Защита нижней стороны обсадной колонны при фрезеровании выхода из обсадной колонны

Группа изобретений относится к области направленного бурения. Компоновочный узел скважинной системы содержит обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону, причем обсадная труба выполнена из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны; компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны; и изнашиваемую втулку, соединенную с и проходящую аксиально от компоновки отклонителя, причем изнашиваемая втулка образует горловину, проходящую вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходит в отклоняющую поверхность, при этом осевая длина изнашиваемой втулки перекрывает контактную точку, где сверлильная компоновка иначе бы взаимодействовала с нижней стороной обсадной трубы, при этом изнашиваемая втулка защищает нижнюю сторону обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой. Обеспечивается защита нижней стороны обсадной колонны от износа при фрезерования выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0001] Настоящее изобретение относится в общем к фрезерованию выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины, и более конкретно к системам и способам защиты нижней стороны обсадной колонны от износа при фрезеровании выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины.

[0002] Углеводороды можно добывать через относительно сложные скважины, пересекающие подземный пласт. Некоторые скважины могут включать в себя ответвляющиеся и/или боковые стволы. Многоствольные скважины включают в себя один или несколько боковых стволов, проходящих от главного (или основного) ствола скважины. Боковой ствол является стволом скважины, отведенным от первого общего направления на второе общее направление. Боковой ствол скважины может включать в себя основной ствол скважины в первом общем направлении и вспомогательный ствол скважины, отведенный от основного ствола скважины во втором общем направлении. Многоствольная скважина может включать в себя одно или несколько окон или выходов из обсадной колонны для обеспечения выполнения соответствующих боковых стволов скважины. Боковой ствол скважины может также включать в себя окно или выход из обсадной колонны для обеспечения отвода ствола скважины во втором общем направлении.

[0003] Выход из обсадной колонны для многоствольной или с боковыми стволами скважины можно выполнить, установив обсадную трубу с отклонителем в обсадной колонне на нужном месте в основном стволе скважины. Отклонитель применяют для отклонения одной или нескольких фрез вбок (или в альтернативной ориентации) относительно обсадной колонны. Отклоненная фреза (фрезы) проходит через часть обсадной трубы, образуя выход из обсадной колонны. Буровые долота можно затем спускать через выход из обсадной колонны для проходки бокового или вспомогательного ствола скважины.

[0004] Результатом фрезеровании выхода из обсадной колонны и бурения затем бокового ствола скважины может являться значительный износ на нижней стороне обсадной колонны главного ствола скважины на острие или вблизи вершины отклонителя. Износ на нижней стороне ствола скважины частично создается фрезами под действием реактивной силы при резке выхода из обсадной колонны или при зарезке выхода в пласт. Значительный износ также создается бурильной трубой, когда труба лежит и вращается на нижней стороне главного ствола скважины на вершине или вблизи вершины отклонителя.

[0005] В вариантах применения, где обсадная труба выполнена из более мягких материалов, таких как алюминий, полученный износ может являться значительным. Вместе с тем, в случаях где сложно выполнить выход из обсадной колонны фрезерованием или требуется в течение длительного времени вращать бурильную трубу на вершине или вблизи вершины отклонителя, может иметь место значительный износ даже в стальной обсадной колонне (например, из низкоуглеродистой стали или стали марки 13Cr). Данный износ часто приводит к образованию уступа на внутренней поверхности обсадной колонны, который может создавать проблемы для других компоновок низа бурильной колонны (КНБК) проходящих по отклонителю и входящих в боковой ствол скважины. Повреждающий износ может также создавать проблемы при извлечении отклонителя или может создавать проблемы для последующих работ ниже вырезанного выхода из обсадной колонны после извлечения отклонителя.

