] Кратко со ссылкой на фиг. 2С проиллюстрирован вид в поперечном разрезе у-образного блока 250, проиллюстрированного на фиг. 2В, например, выполненный по линии 2С-2С. На фиг. 2С проиллюстрированы второй канал 270 и третий канал 280, а также рампа 290 дефлектора и элемент 292 углубления, расположенный в третьем канале 280. На фиг.2С дополнительно показаны первый диаметр канала (d₁), второй диаметр канала (d₂) и третий диаметр канала (d₃).

[0028] Далее со ссылкой на фиг. 3-6 проиллюстрирован способ развертывания скважинного инструмента 300 внутри у-образного блока 350 в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. Скважинный инструмент 300 во многих отношениях аналогичен скважинному инструменту 200, проиллюстрированному выше в отношении фиг. 2А. Y-образный блок 350 во многих отношениях аналогичен у-образному блоку 250, проиллюстрированному выше в отношении фиг. 2В и фиг. 2С. Соответственно, одинаковая ссылочная позиция использовалась для указания аналогичных, если не идентичных, признаков. С первоначальной ссылкой на фиг. 3, скважинный инструмент 300 приближается к рампе 290 дефлектора в у-образном блоке 350. На этом этапе кожух 230 закрепляют относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240. Один или более срезных элементов 240 в одном или более вариантах реализации в совокупности имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). В еще одном варианте реализации один или более срезных элементов 240 совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов).

[0029] Со ссылкой на фиг. 4 проиллюстрирован скважинный инструмент 300, перемещающийся вверх по рампе 290 дефлектора. В частности, кожух 230 имеет больший диаметр, чем второй канал 270, и, таким образом, кожух 230 приводит к перемещению скважинного инструмента 300 вверх по рампе 290 дефлектора. Опять же, на этом этапе кожух 230 остается закрепленным относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240.

[0030] Со ссылкой на фиг. 5 проиллюстрирован скважинный инструмент 300 после проталкивания КНБК 210 дальше вниз по стволу скважины, приводящего расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха 230 к перемещению вверх по рампе 290 дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом 280. В проиллюстрированном варианте реализации кожух 230 входит в зацепление с элементом 292 углубления в третьем канале 280. Опять же, на этом этапе кожух 230 остается закрепленным относительно КНБК 210 с помощью одного или более срезных элементов 240.

[0031] Со ссылкой на фиг. 6 проиллюстрирован скважинный инструмент 300 после приложения дополнительного веса вниз к КНБК 210, в то время как кожух 230 находится в зацеплении с третьим каналом 280. В этом варианте реализации дополнительный вес срезает срезные элементы 240 и приводит к вхождению КНБК 210 боковой ствол скважины. На фиг.6 дополнительно проиллюстрированы вышеупомянутые один или более выступов 610, проходящих в радиальном направлении наружу от КНБК 210. Как обсуждалось выше, один или более выступов 610 выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 230, например, когда КНБК 210 и кожух 230 извлекают вверх по стволу скважины.

[0032] Далее со ссылкой на фиг. 7-19 проиллюстрирован способ образования, проведения работ, гидроразрыва и/или добычи из скважинной системы 700. На фиг. 7 представлена схема скважинной системы 700 на начальных этапах образования. Основной ствол 710 скважины может быть пробурен, например, с помощью роторной управляемой системы на конце бурильной колонны и может проходить от начала скважины (не показано), такого как земная поверхность или морское дно. Основной ствол 710 скважины может быть обсажен одной или более обсадными колоннами 715, 720, каждая из которых может заканчиваться башмаком 725, 730.

