УЗЕЛ ДЕФЛЕКТОРА И ЭФФЕКТИВНЫЙ СПОСОБ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА МНОГОСТВОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ УЗЛА ДЕФЛЕКТОРА
DEFLECTOR ASSEMBLY AND EFFECTIVE METHOD FOR MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING OF A MULTILATERAL BOREHOLE APPLYING THE DEFLECTOR ASSEMBLY

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[1] Настоящая заявка испрашивает приоритет заявки на патент США №16/781,809, поданной 4 февраля 2020 г., озаглавленной «DEFLECTOR ASSEMBLY AND EFFICIENT METHOD FOR MULTI-STAGE FRACTURING A MULTILATERAL WELL USING THE SAME», которая испрашивает приоритет предварительной заявки на патент США №62/802,751, поданной 8 февраля 2019 г., озаглавленной «METHOD OF MULTISTAGE STIMULATION OF A MULTILATERAL WELL», в настоящее время находящейся на рассмотрении и полностью включенной в данный документ посредством ссылки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[2] Нестандартные месторождения являются очень конкурентными. Наблюдается тенденция использования на таких месторождениях более длинных горизонтальных скважин для увеличения контакта с коллектором. В случае многоствольных стволов скважины предлагается альтернативный подход для максимального увеличения контакта с коллектором. Многоствольные стволы скважины содержат один или более боковых стволов скважины, отходящих от основного ствола скважины. Боковой ствол скважины представляет собой ствол скважины, который отклоняется от основного ствола скважины.
[3] Многоствольный ствол скважины может содержать одно или более окон или выходов из обсадной колонны, чтобы обеспечить образование соответствующих боковых стволов скважины. Окно или выход из обсадной колонны для многоствольного ствола скважины можно образовать путем размещения узла скважинного отклонителя в обсадной колонне с помощью инструмента для спуска в требуемом местоположении в основном стволе скважины. Узел скважинного отклонителя можно использовать для отклонения фрезера для прорезания окна в обсадной колонне относительно обсадной колонны. Отклоненный фрезер для прорезания окна в обсадной колонне проникает в часть соединения обсадных труб с образованием окна или выхода из обсадной колонны в обсадной колонне, а затем его извлекают из ствола скважины. Буровые компоновки могут быть впоследствии введены через выход из обсадной колонны для прорезания бокового ствола скважины, гидроразрыва бокового ствола скважины и/или технического обслуживания бокового ствола скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[4] Далее приведена ссылка на следующее описание, рассматриваемое вместе с прилагаемыми графическими материалами, в которых:
[5] на фиг. 1 представлен схематический вид многоствольной скважины в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе;
[6] на фиг. 2А-2С проиллюстрирован один вариант реализации узла дефлектора, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с данным изобретением;
[7] на фиг. 3А, 3В-11А и 11В проиллюстрированы различные виды узла дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с по меньшей мере одним вариантом реализации данного изобретения на различных стадиях работы;
[8] на фиг. 12 проиллюстрирован узел дефлектора, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения;
[9] на фиг. 13А-13С проиллюстрирован узел дефлектора, проиллюстрированный на фиг. 12, с наклонной направляющей дефлектора в каждом из первого  второго  и третьего  положений;
[10] на фиг. 14-36 проиллюстрирована одна методика бурения многоствольной скважины в соответствии с данным изобретением; и
[11] на фиг. 37 проиллюстрирована многоствольная скважина, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[12] Подземный пласт, содержащий нефтяные и/или газообразные углеводороды, может называться коллектором, причем коллектор может быть расположен на суше или в море. Коллекторы обычно расположены в диапазоне от нескольких десятков метров (сотен футов) (неглубоко залегающие коллекторы) до нескольких километров (десятков тысяч футов) (сверхглубокие коллекторы). Для добычи нефти, газа или других флюидов из коллектора скважину бурят вглубь пласта или рядом с коллектором.
[13] Скважина может включать в себя, без ограничения, скважину для добычи нефти, газа или воды или нагнетательную скважину. Используемый в данном документе термин «скважина» включает в себя по меньшей мере один ствол скважины, содержащий стенку ствола скважины. Ствол скважины может содержать вертикальные, наклонные и горизонтальные части и может быть прямым, изогнутым или разветвленным. Используемый в данном документе термин «ствол скважины» включает в себя любую обсаженную и любую необсаженную (например, незакрепленную обсадными трубами) часть ствола скважины. Призабойная зона ствола скважины представляет собой подземный материал и породу подземного пласта, окружающую ствол скважины. Используемый в данном документе термин «скважина» также включает в себя призабойную зону ствола скважины. Обычно считается, что призабойная зона ствола скважины представляет собой зону в пределах приблизительно 30 м (100 футов) от ствола скважины. Используемый в данном документе термин «в скважину» означает и включает в себя углубление в любую часть скважины, в том числе в ствол скважины или в призабойную зону ствола скважины через ствол скважины.
[14] Хотя основной ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу вертикальной ориентации относительно поверхности скважины и хотя боковой ствол скважины в некоторых случаях может быть образован в по существу горизонтальной ориентации относительно поверхности скважины, в данном документе ссылка либо на основной ствол скважины, либо на боковой ствол скважины не подразумевает какой-либо конкретной ориентации, и ориентация каждого из этих стволов скважины может включать в себя части, которые являются вертикальными, невертикальными, горизонтальными или негоризонтальными. Кроме того, термин «выше по стволу скважины» относится к направлению к поверхности скважины, а термин «ниже по стволу скважины» относится к направлению, которое удалено от поверхности скважины.
[15] На фиг. 1 представлен схематический вид многоствольной скважины 100 в соответствии с одним или более вариантами реализации, раскрытыми в данном документе. Многоствольная скважина 100 содержит платформу 120, расположенную над нефтегазоносным пластом 110, размещенным ниже поверхности 115 земли. Платформа 120, по меньшей мере в одном варианте реализации, содержит подъемное устройство 125 и буровую вышку 130 для подъема и спуска колонн труб, таких как бурильная колонна 140. Хотя на фиг. 1 проиллюстрирована наземная нефтегазовая платформа 120, объем данного изобретения этим не ограничивается и, таким образом, потенциально может относиться к морским применениям. Идеи данного изобретения также могут быть применены к другим наземным нефтегазовым системам и/или морским нефтегазовым системам, отличным от проиллюстрированных.