[0006] Предшествующие попытки предотвращения износа на нижней стороне ствола скважин фокусировались на уменьшении трения вводом буровых растворов или центраторов бурильной трубы. Достижение успеха с применением уменьшителей трения в буровом растворе, однако, может дорого обходится и не отвечать требованиям по защите окружающей среды, зависящим от географического положения. Кроме того, использование центраторов может значительно увеличивать время работы, поскольку центраторы должны добавляться в каждую свечу, что сильно увеличивает время спуска в скважину.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Настоящее изобретение относится в общем к фрезерованию выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины, и более конкретно к системам и способам защиты нижней стороны обсадной колонны от износа при фрезеровании выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины.

[0008] В некоторых вариантах осуществления раскрыт компоновочный узел скважинной системы. Компоновочный узел может включать в себя обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону. Обсадная труба может выполняться из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны. Компоновочный узел может также включать в себя компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны. Компоновочный узел может дополнительно включать в себя изнашиваемую втулку, соединенную с и проходящую аксиально от компоновки отклонителя. Изнашиваемая втулка может образовывать горловину, которая проходит вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходит в отклоняющую поверхность. Изнашиваемая втулка может иметь осевую длину, обеспечивающую перекрывание контактной точки, где сверлильная компоновка иначе бы взаимодействовала с нижней стороной обсадной трубы, при этом изнашиваемая втулка защищает нижнюю сторону обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой.

[0009] В некоторых вариантах осуществления раскрыт способ защиты нижней стороны обсадной трубы, соединенной с обсадной колонной. Способ может включать в себя размещение в обсадной трубе компоновки отклонителя с отклоняющей поверхностью. Обсадная труба может выполняться из материала более мягкого, чем материал обсадной колонны. Способ может также включать в себя размещение изнашиваемой втулки аксиально смежно и в соединении с компоновкой отклонителя. Изнашиваемая втулка может образовывать горловину, которая проходит вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходит в отклоняющую поверхность. Способ может дополнительно включать в себя направление с помощью горловины и отклоняющей поверхности сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны в обсадную трубу, и защиту изнашиваемой втулкой нижней стороны обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой, когда сверлильная компоновка вращается. Осевая длина изнашиваемой втулки может обеспечивать перекрывание контактной точки, где сверлильная компоновка в ином случае взаимодействовала бы с нижней стороной.

[0010] В некоторых вариантах осуществления раскрыт другой компоновочный узел скважинной системы. Компоновочный узел может включать в себя обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону. Обсадная труба может выполняться из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны. Компоновочный узел может также включать в себя компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую вершину со стороны устья скважины и отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны. Компоновочный узел может дополнительно включать в себя изнашиваемый вкладыш, соединенный со сверлильной компоновкой и снимающийся со сверлильной компоновки при взаимодействии со стационарным объектом ствола скважины. Изнашиваемый вкладыш может выполняться с возможностью защиты нижней стороны обсадной трубы от повреждающего износа, вызываемого компоновкой бурильной колонны.

[0011] В некоторых вариантах осуществления раскрыт другой способ защиты нижней стороны обсадной трубы, соединенной с обсадной колонной. Способ может включать в себя размещение в обсадной трубе компоновки отклонителя, имеющей вершину со стороны устья скважины и отклоняющую поверхность. Обсадная труба может выполняться из материала более мягкого, чем материал обсадной колонны. Способ может также включать в себя продвижение вперед сверлильной компоновки в обсадной колонне, причем сверлильная компоновка имеет изнашиваемый вкладыш, соединенный с ней, и отсоединение изнашиваемого вкладыша от сверлильной компоновки с помощью входа в контакт изнашиваемого вкладыша со стационарным объектом ствола скважины. Способ может дополнительно включать в себя направление отклоняющей поверхностью сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны в обсадную трубу, и защиту изнашиваемым вкладышем нижней стороны обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой, когда сверлильная компоновка вращается. Изнашиваемый вкладыш может иметь осевую длину, обеспечивающую перекрывание контактной точки, где сверлильная компоновка в ином случае взаимодействовала бы с нижней стороной.