[0033] Скважинная система 700, показанная на фиг. 7, дополнительно содержит систему 740 заканчивания основного ствола скважины, расположенную в основном стволе 710 скважины. В определенных вариантах реализации система 740 заканчивания основного ствола скважины может содержать хвостовик 745 основного ствола скважины (например, с муфтами для ГРП в одном варианте реализации), а также один или более пакеров 750 (например, разбухающих пакеров в одном варианте реализации). Хвостовик 745 основного ствола скважины и один или более пакеров 750 в некоторых вариантах реализации могут быть спущены на анкерной системе 760. Анкерная система 760 в одном варианте реализации содержит профиль 765 цанги для вхождения в зацепление со спускным инструментом 790, а также башмак 770 направляющего инструмента с косым срезом (например, башмак с косым срезом для выравнивания с прорезями). Стандартный инструмент для ориентации рабочей колонны (WOT; workstring orientation tool) и инструмент для измерения в процессе бурения (ИПБ) могут быть соединены со спускным инструментом 790 и, таким образом, могут использоваться для ориентации анкерной системы 760.

[0034] Со ссылкой на фиг. 8 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 7, после размещения узла 810 скважинного отклонителя в скважине в местоположении, в котором должен быть образован боковой ствол скважины. Узел 810 скважинного отклонителя содержит цангу 820 для вхождения в зацепление с профилем 765 цанги в анкерной системе 760. Узел 810 скважинного отклонителя дополнительно содержит одно или более уплотнений 830 (например, комплект скребков для очистки в одном варианте реализации) для герметизации узла 810 скважинного отклонителя с системой 740 заканчивания основного ствола скважины. В некоторых вариантах реализации, таких как показанный на фиг. 8, узел 810 скважинного отклонителя состоит из направляющей фрезы 840, например, с использованием срезного болта, а затем его спускают в ствол на бурильной колонне 850. Инструмент WOT/ИПБ могут использовать для подтверждения надлежащей ориентации узла 810 скважинного отклонителя.

[0035] Со ссылкой на фиг. 9 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 8, после установки груза для срезания срезного болта между направляющей фрезой 840 и узлом 810 скважинного отклонителя с последующим фрезерованием начального оконного кармана 910. В некоторых вариантах реализации начальный оконный карман 910 имеет длину от 1,5 м до 3,0 м, а в некоторых других вариантах реализации - около 2,5 м и проходит через обсадную колонну 720. После этого может происходить процесс циркуляции и очистки, после чего бурильная колонна 850 и направляющая фреза 840 могут быть извлечены из ствола.

[0036] Со ссылкой на фиг. 10 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг.9, после запуска направляющей фрезы 1020 и фрезы 1030 шаровой формы в скважину на бурильной колонне 1010. В вариантах реализации, показанных на фиг. 10, бурильная колонна 1010, направляющая фреза 1020 и фреза 1030 шаровой формы бурят в пласте полный оконный карман 1040. В некоторых вариантах реализации полный оконный карман 1040 имеет длину от 6 м до 10 м, а в некоторых других вариантах реализации - около 8,5 м. После этого может происходить процесс циркуляции и очистки, после чего бурильная колонна 1010, направляющая фреза 1020 и фреза 1030 шаровой формы могут быть извлечены из ствола.

[0037] Со ссылкой на фиг. 11 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 10, после спуска в ствол бурильной колонны 1110 с роторной управляемой компоновкой 1120, бурение по касательной 1130 после наклона узла 810 скважинного отклонителя с последующим продолжением бурения бокового ствола 1140 скважины до глубины. После этого бурильная колонна 1110 и роторная управляемая компоновка 1120 могут быть извлечены из ствола.

[0038] Со ссылкой на фиг. 12 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 11, после применения внутренней колонны 1210 для расположения системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 1140 скважины. В некоторых вариантах реализации система 1220 заканчивания бокового ствола скважины может содержать хвостовик 1230 бокового ствола скважины (например, с муфтами для ГРП в одном варианте реализации), а также один или более пакеров 1240 (например, разбухающих пакеров в одном варианте реализации). После этого внутреннюю колонну 1210 можно протянуть в основной ствол 710 скважины для извлечения узла 810 скважинного отклонителя.