[16] Как показано, основной ствол 150 скважины пробурен через различные слои земли, включая пласт 110. Термин «основной» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, из которого пробурен другой ствол скважины. Однако следует отметить, что основной ствол 150 скважины не обязательно проходит непосредственно к поверхности земли, а вместо этого может представлять собой ответвление от еще одного ствола скважины. Обсадная колонна 160 может быть по меньшей мере частично зацементирована в основном стволе 150 скважины. Термин «обсадная колонна» используется в данном документе для обозначения колонны трубчатых элементов, используемой для обсаживания ствола скважины. Фактически обсадная колонна может относиться к типу, известному специалистам в данной области техники как «хвостовик», и может быть изготовлена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может быть разбитой на сегменты или сплошной, такой как гибкие насосно-компрессорные трубы.
[17] Узел 170 дефлектора в соответствии с настоящим изобретением может быть расположен в требуемом пересечении основного ствола 150 скважины с боковым стволом 180 скважины. Термин «боковой» ствол скважины используется в данном документе для обозначения ствола скважины, который пробурен наружу от его пересечения с другим стволом скважины, таким как основной ствол скважины. Более того, боковой ствол скважины может содержать другой боковой ствол скважины, пробуренный наружу от него. Узел 170 дефлектора, в соответствии с по меньшей мере одним вариантом реализации, циклически переключается между доступом к сквозному каналу и доступом к боковому каналу, чтобы свести к минимуму операции спуска и подъема в скважине. Такой узел 170 дефлектора обеспечивает доступ ко всем боковым стволам скважины в любом порядке и столько раз, сколько необходимо, в течение одной операции спуска и подъема, и даже обеспечивает, если необходимо, доступ ко всем боковым стволам скважины при последующем проникновении в скважину.
[18] Установка узла 170 дефлектора для каждого бокового ствола скважины значительно сокращает количество операций спуска и подъема труб для доступа к боковым стволам скважины. Это сокращение операций спуска и подъема умножается в течение 3 этапов строительства. Например, на этапе строительства узла сопряжения узел 170 дефлектора обеспечивает отклонение хвостовика в боковой ствол скважины. Этот признак обеспечивает строительство уникального узла сопряжения уровня 3. На этапе интенсификации притока узел 170 дефлектора обеспечивает вход во все боковые стволы скважины в любом порядке для интенсификации притока в течение одной операции спуска и подъема труб. На этапе очистки узел 170 дефлектора обеспечивает доступ ко всем боковым стволам скважины в любом порядке для очистки в течение одной операции спуска и подъема труб.
[19] На фиг. 2А проиллюстрирован один вариант реализации узла 200 дефлектора, спроектированного, изготовленного и эксплуатируемого в соответствии с данным изобретением. Узел 200 дефлектора первоначально содержит корпус 210 дефлектора. Корпус 210 дефлектора в проиллюстрированном варианте реализации состоит из металла или другого прочного материала и содержит секцию 212 горловины, которая функционирует как сопрягающий элемент инструмента для спуска, и нижнюю секцию 214 с необязательной фиксирующей/ориентирующей защелкой. Узел 200 дефлектора в варианте реализации, показанном на фиг. 2А, дополнительно содержит окно 220 дефлектора, расположенное внутри корпуса 210 дефлектора.
[20] По меньшей мере частично через окно 220 дефлектора (например, поверх и/или внутри него) расположена наклонная направляющая 230 дефлектора. Наклонная направляющая 230 дефлектора в проиллюстрированном варианте реализации представляет собой конструктивный элемент, обладающий прочностью и жесткостью, способный отклонять один или более различных типов узлов из бокового ствола скважины. Хотя наклонная направляющая 230 дефлектора, проиллюстрированная на фиг. 2А, имеет прямой профиль, могут существовать другие варианты реализации, в которых наклонная направляющая 230 дефлектора имеет наклонный и/или дугообразный профиль.
[21] Наклонная направляющая 230 дефлектора в одном приведенном в качестве примера варианте реализации шарнирно закреплена на находящемся ниже по стволу скважины конце окна 220 дефлектора. Соответственно, наклонная направляющая 230 дефлектора может вращаться внутрь корпуса 210 дефлектора и из него вокруг шарнирного соединения на находящемся ниже по стволу скважины конце окна 220 дефлектора. В определенных вариантах реализации пружина 240 наклонной направляющей дефлектора (например, цилиндрическая пружина в одном варианте реализации) выполнена с возможностью смещения наклонной направляющей 230 дефлектора к внутренней части корпуса 210 дефлектора или в закрытое положение. Закрытое положение определяется как повернутое положение, в котором наклонная направляющая 230 дефлектора по существу заграждает внутренний диаметр (ID; inside diameter) корпуса 210 дефлектора. В закрытом положении все, что попадает на наклонную направляющую 230 дефлектора, отклоняется через окно 220 дефлектора наружу в боковой ствол скважины.
[22] Узел 200 дефлектора в проиллюстрированном варианте реализации содержит приводной элемент 250, выполненный с возможностью регулирования положения наклонной направляющей 230 дефлектора между несколькими различными возможными положениями (например, первым  вторым  и третьим  положениями, проиллюстрированными на фиг. 2А). Приводной элемент 250 в одном варианте реализации содержит внутреннюю муфту 260, которая линейно скользит по внутренней поверхности корпуса 210 дефлектора. Внутренняя муфта 260 может представлять собой единственную сплошную внутреннюю муфту, как проиллюстрировано на фиг. 2А, или, альтернативно, может быть изготовлена из нескольких различных внутренних муфт. Внутренняя муфта 260, в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, содержит находящуюся выше по стволу скважины секцию 262, секцию 264 цанги (например, которая может изгибаться в радиальном направлении внутрь и/или в радиальном направлении наружу) и находящуюся ниже по стволу скважины секцию 266. Секция 264 цанги в проиллюстрированном варианте реализации содержит перемещающийся профиль 268, проходящий от нее в радиальном направлении внутрь. Перемещающийся профиль 268, как будет понятно специалистам в данной области техники, выполнен с возможностью захвата скважинного инструмента, пересекающего внутреннюю часть корпуса 210 дефлектора, и, таким образом, перемещения внутренней муфты 260 в радиальном направлении (например, вниз по стволу скважины).