[0012] Признаки и преимущества настоящего изобретения становятся понятны специалисту в данной области техники при прочтении описания предпочтительных вариантов осуществления, приведенного ниже.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0013] Следующие фигуры прилагаются к описанию для показа некоторых аспектов настоящего изобретения, и не должны рассматриваться, как исключительные варианты осуществления. Раскрытый объект изобретения может иметь значительные модификации, замены, комбинации и эквиваленты по форме и функциям, которые может выполнять специалист в данной области техники, применяющий данное изобретение.

[0014] На Фиг. 1 показана морская нефтегазовая платформа, на которой используют являющийся примером компоновочный узел скважинной системы одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

[0015] На Фиг. 2 показaн с увеличением компоновочный узел скважинной системы Фиг. 1.

[0016] На Фиг. 3 показано продольное сечение компоновочного узла скважинной системы Фиг. 1 одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

[0017] На Фиг. 4 показано другое продольное сечение компоновочного узла скважинной системы Фиг. 1 при продвижении бурильной компоновки в стволе скважины одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

[0018] На Фиг. 5a показaн другой являющийся примером компоновочный узел скважинной системы одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

[0019] На Фиг. 5b показaна являющаяся примером изнашиваемая втулка, которую можно использовать в соединении с компоновочным узлом скважинной системы Фиг. 5a в одном или нескольких вариантах осуществления.

[0020] На Фиг. 6 показaн другой являющийся примером компоновочный узел скважинной системы одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

[0021] На Фиг. 7 показан другой являющийся примером компоновочный узел скважинной системы одного или нескольких раскрытых вариантов осуществления.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0022] Настоящее изобретение относится в общем к фрезерованию выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины, и более конкретно к системам и способам защиты нижней стороны обсадной колонны от износа при фрезеровании выхода из обсадной колонны для бокового ствола скважины.

[0023] Настоящее изобретение создает системы и способы уменьшения износа на обсадных трубах, где выход или окно подлежит сверлению в обсадной колонне для выполнения бокового или вспомогательного ствола скважины. Раскрытые варианты осуществления могут являться особенно предпочтительными для недавно разработанных обсадных труб из более мягких материалов, таких как алюминий. Хотя более мягкие обсадные трубы обеспечивают более простое создание или фрезерование выхода из обсадной колонны, часто получают значительный износ на обсадной трубе. Раскрытые варианты осуществления выполнены с возможностью защиты более мягких обсадных труб от данного повреждающего износа. Настоящее изобретение также уменьшает повреждение от износа, которое может появляться на обсадной колонне в результате контакта бурильных труб с внутренней поверхностью стенки обсадной колонны во время бурения. Раскрытые варианты осуществления могут являться особенно предпочтительными в вариантах применения где бурят длинные боковые стволы.

[0024] На Фиг. 1 показaна морская нефтегазовая платформа 100, где используют являющийся примером компоновочный узел 128 скважинной системы, одного или нескольких вариантов осуществления изобретения. Хотя на Фиг. 1 показана морская нефтегазовая платформа 100, специалисту в данной области техники понятно, что компоновочный узел 128 скважинной системы и его альтернативные варианты осуществления, раскрытые в данном документе, также подходят для использования на нефтяных и газовых буровых установках различных типов, таких как сухопутные нефтяные и газовые буровые установки или площадки других типов. Платформа 100 может являться полупогружной платформой 102, установленной над центром подводного нефтегазового пласта 104, расположенного ниже морского дна 106. Подводная труба 108 проходит от палубы 110 платформы 102 к оборудованию 112 устья скважины, включающему в себя один или несколько противовыбросовых превенторов 114. Платформа 102 имеет устройство 116 подвески и вышку 118 для подъема и опускания трубных колонн, таких как бурильная колонна 120.

