RU2064041C1

RU2064041C1 - Device for multihole formation exposure by branched well

Info

Publication number: RU2064041C1
Authority: RU
Inventors: М.М. Алклычев; О.Д. Гринев
Original assignee: Научно-исследовательский и проектный институт по использованию геотермальных и гидроминеральных ресурсов
Priority date: 1991-11-21
Filing date: 1991-11-21
Publication date: 1996-07-20

Abstract

FIELD: construction of branched wells. SUBSTANCE: device for multihole formation exposure by branched well includes body which is connected with casing string and made for arrangement into it of retrievable whipstock with deflecting plane. The device has member for joining with drill pipe string for its transportation and branch pipe connected with body. Body has coupling for retrievable whipstock, side longitudinal ports and external cup packer. Retrievable whipstock has bottom square to its axis and orienting lock which is connected with bottom. Lock is made to regulate the angle between orienting lock and deflecting plane of retrievable whipstock. EFFECT: higher efficiency. 4 cl, 19 dwg

Description

Изобретение относятся в горной промышленности, а более конкретно, к технологии и технике строительства многозабойных скважин. Оно может быть использовано для вскрытия продуктивного пласта дополнительными, кроме основного, стволами скважины с целью существенного увеличения поверхности притока пластового флюида. The invention relates to the mining industry, and more specifically, to technology and techniques for the construction of multilateral wells. It can be used to open the reservoir with additional, besides the main, wellbores in order to significantly increase the surface of the reservoir fluid inflow.

Известно устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной, включающее корпус и отиконяющую компоновку низа бурильной колонны [1]
Недостатком устройства является то, что использование известного решения для бурения более протяженных наклонных стволов представляет серьезные трудности, особенно при необходимости неоднократных спусков (и подъемов) бурильной колонны с долотом в один и тот же наклонный ствол, так как: требуется применение специальных методов и приборов для ориентирования бурильной колонны с долотом по периметру основного ствола скважины при каждой смене долота и при бурении второго наклонного ствола, так как возможно попадание долота в ранее пробуренный первый наклонный отвод; существует возможность обрушения стенок необсаженного основного ствола скважины под цементным мостом ( и даже самого цементного моста), испытывающих ударные нагрузки от работающей в наклонном стволе, недалеко от основного ствола, бурильной колонны с долотом, а восстановление основного ствола скважины связано с необходимостью проведения дополнительных работ, при которых нельзя гарантировать целостность и наклонных стволов скважины.A device for multi-hole drilling a single well, comprising a housing and otikonayuschee layout of the bottom of the drill string [1]
The disadvantage of this device is that the use of a well-known solution for drilling more extended inclined trunks presents serious difficulties, especially if it is necessary to repeatedly lower (and raise) the drill string with a bit in the same inclined shaft, since: it requires the use of special methods and devices for the orientation of the drill string with a bit along the perimeter of the main wellbore with each change of bit and when drilling the second inclined shaft, since it is possible to hit the bit in a previous drill the first inclined tap; there is the possibility of collapse of the walls of the uncased main borehole under the cement bridge (and even the cement bridge itself), experiencing shock loads from working in an inclined shaft, not far from the main shaft, drill string with a bit, and the restoration of the main wellbore is associated with the need for additional work, in which the integrity of deviated wellbores cannot be guaranteed.

Наиболее близким аналогом известного решения является устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной, включающее корпус, связанный с обсадной колонной и выполненный с возможностью посадки в него извлекаемого клина с отклоняющей плоскостью и соединением под бурильную колонну для его транспортировки [2]
Недостатки устройства те же, что и по вышеописанному устройству.The closest analogue of the known solution is a device for multi-hole drilling with one well, including a housing connected to the casing and configured to fit a retractable wedge with a deflecting plane and a connection under the drill string for transportation [2]
The disadvantages of the device are the same as for the above device.

Техническим результатом предложенного решения является сокращение затрат и средств на бурение дополнительных наклонных стволов скважины. The technical result of the proposed solution is to reduce costs and funds for drilling additional inclined wells.

Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для многозабойного вскрытия пласта одной скважиной, включающее корпус, связанный с обсадной колонной и выполненный с возможностью посадки в него извлекаемого клина с отклоняющей плоскостью и соединением под бурильную колонну для его транспортировки, оно снабжено патрубком, связанным с корпусом и выполненным с посадочной муфтой под извлекаемый клин, боковыми продольными окнами и с наружным манжетным пакером под боковыми продольными окнами, а извлекаемый клин выполнен с дном, перпендикулярным его оси, и ориентирующим фиксатором, жестко связанным с дном и выполненным с возможностью регулирования радиального угла между ориентирующим фиксатором отклоняющей плоскости извлекаемого клина. The required technical result is achieved by the fact that the device for multi-hole formation drilling with one well, including a housing connected to the casing and configured to fit an extractable wedge with a deflecting plane and a connection under the drill string for transportation, it is equipped with a pipe connected to the housing and made with a landing sleeve for an extractable wedge, side longitudinal windows and with an outer cuff packer under the side longitudinal windows, and the extractable wedge is made with a bottom perpendicular to its axis and an orienting retainer rigidly connected to the bottom and configured to adjust the radial angle between the orienting retainer of the deflecting plane of the wedge removed.

Кроме того, ориентирующий фиксатор выполнен в виде направляющей втулки с кольцевой посадочной площадкой и шпоном, а посадочная муфта выполнена с ответным внутренним опорным выступом и пазом под шпон. In addition, the orienting latch is made in the form of a guide sleeve with an annular landing pad and veneer, and the landing sleeve is made with a reciprocal internal support protrusion and a groove for the veneer.

А также, бурильная колонна в нижней части выполнена с патрубком-корпусом, в нижней части которого размещен обратный клапан, а над ним циркуляционный клапан, при этом патрубок-корпус выполнен с кольцевым посадочным поясом и шпоном, под посадочную муфту и радиальными отверстиями, перекрытыми втулкой со срезным штифтом. При этом, обсадная колонна на устье выполнена с боковыми отводами, оснащенными задвижками, сообщающими ее заколонное и внутриколонное пространства с внешним пространством на устье. And also, the drill string in the lower part is made with a nozzle-case, in the lower part of which there is a check valve, and above it a circulation valve, while the nozzle-case is made with an annular seat belt and veneer, under the landing sleeve and radial holes covered by a sleeve with shear pin. At the same time, the casing at the mouth is made with lateral bends equipped with gate valves communicating its annular and intra-annular space with the external space at the mouth.

На фиг. 1 и 2 показан узел технологической трубы, в сборе; на фиг. 3 и 4 самоориентирующийся извлекаемый отклоняющий клин, в сборе; на фиг.5 узел 1 на фиг. 4; на фиг. 6 вид А на фиг. 4; на фиг. 7 и 8 приспособление для спуска и фиксированной установки отклоняющего клина в технологической трубе; на фиг. 9 и 10 фиксированный отклоняющий клин в технологической трубе; на фиг. 11 и 12 управляемый втулочный и обратный клапаны, в сборе; на фиг. 13 и 14 положение бурильной колонны с клапанами после цементирования первой степени обсадной колонны основного ствола скважины; на фиг. (-) 15 и 16 то же, после цементирования второй ступени обсадной колонны основного отвода, на фиг.17 процесс бурения наклонного ствола скважины; на фиг. 18 пробуренный наклонный ствол со спущенной в него нецементированной фильтр-колонной; на фиг. 19 приспособление для извлечения отклоняющего клина из скважины. In FIG. 1 and 2 show the assembly of the process pipe, complete; in FIG. 3 and 4 self-orientating retrievable deflecting wedge, complete; 5, node 1 in FIG. 4; in FIG. 6 view A in FIG. 4; in FIG. 7 and 8, a device for lowering and fixed installation of the deflecting wedge in the process pipe; in FIG. 9 and 10 fixed deflecting wedge in the process pipe; in FIG. 11 and 12 controlled sleeve and check valves, complete; in FIG. 13 and 14 the position of the drill string with valves after cementing the first degree of the casing of the main wellbore; in FIG. (-) 15 and 16 the same, after cementing the second stage of the casing of the main branch, in Fig.17 the process of drilling an inclined wellbore; in FIG. 18 a drilled inclined shaft with a cemented filter column deflated into it; in FIG. 19 a device for extracting a deflecting wedge from a well.