[0039] Со ссылкой на фиг. 13 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 12, после фиксации инструмента 1310 для извлечения скважинного отклонителя внутренней колонны 1210 с профилем в узле 810 скважинного отклонителя. Затем узел 810 скважинного отклонителя может быть извлечен с высвобождением из анкерной системы 760, а затем извлечен из ствола. Результатом операции является расположение системы 740 заканчивания основного ствола скважины в основном стволе 710 скважины и системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины в боковом стволе 1140 скважины.

[0040] Со ссылкой на фиг. 14 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 13, после применения спускного инструмента 1410 для установки узла 1420 дефлектора в непосредственной близости от места соединения основного ствола 710 скважины и бокового ствола 1140 скважины. Узел 1420 дефлектора можно соответствующим образом сориентировать с помощью инструмента WOT/ИПБ. Затем спускной инструмент 1410 может быть извлечен из ствола.

[0041] Со ссылкой на фиг. 15 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 14, после применения спускного инструмента 1510 для размещения многоствольного соединения 1520 в непосредственной близости от пересечения основного ствола 710 скважины с боковым стволом 1410 скважины. В соответствии с одним вариантом реализации многоствольное соединение 1520 будет содержать y-образный блок, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения. В проиллюстрированном варианте реализации многоствольное соединение 1520 содержит y-образный блок, аналогичный у-образному блоку 250, проиллюстрированному на фиг. 2В и фиг. 2С.

[0042] Со ссылкой на фиг. 16 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 15, после избирательного доступа к основному стволу 710 скважины с помощью первого инструмента 1610 для проведения работ через у-образный блок многоствольного соединения 1520. В проиллюстрированном варианте реализации первый инструмент 1610 для проведения работ представляет собой инструмент для гидроразрыва и, более конкретно, инструмента для гидроразрыва, транспортируемую с помощью гибких насосно-компрессорных труб. При установленном инструменте 1610 для проведения работ могут образоваться трещины 1620 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем систему 740 заканчивания основного ствола скважины. После этого первый инструмент 1610 для проведения работ может быть извлечен из системы 740 заканчивания основного ствола скважины.

[0043] Со ссылкой на фиг. 17 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 16, после расположения скважинного инструмента 1710 внутри многоствольного соединения 1520, содержащего y-образный блок. Скважинный инструмент 1710, в одном или более вариантах реализации, аналогичен скважинному инструменту 200, рассмотренному выше в отношении фиг. 2А и фиг. 3-6. Соответственно, скважинный инструмент 1710 содержит КНБК 1720 и кожух 1730, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК 1720 и в непосредственной близости от него. В проиллюстрированном варианте реализации один или более срезных элементов соединяют кожух 1730 с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК 1720. Кроме того, кожух 1730 перемещается вверх по рампе дефлектора в у-образном блоке, таким образом приводя кожух 1730 к вхождению в зацепление с элементом углубления в боковом канале у-образного блока. В проиллюстрированном варианте реализации скважинный инструмент 1710 представляет собой инструмент для гидроразрыва и, более конкретно, инструмент для гидроразрыва, транспортируемый с помощью гибких насосно-компрессорных труб.

[0044] Со ссылкой на фиг. 18 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 17, после приложения дополнительного веса вниз к КНБК 1720, в то время как кожух 1730 находится в зацеплении с боковым каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК 1720 в боковой ствол скважины. При наличии установленного скважинного инструмента 1710 могут образоваться трещины 1820 гидроразрыва в подземном пласте, окружающем систему 1220 заканчивания бокового ствола скважины. В некоторых вариантах реализации первый инструмент 1610 для проведения работ и скважинный инструмент 1710 представляют собой один и тот же инструмент для проведения работ. После этого скважинный инструмент 1710 может быть извлечен из системы 1220 заканчивания бокового ствола скважины и из ствола. Как обсуждалось выше, КНБК 1720 может иметь один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов захватывают один или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха 1730, и, таким образом, извлекают кожух 1730 вверх по стволу скважины, когда КНБК 1720 извлекают вверх по стволу скважины.