[0025] Как показано, основной ствол 122 скважины, пробурен через различные геологические слои, включающие в себя пласт 104. Термины "главный" и "основной" ствол скважины используются в данном документе для обозначения ствола скважины, от которого бурят другой ствол скважины. Следует отметить, вместе с тем, что главный или основной ствол скважины не обязательно проходит напрямую к поверхности Земли, но может вместо этого являться ответвлением другого ствола скважины. Обсадная колонна 124 по меньшей мере частично цементируется в основном стволе 122 скважины. Термин "обсадная колонна" используется в данном документе для обозначения трубной колонны, применяемой для крепления ствола скважины. Обсадная колонна может фактически принадлежать к типу, известному специалисту в данной области техники как "хвостовик", может быть выполнена из любого материала, такого как сталь или композитный материал, и может являться составной или непрерывной, такой как гибкая насосно-компрессорная труба.

[0026] Компоновочный узел 128 скважинной системы можно установить в обсадной колонне 124 или иначе выполнить как ее часть. Компоновочный узел 128 может включать в себя обсадную трубу 126, вставленную между протяженными участками или звеньями обсадной колонны 124. Компоновочный узел 128 скважинной системы может дополнительно включать в себя компоновку 130 отклонителя, установленную в обсадной колонне 124 и/или обсадной трубе 126. Описанная более подробно ниже компоновка 130 отклонителя имеет отклоняющую поверхность, которую можно ориентировать по окружности относительно обсадной трубы 126 для фрезерования, сверления или иного выполнения выхода из обсадной колонны 132 в требуемом направлении по окружности. Как показaно, обсадная труба 126 установлена на требуемом месте пересечения между основным стволом 122 скважины и ответвляющимся или боковым стволом 134 скважины. Термины "ответвляющийся" и "боковой" ствол используются в данном документе для обозначения ствола скважины, который бурят в направлении наружу от пересечения с другим стволом скважины, таким как главный или основной ствол скважины. Кроме того, ответвляющийся или боковой ствол может иметь другой ответвляющийся или боковой ствол, который бурят в направлении наружу из него.

[0027] Специалисту в данной области техники понятно, что хотя на Фиг. 1 показана вертикальная секция основного ствола 122 скважины, настоящее изобретение одинаково применимо для стволов скважин других конфигураций, в том числе горизонтальных стволов скважин, наклонно-направленных стволов скважин, наклонных стволов скважин, их комбинаций, и т.п. Кроме того, термины направления, такие как выше, ниже, верхний, нижний, вверх, вниз, к устью скважины, к забою скважины, и т.п. используются для иллюстративных вариантов осуществления, показанных на фигурах, направление вверх является направлением вверх соответствующей фигуры и направление вниз является направлением вниз соответствующей фигуры, направление к устью скважины является направлением к поверхности скважины и направление к забою скважины является направлением к дну забоя скважины.

[0028] На Фиг. 2 показaн с увеличением пример компоновочного узла 128 скважинной системы, одного или нескольких вариантов осуществления. Компоновочный узел 128 скважинной системы может включать в себя различные инструменты и трубные звенья, соединенные между собой для выполнения участка обсадной колонны 124. Например, компоновочный узел 128 может включать в себя фиксирующую соединительную муфту 202, имеющую некоторый профиль и множество выставляющих по окружности элементов, выполненных с возможностью приема фиксирующей компоновки и расположения фиксирующей компоновки с нужной ориентацией по окружности. Компоновочный узел 128 может также включать в себя кондукторную втулку 204 с продольным пазом, который привязывается по окружности к элементам выставляющим по окружности в нужное положение фиксирующее соединение 202. Между фиксирующим соединением 202 и кондукторной втулкой 204 расположен выставляющий переводник 206 обсадной колонны, применяемый для обеспечения надлежащего выставления фиксирующего соединения 202 относительно кондукторной втулки 204. Специалисту в данной области техники понятно, что компоновочный узел 128 скважинной системы может включать в себя больше или меньше инструментов или различных комплектов инструментов, функционально обеспечивающих определение угла смещения между элементом привязки по окружности и требуемой ориентацией по окружности выхода 132 из обсадной колонны.