Узел технологической трубы состоит из трубы 1, диаметр которой равен диаметру обсадной колонны основного ствола скважины. Нижний резьбовой конец трубы 1 соединен со спецмуфтой 2, имеющей внутренний выступ с наклонной (к оси спецмуфты) кольцевой опорной площадкой 3 и шпоночным пазом 4. Внутренний выступ с кольцевой площадкой 3 и шпоночным пазом 4 может быть выполнен в жестко соединенном со спецмуфтой съемном или растворимом в кислоте (магниевое, алюминиевое) кольце, растворяющемся или извлекаемом из скважины после окончания бурения ее наклонных стволов. Над спецмуфтой 2 на теле трубы 1 выбраны удлиненные овальные окна 5 для бурения через них наклонных стволов скважины, с диаметрами, меньшими, чем диаметр ее основного ствола (на фиг. 1 и 2 выполнены два диаметрально противоположных окна для бурения двух наклонных стволов скважины). После крепления спецмуфты 2 на трубе 1 середина шпоночного паза 4 должна совпадать с образующей трубы 1, проходящей через середину одного из ее окон 5. Ослабленный (за счет окон 5) участок трубы 1 можно усилить накладками 6 с помощью сварки (в том числе через пунктирные щели, выбранные на боковых поверхностях накладок). Между муфтой 7 и окнами 5 на тело трубы 1 одет наружный манжетный пакер 8 известной конструкций. Для приподъема обсадной колонны при неподвижном манжетном пакере в стволе скважины (с целью снятия элеватора из-под муфты обсадной колонны в процессе ее спуска в скважину) манжетный пакер 8 имеет свободный осевой ход по телу трубы 1 до ограничительного кольца 9. The technological pipe assembly consists of pipe 1, the diameter of which is equal to the diameter of the casing of the main wellbore. The lower threaded end of the pipe 1 is connected to a special coupling 2 having an internal protrusion with an inclined (to the axis of the special coupling) annular supporting platform 3 and a keyway 4. The internal protrusion with an annular platform 3 and a keyway 4 can be made removable or soluble in the rigidly connected to the special coupling in an acid (magnesium, aluminum) ring that dissolves or is removed from the well after the completion of drilling of its inclined shafts. Above the special coupling 2 on the body of the pipe 1, elongated oval windows 5 were selected for drilling inclined boreholes through them, with diameters smaller than the diameter of its main trunk (two diametrically opposite windows for drilling two inclined boreholes are made in Figs. 1 and 2). After mounting the special coupling 2 on the pipe 1, the middle of the keyway 4 must coincide with the generatrix of the pipe 1 passing through the middle of one of its windows 5. The weakened (due to the windows 5) section of the pipe 1 can be strengthened by plates 6 by welding (including through dashed lines) slots selected on the side surfaces of the linings). Between the coupling 7 and the windows 5 on the body of the pipe 1 is wearing an outer cuff packer 8 of known designs. To raise the casing with a stationary cuff packer in the wellbore (with the aim of removing the elevator from under the casing collar during its descent into the well), the cuff packer 8 has an axial free travel along the body of the pipe 1 to the restrictive ring 9.

Самоориентирующийся в технологической трубе 1 извлекаемый отклоняющий клин состоит из корпуса 10 с отклоняющей наклонной плоскостью (или желобом) 11, и дном 12, к которому с помощью болтов 13 жестко закреплен ориентирующий фиксатор 14 с кольцевой площадкой 15 для посадки на опорную площадку 3 спецмуфты 2 и шпоном 16, входящим в ее шпоночный паз 4 (на фиг. 1). The removable deflecting wedge that is self-orientating in the process pipe 1 consists of a body 10 with a deflecting inclined plane (or trough) 11, and a bottom 12, to which, using bolts 13, an orienting latch 14 with an annular platform 15 is rigidly fixed for landing on the supporting platform 3 of the special coupling 2 and veneer 16 included in its keyway 4 (in Fig. 1).