[23] Узел 200 дефлектора в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2А, дополнительно содержит пружину 270 внутренней муфты, расположенную между корпусом 210 дефлектора и профилем внутренней муфты 260. Пружина 270 внутренней муфты в проиллюстрированном варианте реализации выполнена с возможностью смещения внутренней муфты 260 к наклонной направляющей 230 дефлектора, если это разрешено. Узел 200 дефлектора в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 2А, дополнительно содержит циклическое кольцо 280 (например, вращающееся циклическое кольцо 280), которое линейно закреплено на корпусе 210 дефлектора. Тем не менее, допускается свободное вращение циклического кольца 280, проиллюстрированного на фиг. 2А, вокруг корпуса 210 дефлектора. Узел 200 дефлектора, проиллюстрированный в варианте реализации, показанном на фиг. 2А, дополнительно содержит шлицевой штифт 285, который с возможностью вращения фиксирует внутреннюю муфту 260 относительно корпуса 210 дефлектора, но допускает линейное перемещение внутренней муфты 260 относительно корпуса 210 дефлектора.
[24] Обращаясь кратко к фиг. 2 В, проиллюстрирован вид в перспективе внутренней муфты 260, показанной на фиг. 2А. Как проиллюстрировано на фиг. 2 В, внутренняя муфта 260 содержит паз 267 (например, J-образный паз в одном или более вариантах реализации), выполненный с возможностью вхождения в зацепление с циклическим кольцом 280. Таким образом, когда внутренняя муфта 260 линейно перемещается вверх по стволу скважины и вниз по стволу скважины внутри корпуса 210 дефлектора, циклическое кольцо 280 вращается, следуя контурам в пазе 267. Соответственно, паз 267 и циклическое кольцо 280 обеспечивают ограничения выше по стволу скважины и ниже по стволу скважины линейного перемещения внутренней муфты 260. Хотя циклическое кольцо 280 действительно вращается внутри корпуса 210 дефлектора в варианте реализации, показанном на фиг. 2А и 2 В, внутренняя муфта 260 прикреплена с возможностью вращения (например, посредством шлицевого штифта 285) к корпусу 210 дефлектора. В альтернативном варианте реализации паз 267 расположен внутри корпуса 210 дефлектора, а циклическое кольцо 280 линейно закреплено (но свободно в окружном направлении) внутри внутренней муфты 260.
[25] Обращаясь кратко к фиг. 2С, показан вид в перспективе по меньшей мере одного варианта реализации циклического кольца 280. Циклическое кольцо 280 в проиллюстрированном варианте реализации содержит один или более выступов 282, проходящих от него в радиальном направлении внутрь. Хотя циклическое кольцо 280, проиллюстрированное на фиг. 2С, содержит три выступа 282, в других вариантах реализации могут использоваться больше или меньше трех выступов 282, и они остаются в пределах объема данного изобретения.
[26] В одном или более вариантах реализации внутреннюю муфту 260 используют для помощи в управлении положением наклонной направляющей 230 дефлектора (например, между первым  вторым  и третьим  проиллюстрированными положениями). Когда внутренняя муфта 260 находится в положении спуска в ствол скважины, внутренняя муфта 260 поддерживает наклонную направляющую 230 дефлектора в первом открытом  положении. Когда наклонная направляющая 230 дефлектора находится в первом открытом  положении, ID корпуса 210 дефлектора в основном (например, полностью) не загражден. Когда скважинный инструмент проходит через узел 200 дефлектора, скважинный инструмент захватывает перемещающийся профиль 268 в секции 264 цанги и, таким образом, линейно перемещает внутреннюю муфту 260 от наклонной направляющей 230 дефлектора. В этом положении внутренняя муфта 260 обеспечивает поворот наклонной направляющей 230 дефлектора во второе  частично закрытое положение. Если бы скважинный инструмент все еще находился в узле 200 дефлектора, наклонная направляющая 230 дефлектора, вероятно, опиралась бы на скважинный инструмент, и, таким образом, наклонная направляющая 230 дефлектора не была бы полностью расположена во втором  частично закрытом положении. Углубление в корпусе 210 дефлектора позволяет секции 264 цанги изгибаться наружу, обеспечивая прохождение скважинного инструмента через узел 200 дефлектора. После того как скважинный инструмент выполнит свою намеченную функцию, скважинный инструмент может быть частично или полностью извлечен из скважины. Как только скважинный инструмент извлекают вверх по стволу скважины мимо наклонной направляющей 230 дефлектора, наклонная направляющая 230 дефлектора полностью перемещается во второе  частично закрытое положение.
[27] Когда наклонная направляющая 230 дефлектора полностью находится во втором  частично закрытом положении, любой скважинный инструмент, который перемещается вниз по стволу скважины, толкает наклонную направляющую 230 дефлектора в третье  полностью закрытое положение и отклоняется от наклонной направляющей 230 дефлектора в боковой ствол скважины. При проталкивании наклонной направляющей 230 дефлектора в третье  полностью закрытое положение внутренняя муфта 260 перемещается дальше от наклонной направляющей 230 дефлектора. После того как скважинный инструмент извлекают из бокового ствола скважины, наклонная направляющая 230 дефлектора возвращается в первое открытое  положение с помощью внутренней муфты 260 и пружины 290 внутренней муфты. В соответствии с этим вариантом реализации усилие пружины указанной пружины 290 внутренней муфты может быть больше, чем усилие пружины указанной пружины 240 наклонной направляющей дефлектора. Цикл начинается заново, когда другой скважинный инструмент направляют к узлу 200 дефлектора.
[28] Далее на фиг. 3А и 3В-11А и 11 В проиллюстрированы различные виды узла 300 дефлектора, спроектированного и изготовленного в соответствии с по меньшей мере одним вариантом реализации данного изобретения на различных стадиях работы. Узел 300 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 200 дефлектора, описанному выше. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. С начальной ссылкой на фиг. 3А и 3В, узел 300 дефлектора находится в ориентации спуска в ствол скважины. Соответственно, внутренняя муфта 260 расположена линейно таким образом, что выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в положении  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает наклонную направляющую 230 дефлектора в первом открытом  положении. Когда наклонная направляющая 230 дефлектора находится в первом открытом  положении, скважинный инструмент 310 может свободно скользить мимо наклонной направляющей 230 дефлектора.
[29] В соответствии с фиг. 4А и 4 В, когда скважинный инструмент 310 скользит дальше вниз по стволу скважины, профиль скважинного инструмента 310 входит в зацепление с перемещающимся профилем 268 секции 264 цанги, тем самым вызывая линейное перемещение внутренней муфты 260 вниз по стволу скважины. Продолжающееся линейное перемещение внутренней муфты 260 вниз по стволу скважины приводит к вращению выступа 282 в циклическом кольце 280 внутри паза 267 во внутренней муфте 260. Внутренняя муфта 260 продолжает линейно перемещаться вниз по стволу скважины до тех пор, пока выступ 282 в циклическом кольце 280 не войдет в зацепление с положением  в пазе 267, что останавливает любое дальнейшее линейное перемещение внутренней муфты 260 вниз по стволу скважины. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в зацеплении с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении.