[0029] Обсадная труба 126 можно соединять и, иначе говоря, устанавливать между отдельными протяженными частями обсадной колонны 124. В некоторых вариантах осуществления каждый конец обсадной трубы 126 может свинчиваться с соответствующим протяженным звеном обсадной колонны 124. В других вариантах осуществления обсадная труба 126 может соединяться с обсадной колонной 124 соединительными муфтами 207 выполненными, например, из стали или стального сплава (например, низкоуглеродистой стали).

[0030] Обсадную трубу 126 можно выполнить из более мягкого материала или материала, который легко фрезеруется или сверлится. В одном или нескольких вариантах осуществления обсадная труба 126 выполняется из алюминия или алюминиевого сплава. В других вариантах осуществления обсадную трубу 126 можно выполнять из различных композитных материалов, например, без ограничения этим, стеклопластика, углепластика, их комбинаций или т.п. Применение композитных материалов для обсадной трубы 126 может являться предпочтительным, поскольку отходы в результате фрезерования выхода 132 из обсадной колонны через обсадную трубу 126 не являются намагниченными отходами, которые могут связываться магнитными силами с внутрискважинными металлическими компонентами или которые по иной причине сложно удалять с помощью циркуляции из скважины.

[0031] В некоторых вариантах осуществления компоновка 130 отклонителя может соединяться или иначе взаимодействовать с фиксирующим соединением 202, благодаря применению фиксирующей компоновки (не показано), имеющей наружный профиль, выполненный с возможностью функционального взаимодействия с внутренним профилем и элементами выставления по окружности фиксирующего соединения 202. Как показано, компоновка 130 отклонителя может включать в себя отклоняющую поверхность 208, выполненную с функциональной возможностью направления фрезы или сверлильного инструмента в боковую стенку обсадной трубы 126 для создания выхода 132 из обсадной колонны.

[0032] На Фиг. 3 показано горизонтально продольное сечение участка компоновочного узла 128 скважинной системы перед выполнением выхода 132 из обсадной колонны или, иначе говоря, в обсадной трубе 126, согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Как показaно, фрезерующая или сверлильная компоновка 304 может соединяться с концом бурильной колонны 120 и проходить в основной ствол 122 скважины до компоновки 130 отклонителя. Компоновка 130 отклонителя может сужаться от своего конца со стороны забоя скважины (не показано) к вершине 302 со стороны устья скважины, при этом образуя отклоняющую поверхность 208. Отклоняющая поверхность 208 выполнена с функциональной возможностью направления при работе сверлильной компоновки 304 в требуемой ориентации по окружности для выполнения выхода 132 из обсадной колонны (Фиг. 2) в обсадной трубе 126. При использовании в данном документе термин "сверлильная компоновка" может относиться к фрезерной и сверлильной компоновке или индивидуально к каждой из компоновок.

[0033] Сверлильная компоновка 304 может включать в себя одну или несколько фрез, таких как первая фреза 306 и вторая фреза 308. Понятно, вместе с тем, что больше или меньше двух фрез 306, 308 можно использовать в сверлильной компоновке 304 без отхода от объема изобретения. Первую фрезу 306 можно характеризовать как ведущую фрезу, имеющую частично сужающийся профиль, выполненный с возможностью взаимодействия с отклоняющейся поверхностью 208 и скольжения вверх по ней, когда сверлильная компоновка 304 продвигается вперед в обсадной трубе 126. Вторая фреза 308 может быть аксиально отнесена от первой фрезы 306 вдоль бурильной колонны 120 и может характеризоваться как фреза шаровой формы с наружным диаметром, который равен или больше наружного диаметра первой фрезы 306.