Против отклоняющей наклонной плоскости (или желоба) 11 на корпусе 10 выбрано продольное окно 17, обеспечивающее свободное движение через него по наклонной плоскости (желобу) 11 бурильной колонны с долотом для бурения наклонных стволов скважины. Самоориентация отклоняющего клина относительно окон 5 технологической трубы 1 зависит от радиального угла между шпоном 16 и отклоняющей плоскостью (средней линией желоба) 11. Этот радиальный угол устанавливается перед спуском отклоняющего клина в скважину в соответствии с окнами 5 технологической трубы 1. Например, так как технологическая труба 1 на фиг. 1 и 2 имеет два диаметрально противоположных окна 5, то для бурения одного наклонного ствола скважины ориентирующий фиксатор 14 закрепляется к дну 12, а для бурения второго наклонного ствола шпон 16 разворачивается на 180^o (с целью снижения площади контакта корпуса 10 с внутренней стенкой технологической трубы 1 и, тем самым, облегчения извлечения отклоняющего клина из скважины даже при наличии вокруг корпуса 10 осадка шлама, его контактная поверхность может быть уменьшена за счет отверстий или щелей).A longitudinal window 17 is selected against the deflecting inclined plane (or trough) 11 on the body 10, which allows free movement through it along the inclined plane (trough) 11 of the drill string with a bit for drilling inclined boreholes. The self-orientation of the deflecting wedge relative to the windows 5 of the technological pipe 1 depends on the radial angle between the veneer 16 and the deflecting plane (the middle line of the trough) 11. This radial angle is set before the deflecting wedge is lowered into the well in accordance with the windows 5 of the technological pipe 1. For example, since the technological pipe 1 in FIG. 1 and 2 has two diametrically opposite windows 5, then for drilling one inclined well bore, the orienting latch 14 is fixed to the bottom 12, and for drilling the second inclined well the veneer 16 is rotated 180 ^o (to reduce the contact area of the housing 10 with the inner wall of the process pipe 1 and, thereby, facilitating the extraction of the deflecting wedge from the well even if there is sludge around the body 10, its contact surface can be reduced by holes or crevices).

Корпус 10 отклоняющего клина в верхней части имеет боковые отверстия 18 под захватные кулачки 19 приспособления для спуска и фиксированной установки отклоняющего клина в технологической трубе. Приспособление содержит кожух 20 с "окнами" для кулачков 19 (имеющих резьбовые отверстия 22), поршень 23 со срезным штифтом и резьбовой шток 24, на который одет держатель 25 кулачков с дистанционной втулкой 26 и гайкой 27, причем держатель 25 имеет гнезда 28 для кулачков 19, необходимые при сборке приспособления для его соединения кулачками 19 с корпусом 10 отклоняющего клина путем их ввода в боковые отверстия 18 корпуса 10 отклоняющего клина перед спуском последнего в скважину. The housing 10 of the deflecting wedge in the upper part has side holes 18 for the gripping cams 19 of the device for lowering and fixed installation of the deflecting wedge in the process pipe. The device includes a casing 20 with “windows” for the cams 19 (having threaded holes 22), a piston 23 with a shear pin and a threaded rod 24, on which is mounted a cam holder 25 with a spacer sleeve 26 and a nut 27, and the holder 25 has cam slots 28 19, necessary when assembling the device for connecting it with cams 19 to the body 10 of the deflecting wedge by inserting them into the side holes 18 of the body 10 of the deflecting wedge before lowering it into the well.

Нa фиг. 9 и 10 показано относительное положение отклоняющего клина и технологической трубы в скважине (положение отклоняющей плоскости 11 показано наклонной пунктирной линией). In FIG. 9 and 10 show the relative position of the deflecting wedge and the process pipe in the well (the position of the deflecting plane 11 is shown by an oblique dashed line).