[30] В соответствии с фиг. 5А и 5 В, когда скважинный инструмент 310 скользит дальше вниз по стволу скважины, паз в корпусе 210 дефлектора позволяет секции 264 цанги во внутренней муфте 260 изгибаться в радиальном направлении наружу. Соответственно, профиль в скважинном инструменте 310 может и дальше проходить за перемещающийся профиль 268 во внутренней муфте 260. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 все еще находится в зацеплении с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, все еще размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении.
[31] В соответствии с фиг. 6А и 6 В, когда скважинный инструмент 310 скользит дальше вниз по стволу скважины, профиль скважинного инструмента 310 полностью проходит перемещающийся профиль 268 во внутренней муфте 260, тем самым позволяя секции 264 цанги внутренней муфты 260 вернуться в свое исходное неизогнутое положение. В этот момент пружина 270 внутренней муфты может линейно перемещать внутреннюю муфту 260 обратно к наклонной направляющей 230 дефлектора. Соответственно, линейное перемещение внутренней муфты 260 вверх по стволу скважины приводит к вращению выступа 282 в циклическом кольце 280 внутри паза 267 во внутренней муфте 260. Внутренняя муфта 260 продолжает линейно перемещаться к наклонной направляющей 230 дефлектора до тех пор, пока выступ 282 в циклическом кольце 280 не войдет в зацепление с положением  в пазе 267, что останавливает любое дальнейшее линейное перемещение внутренней муфты 260 вверх по стволу скважины. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в зацеплении с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении. Скважинный инструмент 310 может продолжать перемещаться вниз по стволу скважины за блок 300 дефлектора для выполнения одной или более задач внутри основного ствола скважины ниже по стволу скважины от узла 300 дефлектора.
[32] В соответствии с фиг. 7А и 7 В, после того, как скважинный инструмент 310 выполнит одну или более задач в основном стволе скважины ниже по стволу скважины от узла 300 дефлектора, скважинный инструмент 310 может быть извлечен вверх по стволу скважины по направлению к узлу 300 дефлектора. Когда выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в зацеплении с положением  в пазе 267, перемещающийся профиль 268 размещается в радиальном направлении внутри паза в корпусе 210 дефлектора. Соответственно, при приближении профиля на скважинном инструменте 310 к перемещающемуся профилю 268, секция 264 цанги во внутренней муфте 260 снова может изгибаться в радиальном направлении наружу таким образом, что скважинный инструмент 310 может скользить мимо нее. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 входит в зацепление с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении.
[33] В соответствии с фиг. 8А и 8 В, скважинный инструмент 310 может быть полностью извлечен вверх по стволу скважины от узла 300 дефлектора. В определенных вариантах реализации скважинный инструмент 310 извлекают из ствола скважины, и после этого аналогичный и/или другой скважинный инструмент 310 размещают обратно внутри ствола скважины. В других вариантах реализации скважинный инструмент 310 просто извлекают вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 230 дефлектора. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 входит в зацепление с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении. Поскольку скважинный инструмент 310 больше не размещается внутри узла 300 дефлектора, наклонная направляющая 230 дефлектора больше не опирается на скважинный инструмент 310 и, таким образом, может полностью перемещаться во второе  частично закрытое положение.
[34] В соответствии с фиг. 9А и 9 В, когда скважинный инструмент 310 скользит обратно вниз по стволу скважины, он приближается к наклонной направляющей 230 дефлектора. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в зацеплении с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении. Очевидно, что скважинный инструмент 310 не может дальше перемещаться линейно вниз по стволу скважины, не встретившись с наклонной направляющей 230 дефлектора.
[35] В соответствии с фиг. 10А и 10 В, когда скважинный инструмент 310 скользит дальше вниз по стволу скважины, скважинный инструмент 310 входит в зацепление с наклонной направляющей 230 дефлектора. Соответственно, скважинный инструмент 310 толкает наклонную направляющую 230 дефлектора из второго  частично закрытого положения в третье  полностью закрытое положение. Когда скважинный инструмент 310 линейно перемещается вниз по стволу скважины, наклонная направляющая 230 дефлектора перенаправляет скважинный инструмент 310 в боковой ствол скважины. Кроме того, когда наклонная направляющая 230 дефлектора перемещается из второго  частично закрытого положения в третье  полностью закрытое положение, наклонная направляющая 230 дефлектора линейно перемещает внутреннюю муфту 260 вниз по стволу скважины. Внутренняя муфта 260 продолжает линейно перемещаться вниз по стволу скважины до тех пор, пока выступ 282 в циклическом кольце 280 не войдет в зацепление с положением  в пазе 267, что останавливает любое дальнейшее линейное перемещение внутренней муфты 260 вниз по стволу скважины. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 находится в зацеплении с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится в третьем  полностью закрытом положении. Скважинный инструмент 310 может продолжать перемещаться в боковом стволе скважины для выполнения в нем одной или более задач.
[36] И наконец, в соответствии с фиг. 11 и 11В, скважинный инструмент 310 извлекают обратно вверх по стволу скважины из бокового ствола скважины. Когда скважинный инструмент 310 извлекают из бокового ствола скважины, пружина 270 внутренней муфты толкает внутреннюю муфту 260 обратно к наклонной направляющей 230 дефлектора. В этот момент выступ 282 в циклическом кольце 280 снова входит в зацепление с положением  в пазе 267, что, в свою очередь, размещает внутреннюю муфту 260 таким образом, что наклонная направляющая 230 дефлектора находится в первом открытом  положении. Процесс циклического переключения наклонной направляющей 230 дефлектора между первым открытым  положением, вторым  частично закрытым положением и третьим  полностью закрытым положением может продолжаться столько раз, сколько необходимо.
[37] На фиг. 12 проиллюстрирован узел 1200 дефлектора, спроектированный, изготовленный и эксплуатируемый в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения. Узел 1200 дефлектора во многих отношениях аналогичен узлу 200 дефлектора, описанному выше. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции использовались для обозначения аналогичных, если не идентичных, элементов. Узел 1200 дефлектора по большей части отличается от узла 200 дефлектора тем, что приводной элемент 1250 узла 1200 дефлектора отличается от приводного элемента 250 узла 200 дефлектора. Например, в то время как приводной элемент 250 задействует паз 267 во внутренней муфте 260 для определения положения внутренней муфты 260 и, таким образом, наклонной направляющей 230 дефлектора, приводной элемент 1250 не задействует паз 267, а задействует фиксирующий элемент 1265 в секции 1264 цанги внутренней муфты 1260 для определения положения внутренней муфты 1260 и, таким образом, наклонной направляющей 230 дефлектора. Фиксирующий элемент 1265 в одном варианте реализации выступает из внешней поверхности секции 1264 цанги внутренней муфты 1260 и может входить в зацепление/выходить из зацепления с профилем 1211 в корпусе 210 дефлектора.