[0045] Со ссылкой на фиг. 19 проиллюстрирована скважинная система 700, показанная на фиг. 18, после добычи флюидов 1910 из трещин 1620 гидроразрыва в основном стволе 710 скважины и добычи флюидов 1920 из трещин 1820 гидроразрыва в боковом стволе 1140 скважины. Добыча флюидов 1910, 1920 происходит через многоствольное соединение 1520 и, более конкретно, через конструкцию у-образного блока, изготовленную и эксплуатируемую в соответствии с одним или более вариантами реализации данного изобретения.

[0046] Аспекты, раскрытые в данном документе, включают:

A. Скважинный инструмент, содержащий: 1) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины и расположенный ниже по стволу скважины конец; 2) кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК; и 3) один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК.

B. Y-образный блок, содержащий: 1) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; 2) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и 3) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию; и 4) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу.

C. Скважинная система, содержащая: 1) основной ствол скважины; 2) боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины; 3) многоствольное соединение, расположенное на пересечении основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит: а) y-образный блок, содержащий: i) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; ii) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и iii) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию; и iv) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и с) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины; и 4) скважинный инструмент, расположенный внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит: а) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец; b) кожух, расположенный вокруг КНБК и находящийся в зацеплении с третьим каналом, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК.

D. Способ образования скважинной системы, включающий: 1) размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит: а) y-образный блок, содержащий: i) корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец; ii) одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию; и iii) второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию; и iv) рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу; b) ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины; и с) ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины; и 2) расположение скважинного инструмента внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит: а) компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец; b) кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК; и с) один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК; 3) проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом; и 4) прикладывание дополнительного веса вниз к КНБК, в то время как кожух находится в зацеплении с третьим каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК в боковой ствол скважины.

[0047] Аспекты А, В, С и D могут иметь один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока. Элемент 2: отличающийся тем, что кожух имеет один или более проходных каналов для флюида, проходящих по его длине (L_s). Элемент 3: отличающийся тем, что один или более проходных каналов для флюида представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (L_s) его внешней поверхности. Элемент 4: отличающийся тем, что три или более срезных элементов соединяют кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, причем три или более срезных элементов расположены в радиальном направлении на равном расстоянии вокруг кожуха. Элемент 5: отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха. Элемент 6: отличающийся тем, что один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей при извлечении КНБК вверх по стволу скважины.

Элемент 7: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой. Элемент 8: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере около 91 кг (200 фунтов). Элемент 9: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Элемент 10: дополнительно содержащий элемент углубления, расположенный на расположенном выше по стволу скважины конце третьего отдельного канала, причем элемент углубления выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента. Элемент 11: отличающийся тем, что элемент углубления обеспечивает уплотнение типа «металл-металл» со скважинным инструментом. Элемент 12: дополнительно содержащий уплотнительный элемент, расположенный в элементе углубления, причем уплотнительный элемент обеспечивает герметичное уплотнение между корпусом и скважинным инструментом. Элемент 13: отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d₂), а третий канал имеет диаметр (d₃), и дополнительно при этом диаметр (d₂) такой же, как диаметр (d₃). Элемент 14: отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d₂), а третий канал имеет диаметр (d₃), и дополнительно при этом диаметр (d₂) больше диаметра (d₃). Элемент 15: отличающийся тем, что вторая осевая линия и третья осевая линия параллельны друг другу. Элемент 16: отличающийся тем, что рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 30 градусов. Элемент 17: отличающийся тем, что рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 45 градусов. Элемент 18: отличающийся тем, что рампа дефлектора представляет собой вставку рампы дефлектора. Элемент 19: отличающийся тем, что скважинный инструмент дополнительно содержит один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК. Элемент 20: отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть входит в зацепление с элементом углубления в третьем канале. Элемент 21: отличающийся тем, что кожух имеет одну или более канавок, проходящих по длине (L_s) его внешней поверхности. Элемент 22: отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха, при извлечении КНБК и кожуха вверх по стволу скважины. Элемент 23: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой. Элемент 24: отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие в диапазоне от около 227 кг до 4536 кг (от около 500 фунтов до около 10000 фунтов). Элемент 25: отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой, и дополнительно включающий гидроразрыв по меньшей мере части ствола скважины с помощью гибкой насосно-компрессорной трубы. Элемент 26: отличающийся тем, что проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины дополнительно включает проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождение в зацепление с элементом углубления в третьем канале. Элемент 27: отличающийся тем, что избирательный доступ к основному стволу скважины или боковому стволу скважины через y-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины включает избирательный доступ к основному стволу скважины через у-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины, и дополнительно включающий избирательный доступ к боковому стволу скважины через у-образный блок для гидроразрыва бокового ствола скважины.