Втулочный 29 и обратный 30 цементировочные клапаны (фиг.11 и 12) имеют общий корпус 31 с радиальными отверстиями 32 и 33, соединенный на резьбе (через переводник 34) с бурильной колонной 35. Корпус 31 клапанов имеет посадочный пояс 36 для герметичной посадки бурильной колонны 35 на опорную площадку 3 спецмуфты 2 и содержит шпон 27, причем отверстия 32 ориентированы по отношению к шпону 37 так, что после фиксации шпона 37 в шпоночном пазе 4 спецмуфты 2 отверстия 32 располагаются как раз против окон 5 технологической трубы 1. Втулочный клапан 29 перекрывает радиальные отверстия 32 и 33 и зафиксирован в корпусе 31 срезным штифтом (или несколькими срезными штифтами) 38. На фиг. 13-16 показано также оборудование устья скважины, монтируемое сразу после спуска в основной ствол скважины обсадной колонны 39 (по возможности с фильтром-хвостовиком 40) с технологической трубой 1 до цементирования этой колонны. При ее двухступенчатом цементировании используются бурильная колонна 35 с втулочным 29 и обратным 30 клапанами, размещенными в корпусе 31, превентеры 41, отводы 42 из заколонного пространства скважины и отводы 43 из внутриколонного пространства скважины. The sleeve 29 and the return 30 cementing valves (11 and 12) have a common housing 31 with radial holes 32 and 33, connected on the thread (through a sub 34) with the drill string 35. The valve housing 31 has a seat belt 36 for a tight fit drill string 35 to the support platform 3 of the special coupling 2 and contains the veneer 27, and the holes 32 are oriented with respect to the veneer 37 so that after fixing the veneer 37 in the keyway 4, the special couplings 2 of the holes 32 are located just opposite the windows 5 of the process pipe 1. The valve 29 closes radially f holes 32 and 33 and fixed in the housing 31 by a shear pin (or more shear pins) 38. FIG. 13-16 also shows the equipment of the wellhead, mounted immediately after the casing string 39 (if possible with a liner 40), with the production pipe 1 before cementing this string, is put into the main wellbore. When its two-stage cementing is used, the drill string 35 with sleeve 29 and 30 check valves located in the housing 31, preventers 41, bends 42 from the annulus of the well and bends 43 from the annular space of the well.

Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.

После спуска в основной ствол скважины обсадной колонны 39 с фильтром-хвостовиком 40 и технологической трубой 1 (место установки которой в компоновке колонны 39 подбирается по планируемой глубине забуривания наклонных стволов), колонну 39 подвешивают и герметизируют на колонной головке 44 с боковыми отводами 42 из заколонного пространства скважины, после чего монтируют противовыбросовое оборудование с отводами 43 из внутриколонного пространства скважины и превентерами 41. After lowering the casing string 39 with the filter liner 40 and the production pipe 1 into the main wellbore (the installation location of which in the casing arrangement 39 is selected according to the planned drilling depth of the inclined shafts), the casing 39 is suspended and sealed on the casing head 44 with side bends 42 from the casing well space, after which blowout equipment with bends 43 from the annulus of the well and preventers 41 is mounted.