[38] Узел 1200 дефлектора в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 12, содержит приводной элемент 1250, выполненный с возможностью перемещения наклонной направляющей 230 дефлектора (например, между первым  вторым  и третьим  проиллюстрированными положениями). Приводной элемент 1250 в одном варианте реализации содержит внутреннюю муфту 1260, которая скользит по внутренней поверхности корпуса 210 дефлектора. Внутренняя муфта 1260, в соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, содержит находящуюся выше по стволу скважины секцию 1262, секцию 1264 цанги (например, которая может изгибаться в радиальном направлении внутрь и в радиальном направлении наружу и содержит перемещающийся профиль 1268 и фиксирующий элемент 1265) и находящуюся ниже по стволу скважины секцию 1266.
[39] Соответственно, внутреннюю муфту 1260 используют для управления положением наклонной направляющей 230 дефлектора (например, между первым  вторым  и третьим  проиллюстрированными положениями). Когда внутренняя муфта 1260 находится в первом положении, она поддерживает наклонную направляющую 230 дефлектора в первом  открытом положении. Когда скважинный инструмент проходит через узел 1200 дефлектора, внутренняя муфта 1260 перемещается от наклонной направляющей 230 дефлектора. В этот момент фиксирующий профиль 1265 фиксирует внутреннюю муфту 1260 на месте, тем самым позволяя наклонной направляющей 230 дефлектора оставаться во втором  частично закрытом положении. Углубление в корпусе 210 дефлектора обеспечивает изгиб секции 1264 цанги вверх, обеспечивая прохождение скважинного инструмента через узел 1200 дефлектора. В этом положении наклонная направляющая 230 дефлектора стремится к закрытию, но не может закрыться, пока скважинный инструмент не будет извлечен вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 230 дефлектора. Как только скважинный инструмент извлекают вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 230 дефлектора, наклонная направляющая 230 дефлектора полностью перемещается во второе  частично закрытое положение.
[40] Когда наклонная направляющая 230 дефлектора находится во втором  частично закрытом положении, любой скважинный инструмент, приближающийся к наклонной направляющей 230 дефлектора, будет толкать наклонную направляющую 230 дефлектора в третье  полностью закрытое положение и отклоняться от наклонной направляющей 230 дефлектора в боковой ствол скважины. При проталкивании наклонной направляющей 230 дефлектора в третье  полностью закрытое положение внутренняя муфта 1260 перемещается вправо, тем самым высвобождая фиксирующий профиль 1265 из корпуса 210 дефлектора. После того, как скважинный инструмент извлечен из бокового ствола скважины, внутренняя муфта 1260 может толкать наклонную направляющую 230 дефлектора обратно в первое  открытое положение. После этого цикл может начаться заново.
[41] Обращаясь кратко к фиг. 13А-13С, проиллюстрирован узел 1200 дефлектора, показанный на фиг. 12, с наклонной направляющей 230 дефлектора в каждом из первого  второго  и третьего  положений. Учитывая вышеизложенное, специалисту в данной области техники будут понятны действия, необходимые для перемещения наклонной направляющей 230 дефлектора между каждым из первого  второго  и третьего  положений.
[42] На фиг. 14-36 проиллюстрирована одна методика бурения многоствольной скважины 1400 в соответствии с данным изобретением. Многоствольная скважина 1400, проиллюстрированная в варианте реализации, показанном на фиг. 14, содержит секцию 1410 основного ствола скважины, секцию 1430 нижнего бокового ствола скважины и секцию 1470 верхнего бокового ствола скважины. Следует отметить, что, хотя на фиг. 14 проиллюстрированы одна секция 1410 основного ствола скважины и две секции 1430, 1470 бокового ствола скважины, могут существовать другие варианты реализации, в которых используется более или менее двух секций 1430, 1470 бокового ствола скважины. Соответственно, настоящее изобретение не должно ограничиваться каким-либо конкретным количеством секций бокового ствола скважины. Более того, даже несмотря на то, что секции 1430, 1470 бокового ствола скважины показаны как узлы сопряжения уровня 4, настоящее изобретение в равной степени применимо к узлам сопряжения уровня 2 и уровня 3.
[43] Однако, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 14, хвостовик 1415 основного ствола скважины, например, содержащий анкерную подвеску 1420 и забойный переводник 1425, расположен (например, зацементирован в одном варианте реализации) внутри секции 1410 основного ствола скважины. Кроме того, хвостовик 1435 нижнего бокового ствола скважины, например, содержащий нижнее боковое приемное гнездо и канал 1440 уплотнения и нижний забойный переводник 1445, расположен (например, зацементирован в одном варианте реализации) внутри секции 1430 нижнего бокового ствола скважины. Кроме того, хвостовик 1475 верхнего бокового ствола скважины, например, содержащий верхнее боковое приемное гнездо и канал 1480 уплотнения и верхний забойный переводник 1485, расположен (например, зацементирован в одном варианте реализации) внутри секции 1470 верхнего бокового ствола скважины. Специалистам в данной области техники понятны этапы, необходимые для операций в многоствольной скважине 1400, проиллюстрированной на фиг. 14, поэтому дальнейшие подробности не приводятся.
[44] На фиг. 15 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 14, после установки узла 1510 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора на узлах сопряжения соответственно между секцией 1410 основного ствола скважины, секцией 1430 нижнего бокового ствола скважины и секцией 1470 верхнего бокового ствола скважины. В одном варианте реализации узел 1510 нижнего бокового дефлектора и узел 1550 верхнего бокового дефлектора устанавливают с использованием средства 1505 транспортировки, такого как, среди других транспортных средств, рабочая колонна или труба. Узел 1510 нижнего бокового дефлектора и узел 1550 верхнего бокового дефлектора могут быть аналогичны узлам 200, 1200 дефлектора, рассмотренным выше, среди других узлов дефлектора, спроектированных, изготовленных и эксплуатируемых в соответствии с данным изобретением. Наклонные направляющие 1515, 1555 дефлектора в каждом из узла 1510 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора, соответственно, расположены в первых  открытых положениях, в то время как узел 1510 нижнего бокового дефлектора и узел 1550 верхнего бокового дефлектора спускают в ствол скважины.