[0048] 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.

Заявленная группа изобретений относится к избирательным операциям в стволе скважины. Скважинный инструмент содержит компоновку низа бурильной колонны (КНБК), кожух и один или более срезных элементов. Кожух расположен вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него. Кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК и отсоединения от КНБК и скольжения вдоль нее при срезании указанных одного или более срезных элементов, когда кожух входит в зацепление с элементом углубления, предусмотренным в Y-образном блоке для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины. Y-образный блок содержит корпус и рампу дефлектора. Корпус имеет первый конец и второй противоположный конец, одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала. Рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента к третьему отдельному каналу. Корпус Y-образного блока представляет собой цельный элемент, а указанные каналы проходят внутри этого цельного элемента. Скважинная система содержит основной и боковой стволы скважины, многоствольное соединение, расположенное в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины. Способ образования скважинной системы включает размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, избирательный доступ к основному стволу скважины или боковому стволу скважины через y-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины. Обеспечивается повышение эффективности избирательного доступа к основному и боковому стволам скважины. 5 н. и 10 з.п. ф-лы, 19 ил.

1. Скважинный инструмент, содержащий:

компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,

кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК, и

один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, при этом кожух выполнен с возможностью отсоединения от КНБК и скольжения вдоль нее при срезании указанных одного или более срезных элементов, когда кожух входит в зацепление с элементом углубления, предусмотренным в Y-образном блоке для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины.

2. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что кожух имеет закругленную переднюю часть в непосредственной близости от своего расположенного ниже по стволу скважины конца, причем закругленная передняя часть выполнена с возможностью вхождения в зацепление с элементом углубления в ответвлении у-образного блока.

3. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что кожух имеет один или более проходных каналов для флюида, проходящих по его длине (L_s), при этом один или более проходных каналов для флюида представляют собой одну или более канавок, проходящих по длине (L_s) его внешней поверхности.

4. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что три или более срезных элементов соединяют кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК, причем три или более срезных элементов расположены в радиальном направлении на равном расстоянии вокруг кожуха.

5. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что КНБК имеет один или более выступов, проходящих от нее в радиальном направлении наружу, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей, проходящих от внутренней поверхности кожуха, при этом один или более выступов расположены ниже по стволу скважины от одного или более профилей, причем один или более выступов выполнены с возможностью захвата одного или более профилей при извлечении КНБК вверх по стволу скважины

6. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что КНБК соединена с гибкой насосно-компрессорной трубой.

7. Скважинный инструмент по п. 1, отличающийся тем, что один или более срезных элементов совместно имеют минимальное срезное усилие, составляющее по меньшей мере 91 кг (200 фунтов), при этом один или более срезных элементов совместно имеют срезное усилие до 4536 кг (до 10000 фунтов).