Затем в обсадную колонну 39 спускают бурильную колонну 35 с цементировочными клапанами 29 и 30, корпус 31, которых со шпоном 37 слегка (на 1-2 тн.) разгружают на опорную площадку 3 спецмуфты 2 и, медленно поворачивая цепным ключом бурильную колонну 35, заводят шпон 37 в шпоночный паз 4 спецмуфты 2 (при этом бурильная колонна 35 застопоривается от вращения), тем самым фиксируя отверстия 32 корпуса 31 против окон 5 в технологической трубе 1. Разгрузив бурильную колонну 35 (на 3-5 тн.) герметично сажают упорный пояс 36 корпуса 31 на опорную площадку 3 спецмуфты 2. Закрывают заколонные задвижки 42 и внутриколонные задвижки 43, закачивают в бурильную колонну 35 расчетный объем цементного раствора (соответствующий высоте кольцевого пространства скважины за фильтром-хвостовиком), после чего его продавливают объемом продавочной жидкости, равным внутреннему объему фильтра-хвостовика до верхних отверстий ( щелей) фильтра затем в бурильную колонну 35 бросают шар (пробку) 45, продолжая закачку продавочной жидкости, сажают шар (пробку) 45 на втулочный клапан 29. В процессе дальнейшей закачки жидкости в бурильную колонну 35, давление на шар (пробку) 45 повышается, втулка 29 срезает штифт 38 и открывает отверстия 32 и 33 корпуса клапанов 31 и в кольцевом внутриколонном пространстве скважины над спецмуфтой 2. Then drill string 35 is lowered into casing 39 with cementing valves 29 and 30, body 31, which with veneer 37 are lightly (1-2 tons) unloaded on support platform 3 of special coupling 2 and, slowly turning the drill string 35 with a chain key, start the veneer 37 in the keyway 4 of the special coupling 2 (while the drill string 35 is locked against rotation), thereby fixing the holes 32 of the housing 31 against the windows 5 in the process pipe 1. Having unloaded the drill string 35 (by 3-5 tons), the thrust belt is hermetically seated 36 of the housing 31 to the support platform 3 special couplings 2. Closing casing gate valves 42 and casing gate valves 43 are injected, the calculated volume of cement mortar (corresponding to the height of the annular space of the well behind the filter-liner) is pumped into the drill string 35, after which it is forced through with the volume of displacement fluid equal to the internal volume of the filter-liner to the upper holes (slots) the filter, then a ball (plug) 45 is thrown into the drill string 35 while continuing to pump the squeezing fluid, a ball (plug) 45 is placed on the sleeve valve 29. In the process of further pumping the fluid into the drill string 35, the pressure on the ball (plug) 45 is increased, the sleeve 29 cuts the pin 38 and opens the holes 32 and 33 and valve body 31 in the annular space of the well over vnutrikolonnom spetsmuftoy 2.

После затвердения цемента за фильтром-хвостовиком 40, открывают заколонные задвижки 42 и, закрыв задвижки 43 (при закрытом превенторе 41), цементируют обсадную колонну 39 до устья скважины, прокачивая цементный раствор и продавочную жидкость через бурильную колонну 35. При этом цементный раствор, выходя из радиальных отверстий 32 и 33, обжимает манжетный пакер 8 к технологической трубе 1 и поднимается за обсадной колонной 39 к устью скважины, вытесняя жидкость вперед собой через задвижки 42. After the cement has hardened behind the filter-liner 40, the annular gate valves 42 are opened and, closing the gate valves 43 (with the preventer 41 closed), the casing 39 is cemented to the wellhead, pumping the cement slurry and squeezing fluid through the drillstring 35. In this case, the cement mortar leaving from the radial holes 32 and 33, compresses the cuff packer 8 to the process pipe 1 and rises behind the casing 39 to the wellhead, forcing the fluid forward through the valves 42.

По окончании закачки расчетных объемов цементного раствора и продавочной жидкости открывают внутриколонные задвижки 43 и закрыв заколонные задвижки 42, интенсивной промывкой вымывают цемент между пакером и и спецмуфтой 2 в зоне окон 5 забуривания наклонных стволов скважины; при этом промывочная жидкостью, выходящая из отверстий 32 и 33, поднимается по кольцевому пространству между бурильной 35 и обсадной 39 колоннами и выходит через задвижки 43 в атмосферу. После затвердения цемента над манжетным пакером 8 (за обсадной колонной 39), превентер 41 открывают, а бурильную колонну 35 с цементировочными клапанами извлекают из скважины, доливая жидкость в обсадную колонну 39 для компенсации объема извлекаемых бурильных труб. At the end of the pumping, the calculated volumes of cement mortar and squeezing fluid open the annular valves 43 and close the annular valves 42, intensively wash the cement between the packer and the special coupling 2 in the area of the windows 5 for drilling the inclined boreholes; wherein the flushing fluid exiting the openings 32 and 33 rises along the annular space between the drill string 35 and the casing string 39 and exits through the valves 43 into the atmosphere. After the cement has solidified over the cuff packer 8 (behind the casing 39), the preventer 41 is opened, and the drill string 35 with cementing valves is removed from the well by adding fluid to the casing 39 to compensate for the volume of drill pipes to be removed.