[0034] На Фиг. 4 показана сверлильная компоновка 304 при продвижении вперед в обсадной трубе 126, когда первая или ведущая фреза 306 начинает подъем по отклоняющей поверхности 208 отклонителя 130. Когда ведущая фреза 306 поднимается по наклонному отклонителю 130, центральная ось 402 сверлильной компоновки 304 соответственно наклоняется так, что участки сверлильной компоновки 304, следующие за ведущей фрезой 306, поджимаются в контакт с нижней стороной 404 обсадной трубы 126. При использовании в данном документе, термин "нижняя сторона" относится к участку внутренней поверхности стенки обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124), которая расположен под углом около 180° от выхода 132 из обсадной колонны (Фиг. 2).

[0035] Как показaно, контактная точка 406 может располагаться или, иначе говоря, определяться там, где сверлильная компоновка 304 обычно входит в контакт с нижней стороной 404 обсадной трубы 126. Контактную точку 406 можно определить, зная угол отклоняющей поверхности 208 относительно обсадной трубы 126 и соответствующие диаметры второй фрезы 308 и остальных участков бурильной колонны 120 (Фиг. 3). В некоторых вариантах осуществления контактная точка 406 может применяться и ко второй фрезе 308 и к бурильной колонне 120 (Фиг. 3), так как и вторая фреза 308 и бурильная колонна 120, следующая за второй фрезой 308, должна соответственно вращаться и изнашиваться на или вблизи одной и той же контактной точки 406 с обсадной трубой 126, когда сверлильная компоновка 304 продвигается вперед в стволе 122 скважины.

[0036] Как показaно, вершина 302 отклонителя 130 со стороны устья скважины может располагаться вдоль осевой длины обсадной трубы 126 и аксиально отнесенной от обсадной колонны 124 на первое расстояние 408. В сценариях, где контактная точка 406 попадает в пределы первого расстояния 408, вторая фреза 308 и следующая за ней бурильная колонна 120 могут с причинением повреждений изнашиваться на нижней стороне 404 обсадной трубы 126. Согласно по меньшей мере одному вариант осуществления, раскрытому в данном документе, повреждение от износа, создаваемого на нижней стороне 404 второй фрезой 308 и следующей за ней бурильной колонной 120, можно исключить, уменьшая первое осевое расстояние 408. При уменьшении первого расстояния 408 контактная точка 406 может выходить за пределы первого расстояния 408 и располагаться в точке на обсадной колонне 124. В результате вторая фреза 308 и следующая за ней бурильная колонна 120 не должны изнашиваться на мягком материале обсадной трубы 126, но должны вместо этого изнашиваться на более твердом материале обсадной колонны 124, где повреждающий износ должен являться менее вредным для штатной работы компоновочного узла 128 скважинной системы.

[0037] В некоторых вариантах осуществления первое осевое расстояние 408 можно уменьшить, устанавливая или, иначе говоря, размещая компоновку 130 отклонителя в обсадной трубе 126 ближе к обсадной колонне 124. В других вариантах осуществления первое аксиальное расстояние 408 можно уменьшить простым уменьшением общей длины обсадной трубы 126, при этом вершина 302 отклонителя 130 со стороны устья скважины, станет ближе к обсадной колонне 124 с уменьшением длины и требуемым расположением контактной точки на обсадной колонне 124.

[0038] На Фиг. 5a показaн другой пример компоновочного узла 502 скважинной системы согласно одному или нескольким раскрытым вариантам осуществления. Компоновочный узел 502 может являться аналогичным в нескольких аспектах компоновочному узлу 128 скважинной системы, описанной выше и показанной на Фиг. 2 и 3. Соответственно, компоновочный узел 502 Фиг. 5a можно лучше понять со ссылкой на Фиг. 2 и 3, где одинаковыми позициями указаны одинаковые компоненты, повторно подробно не описываемые. Аналогично компоновочному узлу 128 скважинной системы, описанному выше и показанному на Фиг. 2 и 3, компоновочный узел 502 скважинной системы можно выполнить с возможностью не только отклонения сверлильной компоновки 304 так, что одна или нескольким фрез 306, 308 могут вырезать выход 132 из обсадной колонны (Фиг. 2) для последующего выполнения бокового ствола скважины 134, но также с возможностью защиты нижней стороны 404 обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, когда применяется) от повреждающего износа при вращении сверлильной компоновки 304.