[45] На фиг. 16 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 15, после спуска скважинного инструмента 1610 к секции 1410 основного ствола скважины. Скважинный инструмент 1610 в проиллюстрированном варианте реализации содержит инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения, содержащий закрытый кожухом уплотнительный узел 1630 и манжетный пакер с прижимом 1640. Однако, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 16, закрытый кожухом уплотнительный узел 1630 входит в зацепление с каналом уплотнения хвостовика 1415 основного ствола скважины. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, когда скважинный инструмент 1610 проходит через каждую из наклонных направляющих 1515, 1555 дефлектора, они запускаются для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение. Поскольку инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения остается внутри каждого из узла 1510 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора, наклонные направляющие 1515, 1555 дефлектора подпираются инструментом 1620 для изоляции узла сопряжения и, таким образом, не поворачиваются полностью во второе  частично закрытое положение.
[46] На фиг. 17 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 16, после отсоединения от инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения и последующего гидроразрыва секции 1410 основного ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны этапы, необходимые для гидроразрыва секции 1410 основного ствола скважины. После гидроразрыва секции 1410 основного ствола скважины в ней может быть размещена изолирующая пробка 1710 основного ствола скважины. На этой стадии каждая из наклонных направляющих 1515, 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение.
[47] На фиг. 18 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 17, после присоединения скважинного инструмента 1810 к инструменту 1620 для изоляции узла сопряжения и последующего извлечения инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения из секции 1410 основного ствола скважины и сразу вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 1515 дефлектора в узле 1510 нижнего бокового дефлектора. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, когда инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения проходит вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 1515 дефлектора, наклонная направляющая 1515 дефлектора больше не подпирается инструментом 1620 для изоляции узла сопряжения и, таким образом, полностью поворачивается во второе  частично закрытое положение. На этой стадии наклонная направляющая 1515 дефлектора расположена во втором  частично закрытом положении, а наклонная направляющая 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение.
[48] На фиг. 19 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 18, после проталкивания скважинного инструмента 1810 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения вниз по стволу скважины до тех пор, пока инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения не войдет в зацепление с наклонной направляющей 1515 дефлектора. Продолжающееся проталкивание скважинного инструмента 1810 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения приводит к перемещению посредством инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения наклонной направляющей 1515 дефлектора в третье  полностью закрытое положение, в то время как наклонная направляющая 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение.
[49] На фиг. 20 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 19, после продолжающегося проталкивания скважинного инструмента 1810 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения вниз по стволу скважины до тех пор, пока инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения не выйдет из секции 1410 основного ствола скважины и не войдет в секцию 1430 нижнего бокового ствола скважины. В варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 20, закрытый кожухом уплотнительный узел 1630 входит в зацепление с нижним боковым приемным гнездом и каналом 1440 уплотнения. На этой стадии наклонная направляющая 1515 дефлектора запускается для перехода из третьего  полностью закрытого положения в первое  открытое положение, в то время как наклонная направляющая 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение. Поскольку инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения остается внутри секции 1430 нижнего бокового ствола скважины, наклонная направляющая 1515 дефлектора не может повернуться в первое  открытое положение. На этой стадии наклонная направляющая 1515 дефлектора запускается для перехода из третьего  полностью закрытого положения в первое  открытое положение, в то время как наклонная направляющая 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение.
[50] На фиг. 21 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 20, после отсоединения от инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения и последующего гидроразрыва секции 1430 нижнего бокового ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны этапы, необходимые для гидроразрыва секции 1430 нижнего бокового ствола скважины. После гидроразрыва секции 1430 нижнего бокового ствола скважины в ней может быть размещена изолирующая пробка 2110 нижнего бокового ствола скважины. На этой стадии наклонная направляющая 1515 дефлектора запускается для перехода из третьего  полностью закрытого положения в первое  открытое положение, в то время как наклонная направляющая 1555 дефлектора остается запущенной для перехода из первого  открытого положения во второе  частично закрытое положение.
[51] На фиг. 22 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 21, после присоединения скважинного инструмента 2210 к инструменту 1620 изоляции узла сопряжения и последующего извлечения инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения из секции 1430 нижнего бокового ствола скважины и сразу вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 1555 дефлектора в узле 1550 верхнего бокового дефлектора. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, когда инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения извлекают из секции 1430 нижнего бокового ствола скважины, наклонная направляющая 1515 дефлектора больше не удерживается в закрытом состоянии с помощью инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения, и, таким образом, наклонная направляющая 1515 дефлектора поворачивается в первое  открытое положение. В соответствии с одним вариантом реализации данного изобретения, когда инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения продолжает перемещаться вверх по стволу скважины и проходит вверх по стволу скважины от наклонной направляющей 1555 дефлектора, наклонная направляющая 1555 дефлектора больше не удерживается в открытом состоянии с помощью инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения, и, таким образом, наклонная направляющая 1555 дефлектора полностью поворачивается во второе  частично закрытое положение. На этой стадии наклонная направляющая 1515 дефлектора находится в первом  открытом положении, в то время как наклонная направляющая дефлектора находится во втором  частично закрытом положении.
[52] На фиг. 23 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 22, после проталкивания скважинного инструмента 2210 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения вниз по стволу скважины до тех пор, пока инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения не войдет в зацепление с наклонной направляющей 1555 дефлектора. Продолжающееся проталкивание скважинного инструмента 2210 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения приводит к перемещению посредством инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения наклонной направляющей 1555 дефлектора в третье  полностью закрытое положение, в то время как наклонная направляющая 1515 дефлектора остается в первом  открытом положении.
[53] На фиг. 24 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 23, после продолжающегося проталкивания скважинного инструмента 2210 и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения вниз по стволу скважины до тех пор, пока инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения не выйдет из секции 1410 основного ствола скважины и не войдет в секцию 1470 верхнего бокового ствола скважины. Однако, в варианте реализации, проиллюстрированном на фиг. 24, закрытый кожухом уплотнительный узел 1630 входит в зацепление с верхним боковым приемным гнездом и каналом 1480 уплотнения. Кроме того, в соответствии с фиг. 24, инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения был отсоединен, и был произведен гидроразрыв в секции 1470 верхнего бокового ствола скважины. Специалистам в данной области техники будут понятны этапы, необходимые для гидроразрыва секции 1470 верхнего бокового ствола скважины. После гидроразрыва секции 1470 верхнего бокового ствола скважины в ней может быть размещена изолирующая пробка 2410 верхнего бокового ствола скважины. На этой стадии наклонная направляющая 1555 дефлектора запускается для перехода из третьего  полностью закрытого положения в первое  открытое положение, в то время как наклонная направляющая 1515 дефлектора остается в первом  открытом положении. Поскольку инструмент 1620 для изоляции узла сопряжения остается внутри секции 1470 верхнего бокового ствола скважины, наклонная направляющая 1555 дефлектора не может повернуться в первое  открытое положение.