8. Y-образный блок для обеспечения доступа к основному или боковому стволу скважины, содержащий:

корпус, имеющий первый конец и второй противоположный конец,

одиночный первый канал, проходящий в корпус от первого конца, причем одиночный первый канал определяет первую осевую линию,

второй и третий отдельные каналы, проходящие в корпус и ответвляющиеся от одиночного первого канала, причем второй канал определяет вторую осевую линию, и третий канал определяет третью осевую линию, и

рампу дефлектора, расположенную в месте соединения между одиночным первым каналом и вторым и третьим отдельными каналами, причем рампа дефлектора выполнена с возможностью подталкивания скважинного инструмента по любому из пп. 1-7 к третьему отдельному каналу,

при этом корпус у-образного блока представляет собой цельный элемент, а указанные каналы проходят внутри этого цельного элемента.

9. Y-образный блок по п. 8, дополнительно содержащий элемент углубления, расположенный на расположенном выше по стволу скважины конце третьего отдельного канала, причем элемент углубления выполнен с возможностью вхождения в зацепление с передней частью скважинного инструмента, при этом элемент углубления обеспечивает уплотнение типа «металл-металл» со скважинным инструментом, и уплотнительный элемент, расположенный в элементе углубления, причем уплотнительный элемент обеспечивает герметичное уплотнение между корпусом и скважинным инструментом.

10. Y-образный блок по п. 8, отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d₂), а третий канал имеет диаметр (d₃), и дополнительно при этом диаметр (d₂) такой же, как диаметр (d₃).

11. Y-образный блок по п. 8, отличающийся тем, что второй канал имеет диаметр (d₂), а третий канал имеет диаметр (d₃), и дополнительно при этом диаметр (d₂) больше диаметра (d₃).

12. Y-образный блок по п. 8, отличающийся тем, что вторая осевая линия и третья осевая линия параллельны друг другу, при этом рампа дефлектора имеет угол отклонения (θ) по меньшей мере 30 градусов или по меньшей мере 45 градусов, при этом рампа дефлектора представляет собой вставку рампы дефлектора.

13. Скважинная система, содержащая:

основной ствол скважины,

боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины,

многоствольное соединение, расположенное в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:

y-образный блок по любому из пп. 8-12,

ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, и

ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины, и

скважинный инструмент, расположенный внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит:

компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,

кожух, расположенный вокруг КНБК и входящий в зацепление с третьим каналом, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК.

14. Способ образования скважинной системы, включающий:

размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:

y-образный блок по любому из пп. 8-12,

ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, и

ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины,

расположение скважинного инструмента внутри у-образного блока, причем скважинный инструмент содержит:

компоновку низа бурильной колонны (КНБК), имеющую расположенный выше по стволу скважины конец и расположенный ниже по стволу скважины конец,

кожух, расположенный вокруг расположенного ниже по стволу скважины конца КНБК и в непосредственной близости от него, причем кожух выполнен с возможностью скольжения относительно КНБК, и

один или более срезных элементов, соединяющих кожух с расположенным ниже по стволу скважины концом КНБК,

проталкивание скважинного инструмента дальше вниз по стволу скважины, приводящее расположенный ниже по стволу скважины конец кожуха к перемещению вверх по рампе дефлектора и вхождению в зацепление с третьим каналом, и

приложение дополнительного веса вниз к КНБК, в то время как кожух находится в зацеплении с боковым каналом, причем дополнительный вес срезает срезные элементы и приводит к вхождению КНБК в боковой ствол скважины.

15. Способ образования скважинной системы, включающий:

размещение многоствольного соединения в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины и бокового ствола скважины, причем многоствольное соединение содержит:

y-образный блок по любому из пп. 8-12,

ответвление основного канала, соединенное со вторым каналом и проходящее в основной ствол скважины, и

ответвление бокового канала, соединенное с третьим каналом и проходящее в боковой ствол скважины, и

избирательный доступ к основному стволу скважины или боковому стволу скважины через y-образный блок для гидроразрыва основного ствола скважины или бокового ствола скважины.