[0039] Как показaно, компоновочный узел 502 скважинной системы может включать в себя изнашиваемую втулку 504, проходящую аксиально от компоновки 130 отклонителя. В некоторых вариантах осуществления изнашиваемая втулка 504 может соединяться или прикрепляться к компоновке 130 отклонителя способами прикрепления, такими как, без ограничения этим, механические крепления, методики сварки, методики пайки, адгезивы, их комбинации или т.п. В других вариантах осуществления, вместе с тем, изнашиваемую втулку 504 можно выполнять как интегральный участок или удлинитель самого отклонителя 130. Предпочтительно, изнашиваемая втулка 504 соединяется напрямую с компоновкой 130 отклонителя и при этом спускается в основной ствол 122 скважины вместе с остальными компонентами компоновки 130 отклонителя.

[0040] На Фиг. 5b в продолжение показанного на Фиг. 5a показано сечение примера изнашиваемой втулки 504, проходящей от отклонителя 130, согласно одному или нескольким вариантам осуществления. Без изнашиваемой втулки 504 отклонитель 130 является по существу цилиндром с вырезом клиновидной формы, где отклоняющая поверхность 208 образует желоб для сверлильной компоновки 304 для взаимодействия с ним и скольжения вверх по нему. С изнашиваемой муфтой 504, вместе с тем, отклонитель 130 может создавать горловину 506 на своем конце со стороны устья скважины, выполненную с возможностью приема сверлильной компоновки 304 при ее продвижении вперед в основном стволе 122 скважины. Горловина 506 может проходить аксиально вдоль длины изнашиваемой втулки 504 и переходить постепенно в отклоняющую поверхность 208 (Фиг. 5a) отклонителя 130.

[0041] Изнашиваемую втулку 504 можно выполнить из твердого материала (например, нержавеющей стали или стальных сплавов) или упрочненного способами термообработки или нанесением твердосплавных покрытий, таких как керамика, и/или втулка может быть выполнена из одного материала с отклонителем 130. Кроме того, изнашиваемая втулка 504 может иметь осевую длину, проходящую за или, иначе говоря, перекрывающую контактную точку 406 (Фиг. 4), так что сверлильная компоновка 304 должна взаимодействовать с горловиной 506 при ее продвижении вперед в стволе 122 скважины, и не с нижней стороной 404 обсадной трубы 126. Как следствие, изнашиваемая втулка 504 может быть выполнена с возможностью защиты мягкого материала обсадной трубы 126 от повреждающего износа, который вызывает сверлильная компоновка 304.

[0042] В одном или нескольких вариантах осуществления, как показaно, изнашиваемая втулка 504 может создавать или, иначе говоря, образовывать цилиндрическую втулку 508, закрывающую по окружности горловину 506 вдоль участка осевой длины изнашиваемой втулки 504. Цилиндрическая втулка 508 может иметь внутренний диаметр 510 достаточно большой не только для защиты обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, когда применяется) в области вершины 302 со стороны устья скважины, но также обеспечивает беспрепятственный проход через нее фрезерующей компоновки 304. В некоторых вариантах осуществления вместе с тем, внутренний диаметр 510 может подбираться таким, что второй фрезе 308 требуется срезать участок цилиндрической втулки 508 для обеспечения нормального прохода через нее фрезерующей компоновки 304.