[54] На фиг. 25 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 24, после присоединения скважинного инструмента к инструменту 1620 для изоляции узла сопряжения и последующего извлечения скважинного инструмента и инструмента 1620 для изоляции узла сопряжения из скважины. На этой стадии во всех из секции 1410 основного ствола скважины, секции 1430 нижнего бокового ствола скважины и секции 1470 верхнего бокового ствола скважины произведен гидроразрыв и все они закупорены пробками. Кроме того, на этой стадии каждая из наклонной направляющей1515 дефлектора и наклонной направляющей 1555 дефлектора остаются в первом  открытом положении. Когда каждая из наклонной направляющей 1515 дефлектора и наклонной направляющей 1555 дефлектора находятся в первом  открытом положении, один или более различных скважинных инструментов могут войти в скважину и снова начать процесс приведения в действие узла 1515 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора.
[55] Обращаясь в настоящий момент к фиг. 26-35, проиллюстрирована последовательность технологического процесса использования узла 1515 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора для удаления изолирующей пробки 1710 основного ствола скважины, изолирующей пробки 2110 нижнего бокового ствола скважины и изолирующей пробки 2410 верхнего бокового ствола скважины. С учетом вышеизложенного описания, специалистам в данной области техники будет понятен процесс удаления изолирующей пробки 1710 основного ствола скважины, изолирующей пробки 2110 нижнего бокового ствола скважины и изолирующей пробки 2410 верхнего бокового ствола скважины, включающий приведение в действие наклонных направляющих 1515, 1555 дефлектора узла 1515 нижнего бокового дефлектора и узла 1550 верхнего бокового дефлектора, соответственно, между первым  вторым  и третьим  положениями. И наконец, на фиг. 36 проиллюстрирована многоствольная скважина 1400, показанная на фиг. 35, в которой добывают флюид (например, нефть, газ и/или воду) из каждой из секции 1410 основного ствола скважины, секции 1430 нижнего бокового ствола скважины и секции 1470 верхнего бокового ствола скважины
[56] Последовательность технологического процесса, описанная выше со ссылкой на фиг. 12-36, основывается на рабочем процессе установления пробки и перфорации. В альтернативном варианте реализации весь процесс можно упростить за счет использования рабочего процесса сброса шара и установления муфты гидроразрыва вместо рабочего процесса установления пробки и перфорации. Рабочий процесс сброса шара и установления муфты гидроразрыва позволяет избежать необходимости использовать сценарий цепного гидроразрыва. Вместо этого эффективность достигается за счет непрерывного гидроразрыва на каждой стадии полностью в боковом стволе за один заход.
[57] Обращаясь кратко к фиг. 37, проиллюстрирована многоствольная скважина 3700, спроектированная, изготовленная и эксплуатируемая в соответствии с другим вариантом реализации данного изобретения. Многоствольная скважина 3700 во многих отношениях аналогична многоствольной скважине 1400, проиллюстрированной на фиг. 15. Соответственно, одинаковые ссылочные позиции были использованы для представления аналогичных (если не идентичных) элементов. Многоствольная скважина 3700 по большей части отличается от многоствольной скважины 1400, проиллюстрированной на фиг. 15, тем, что многоствольная скважина 3700 содержит скользящие муфты 3710, 3730, 3770 гидроразрыва в каждом из хвостовика 1415 основного ствола скважины, хвостовика 1435 нижнего бокового ствола скважины и хвостовика 1475 верхнего бокового ствола скважины, соответственно.
[58] В этой последовательности рабочего процесса последней операцией с буровой установкой является спуск узлов 1510, 1550 дефлектора, как показано на фиг. 37. После этого буровую установку демонтируют и выводят из эксплуатации. Когда скважина временно оставлена, на устье скважины монтируют установку, и наверху устья устанавливают гибкие насосно-компрессорные трубы и вышку для гидроразрыва.
[59] Затем наконечник для гидроразрыва может быть спущен в скважину посредством гибких насосно-компрессорных труб. После этого узлы 1510, 1550 дефлектора можно использовать, как описано выше со ссылкой на фиг. 14-25, для ввода в секцию 1410 основного бокового ствола скважины, секцию 1430 нижнего бокового ствола скважины и секцию 1470 верхнего бокового ствола скважины и вывода из них. Как только наконечник для гидроразрыва располагают в одной из секции 1410 основного бокового ствола скважины, секции 1430 нижнего бокового ствола скважины и секции 1470 верхнего бокового ствола скважины, может быть сброшен ряд растворимых спускаемых шаров для последовательного перемещения необходимых скользящих муфт гидроразрыва и осуществления гидроразрыва в предполагаемой секции ствола скважины.
[60] Соответственно, каждая секция ствола скважины (например, секция 1410 основного бокового ствола скважины, секция 1430 нижнего бокового ствола скважины или секция 1470 верхнего бокового ствола скважины) подвергаются гидроразрыву в одной непрерывной последовательности, что обеспечивает гораздо более эффективную операцию гидроразрыва. Кроме того, перемещение наконечника для гидроразрыва в другой боковой ствол скважины выполняют плавно с использованием узлов 1510, 1550 дефлектора без каких-либо изменений на поверхности. Более того, поскольку гибкие насосно-компрессорные трубы спускают в скважину под давлением, нет необходимости устанавливать и удалять изолирующие пробки 1710, 2110, 2410, установленные в боковом стволе скважины после гидроразрыва, что опять же обеспечивает гораздо более эффективную операцию гидроразрыва.
[61] Раскрытые в данном документе аспекты включают:
[62] А. Узел дефлектора, причем узел дефлектора содержит: корпус дефлектора, имеющий размещенное в нем окно дефлектора, и наклонную направляющую дефлектора, расположенную по меньшей мере частично через окно дефлектора, причем наклонная направляющая дефлектора выполнена с возможностью перемещения между первым  вторым  и третьим  различными положениями, когда скважинный инструмент перемещается назад и вперед внутри корпуса дефлектора.