Для бурения первого наклонного ствола скважины собирают, как указано выше, самоориентирующийся отклоняющий клин и, с использованием кулачкового приспособления, на бурильной колонне 35 допускают его до спецмуфты 2. Разгрузив отклоняющий клин (на 1-2 тн) на опорную площадку 3 спецмуфты 2, медленным проворачиванием бурильной колонны 35 на устье скважины (цепным ключом) заводят шпон 16 клина в шпоночный паз 4 спецмуфты 2 (подтверждением этого является стопорение бурильной колонны 35 от вращения). Затем повышением давления в бурильной колонне срезают штифт поршня 23 и последний, вместе со штоком 24 и держателем 25 кулачков 19 опускается вниз до упора об дно кожуха 20, а кулачки 19 своими наклонными плоскостями сползают вниз и падают внутрь кожуха 20. To drill the first deviated wellbore, a self-orienting deflecting wedge is assembled, as described above, and, using a cam device, on the drill string 35, it is admitted to the special coupling 2. Unloading the deflecting wedge (1-2 tons) onto the supporting platform 3 of the special coupling 2, slow by turning the drill string 35 at the wellhead (with a chain key), insert the wedge 16 into the keyway 4 of the special coupling 2 (confirmation of this is that the drill string 35 is prevented from rotating). Then, by increasing the pressure in the drill string, the piston pin 23 is cut off and the last one, together with the rod 24 and the holder 25 of the cams 19, is lowered all the way to the bottom of the casing 20, and the cams 19 slide downward with their inclined planes and fall inside the casing 20.

Фиксированный шпоном 16 в спецмуфте 2 отклоняющий клин остается внутри технологической трубы 1 строго ориентированным своей отклоняющей плоскостью 11 относительно одного из забурочных окон 5 технологической трубы 1, а бурильную колонну 35 с указанным приспособлением поднимают из скважины. A deflecting wedge fixed in veneer 16 in a special coupling 2 remains inside the process pipe 1 strictly oriented with its deflecting plane 11 relative to one of the baffle windows 5 of the process pipe 1, and the drill string 35 with the indicated device is lifted from the well.

Затем на бурильной колонне спускают долото (причем диаметр долота должен быть меньше окон 5 технологической трубы 1) и с места установки отклоняющего ключа через окно 5 технологической трубы 1 бурят первый дополнительный ( к основному) наклонный ствол скважины. Компоновку низа бурильной колонны (КНБК) для бурения наклонного ствола выбирают с учетом геологических условий залегания вскрываемых пород, их механических свойств, проектного профиля наклонного ствола и других факторов, а корректировку траектории наклонного ствола в процессе его углубления осуществляют известными техническими приемами (например, установкой скользящих муфт над долотом, изменением жесткости КНБК, нагрузки на долото и другими методами), причем для максимальной разводки забоев наклонного ствола скважины и ее основного ствола следует обеспечить монотонно возрастающее искривление наклонного ствола по одному азимуту, вплоть до его выхода на горизонтальную траекторию в продуктивном пласте. Then, the bit is lowered on the drill string (the bit diameter must be smaller than the windows 5 of the production pipe 1) and the first additional (to the main) inclined borehole is drilled from the installation site of the deflecting key through the window 5 of the production pipe 1. The layout of the bottom of the drill string (BHA) for drilling an inclined shaft is chosen taking into account the geological conditions of occurrence of the rocks to be discovered, their mechanical properties, the design profile of the inclined shaft and other factors, and the adjustment of the trajectory of the inclined shaft during its deepening is carried out by well-known techniques (for example, installing sliding couplings over the bit, a change in the rigidity of the BHA, the load on the bit and other methods), and for maximum wiring of the faces of the inclined wellbore and its main tvola should ensure a monotonically increasing curvature inclined shaft one azimuth until its output to the horizontal trajectory in a reservoir.