[63] В. Способ образования многоствольной скважины, причем способ включает: 1) размещение узла дефлектора в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины с боковым стволом скважины, причем узел дефлектора содержит: а) корпус дефлектора, имеющий размещенное в нем окно дефлектора, и b) наклонную направляющую дефлектора, расположенную по меньшей мере частично через окно дефлектора, причем наклонная направляющая дефлектора выполнена с возможностью перемещения между первым  вторым  и третьим  различными положениями; 2) спуск скважинного инструмента за узел дефлектора к основному стволу скважины, тем самым запуская перемещение наклонной направляющей дефлектора из первого  положения во второе  положение; 3) извлечение скважинного инструмента вверх по стволу скважины от наклонной направляющей дефлектора без извлечения скважинного инструмента из многоствольной скважины, тем самым обеспечивая нахождение наклонной направляющей дефлектора во втором  положении; 4) проталкивание скважинного инструмента для приведения в контакт с наклонной направляющей дефлектора, находящейся во втором  положении, тем самым перемещая наклонную направляющую дефлектора из второго  положения в третье  положение; 5) скользящее перемещение скважинного инструмента в боковой ствол скважины, тем самым запуская перемещение наклонной направляющей дефлектора из третьего  положения в первое  положение; и 6) извлечение скважинного инструмента вверх по стволу скважины от наклонной направляющей дефлектора, тем самым обеспечивая возвращение наклонной направляющей дефлектора в первое  положение из третьего  положения.
[64] С. Многоствольная скважина, причем многоствольная скважина содержит: 1) основной ствол скважины; 2) боковой ствол скважины, проходящий от основного ствола скважины; и 3) узел дефлектора, расположенный в непосредственной близости от пересечения основного ствола скважины с боковым стволом скважины, причем узел дефлектора содержит а) корпус дефлектора, имеющий размещенное в нем окно дефлектора, и b) наклонную направляющую дефлектора, расположенную по меньшей мере частично через окно дефлектора, причем наклонная направляющая дефлектора выполнена с возможностью перемещения между первым  вторым  и третьем  различными положениями, когда скважинный инструмент перемещается назад и вперед внутри корпуса дефлектора.
[65] Аспекты А, В и С могут содержать один или более из следующих дополнительных элементов в комбинации: Элемент 1: дополнительно содержащий приводной элемент, расположенный внутри корпуса дефлектора, причем приводной элемент выполнен с возможностью перемещения наклонной направляющей дефлектора между первым  вторым  и третьим  различными положениями. Элемент 2: отличающийся тем, что приводной элемент содержит внутреннюю муфту, выполненную с возможностью вхождения в зацепление с наклонной направляющей дефлектора на ее находящемся ниже по стволу скважины конце, причем внутренняя муфта выполнена с возможностью перемещения наклонной направляющей дефлектора между первым  вторым  и третьим  различными положениями. Элемент 3: отличающийся тем, что внутренняя муфта содержит паз для следования за циклическим кольцом, соединенным с возможностью вращения с корпусом дефлектора. Элемент 4: отличающийся тем, что паз представляет собой J-образный паз, который позволяет внутренней муфте перемещаться, а не вращаться относительно корпуса дефлектора. Элемент 5: дополнительно содержащий пружину внутренней муфты, расположенную между корпусом дефлектора и профилем внутренней муфты, причем пружина внутренней муфты выполнена с возможностью смещения внутренней муфты к наклонной направляющей дефлектора. Элемент 6: отличающийся тем, что внутренняя муфта содержит секцию цанги, имеющую перемещающийся профиль, проходящий в радиальном направлении внутрь от нее, причем перемещающийся профиль выполнен с возможностью захвата профиля в скважинном инструменте. Элемент 7: отличающийся тем, что секция цанги выполнена с возможностью изгиба в радиальном направлении наружу в углубление в корпусе дефлектора для обеспечения прохождения скважинного инструмента через узел дефлектора. Элемент 8: отличающийся тем, что внутренняя муфта содержит фиксирующий элемент, проходящий от его внешней поверхности, причем фиксирующий элемент выполнен с возможностью вхождения в зацепление/выхода из зацепления с профилем в корпусе дефлектора. Элемент 9: дополнительно содержащий пружину наклонной направляющей дефлектора, соединенную с наклонной направляющей дефлектора, для смещения наклонной направляющей дефлектора к внутренней части корпуса дефлектора. Элемент 10: отличающийся тем, что первое положение представляет собой первое открытое  положение, второе  положение представляет собой второе  частично закрытое положение, а третье  положение представляет собой третье  полностью закрытое положение. Элемент 11: отличающийся тем, что скважинный инструмент представляет собой инструмент для изоляции узла сопряжения, и дополнительно включающий гидроразрыв основного ствола скважины после спуска инструмента для изоляции узла сопряжения за узел дефлектора к основному стволу скважины и перед извлечением инструмента для изоляции узла сопряжения вверх по стволу скважины от наклонной направляющей дефлектора без извлечения инструмента для изоляции узла сопряжения из многоствольной скважины. Элемент 12: дополнительно включающий размещение изолирующей пробки основного ствола скважины в основном стволе скважины с помощью инструмента для изоляции узла сопряжения после гидроразрыва основного ствола скважины и перед извлечением инструмента для изоляции узла сопряжения вверх по стволу скважины от наклонной направляющей дефлектора без извлечения инструмента для изоляции узла сопряжения из многоствольной скважины. Элемент 13: дополнительно включающий гидроразрыв бокового ствола скважины после скользящего перемещения скважинного инструмента в боковой ствол скважины. Элемент 14: дополнительно включающий размещение изолирующей пробки бокового ствола скважины в боковом стволе скважины с помощью инструмента для изоляции узла сопряжения после гидроразрыва бокового ствола скважины. Элемент 15: дополнительно включающий извлечение инструмента для изоляции узла сопряжения из многоствольной скважины после размещения изолирующей пробки бокового ствола скважины в боковом стволе скважины и последующий спуск второго скважинного инструмента в многоствольной скважине, причем во втором скважинном инструменте применяется узел дефлектора для удаления изолирующей пробки основного ствола скважины, а затем изолирующей пробки бокового ствола скважины. Элемент 16: дополнительно содержащий приводной элемент, расположенный внутри корпуса дефлектора, причем приводной элемент содержит внутреннюю муфту, выполненную с возможностью вхождения в зацепление с наклонной направляющей дефлектора на его находящемся ниже по стволу скважины конце и перемещения наклонной направляющей дефлектора между первым  вторым  и третьим  различными положениями. Элемент 17: отличающийся тем, что внутренняя муфта содержит J-образный паз для следования за циклическим кольцом, соединенным с возможностью вращения с корпусом дефлектора.
[66] 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.