После окончания бурения первого наклонного ствола скважины в него опускают фильтр-колонну (и, при необходимости, цементируют ее). After drilling the first deviated wellbore, the filter column is lowered into it (and, if necessary, cemented).

Для бурения второго наклонного ствола скважины из ее основного ствола извлекают самоориентирующийся отклоняющий клин, например, шлипсовым захватом, его ориентирующий фиксатор 14 со шпоном 16 разворачивают на 180^o, его вновь закрепляют к корпусу 10 самоориентирующегося отклоняющего клина (фиг. 4), который затем спускают в скважину и повторно устанавливают на опорную площадку 3 в спецмуфте 2 технологической трубы 1 также, как и для бурения первого наклонного ствола скважины. После этого бурят второй наклонный ствол до изложенной выше технологии, извлекают отклоняющий клин из скважины и, при необходимости, расширяют внутренний выступ спецмуфты 2 до размера внутреннего диаметра обсадной колонны (фрезерованием этого выступа, а если он выполнен в виде съемного или растворимого кольца, жестко соединенного со спецмуфтой 2, путем его извлечения из скважины или растворением этого кольца кислотой). Затем спускают в основной ствол скважины бурильную колонну с полномерным долотом, медленным вращением с интенсивной промывкой при небольшой подаче бурильного инструмента вниз шаблонируют основной ствол скважины до ее забоя, после чего извлекают из нее бурильную колонну с долотом и осваивают многозабойную скважину традиционными методами. ЫЫЫ2 ЫЫЫ4 ЫЫЫ6 ЫЫЫ8 ЫЫЫ10 ЫЫЫ12 ЫЫЫ14 ЫЫЫ16 ЫЫЫ18To drill the second inclined wellbore, a self-orienting deflecting wedge is removed from its main wellbore, for example, with a slips grip, its orienting retainer 14 with veneer 16 is turned 180 ^° , it is again fixed to the body 10 of the self-orienting deflecting wedge (Fig. 4), which is then lowered into the well and re-installed on the supporting platform 3 in the special coupling 2 of the process pipe 1 as well as for drilling the first inclined wellbore. After that, the second inclined shaft is drilled to the above technology, the deflecting wedge is removed from the well and, if necessary, the internal protrusion of the special coupling 2 is expanded to the size of the inner diameter of the casing (by milling this protrusion, and if it is made in the form of a removable or soluble ring rigidly connected with special coupling 2, by removing it from the well or dissolving this ring with acid). Then a drill string is lowered into the main wellbore with a full-sized bit, slow rotation with intensive flushing with a small supply of the drilling tool downward, the main wellbore is template until it is bottom, then the drill string with a bit is removed from it and the multilateral well is drilled using traditional methods. YYY2 YYY4 YYY6 YYY8 YYY10 YYY12 YYY14 YYY16 YYY18

Claims

1. Device for multi-hole drilling with one well, comprising a housing connected to the casing and configured to fit into it a removable wedge with a deflecting plane, and a connection under the drill string for transportation, characterized in that it is equipped with a pipe connected to the housing and made with a landing sleeve for an extracted wedge, side longitudinal windows and with an outer cuff packer above the side longitudinal windows, and the extracted wedge is made with a bottom perpendicular to its axis, and an orienting retainer rigidly connected to the bottom and configured to adjust the radial angle between the orienting retainer and the deflecting plane of the extracted wedge.

2. The device for multi-hole drilling with one well according to claim 1, characterized in that the orienting retainer is made in the form of a guide sleeve with an annular landing pad and veneer, and the landing sleeve is made with a reciprocal internal support protrusion and a groove for the veneer.

3. The device for multi-hole formation drilling with one well according to claim 1, characterized in that the drill string in the lower part is made with a nozzle-body, in the lower part of which there is a check valve, and above it a circulation valve, while the nozzle-body is made with an annular landing belt and veneer for the landing sleeve and radial holes covered by a sleeve with a shear pin.

4. The device for multi-hole formation drilling with one well according to claim 1, characterized in that the casing at the wellhead is made with lateral bends equipped with gate valves communicating its annular and intra-annular space with external space at the wellhead.