[0043] В других вариантах осуществления цилиндрическую втулку 508 можно исключить, и изнашиваемая втулка 504 может вместо этого создавать дугообразный элемент 512, образующий удлиненный желоб вдоль осевой длины изнашиваемой втулки 504. Дугообразный элемент 512 может быть выполнен с возможностью прохода только частично вокруг внутренней поверхности обсадной трубы 126 и с постепенным переходом горловины 506 в отклоняющую поверхность 208 (Фиг. 5a) отклонителя 130. В некоторых вариантах осуществления дугообразный элемент 512 может проходить по дуге между около 15° и около 200° вокруг внутренней поверхности по окружности обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, когда применимо). Другие угловые конфигурации для дугообразного элемента 512, также можно использовать без отхода от объема изобретения.

[0044] Изнашиваемая втулка 504 может дополнительно иметь одно или несколько отверстий 514, образованных по ее окружности. При работе отверстия 514 могут создавать места, где гидравлический инструмент или т.п., можно фиксировать на отклонителе 130. Гидравлический инструмент можно использовать для начального спуска отклонителя 130 в скважину и последующего извлечения отклонителя 130, когда фрезерование и сверление завершены.

[0045] На Фиг. 6 показaн другой пример компоновочного узла 602 скважинной системы согласно одному или нескольким раскрытым вариантам осуществления. Компоновочный узел 602 может являться аналогичным в нескольких аспектах компоновочному узлу 128 скважинной системы, описанному выше и показанному на Фиг. 2 и 3, и поэтому его можно лучше понять со ссылкой на них, где одинаковыми позициями указаны одинаковые компоненты, повторно не описываемые. Как показaно, компоновочный узел 602 скважинной системы может включать в себя изнашиваемый вкладыш 604, выполненный с возможностью защиты нижней стороны 404 обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, когда применимо) от повреждающего износа вращением сверлильной компоновки 304. Для выполнения указанного изнашиваемый вкладыш 604 может быть выполнен из твердого материала (например, нержавеющей стали или других стальных сплавов) или упрочнен способами термообработки или нанесением твердосплавных покрытий из материала, который тверже материала обсадной трубы 126, и/или может выполняться из одинакового с отклонителем 130 материала.

[0046] В некоторых вариантах осуществления изнашиваемый вкладыш 604 может являться цилиндром с длиной, зависящей от варианта применения и фактического местоположения контактной точки 406 (Фиг. 4). В одном или нескольких вариантах осуществления изнашиваемый вкладыш 604 может спускаться в основной ствол 122 скважины как часть сверлильной компоновки 304 и отсоединяться от нее при входе в контакт со стационарным объектом ствола скважины или "непроходной" точкой, такой как вершина 302 со стороны устья скважины компоновки 130 отклонителя или выход 132 из обсадной колонны (Фиг. 1 и 2). Соответственно, во время работы после надлежащего отсоединения от сверлильной компоновки 304 изнашиваемый вкладыш 604 может свободно вращаться в основном стволе 122 скважины и как не блокироваться с исключением вращения к сверлильной компоновке 304, так и не блокироваться с исключением вращения к обсадной трубе 126 (или обсадной колонне 124, когда применимо).

[0047] По меньшей мере в одном варианте осуществления изнашиваемый вкладыш 604 может соединяться с наружным диаметром или наружным выступом ведущей фрезы 306 с использованием, например, одного или нескольких срезных штифтов, срезных колец, механических креплений, и т.п. Хотя это не показано в данном документе, специалист в данной области техники должен понимать, что изнашиваемый вкладыш 604 может также соединяться с наружным диаметром или наружным выступом второй фрезы 308 без отхода от объема изобретения. Срезные штифты/кольца, механические крепления и т.п. могут быть выполнены с возможностью высвобождения или, иначе говоря, разрыва, при входе в контакт изнашиваемого вкладыша 604 с вершиной 302 со стороны устья скважины, или другой "непроходной" точкой, с освобождением при этом изнашиваемого вкладыша 604 и обеспечением защиты от износа вдоль его аксиальной длины.

[0048] В некоторых вариантах осуществления внутренний диаметр изнашиваемого вкладыша 604 может быть меньше наружного диаметра второй фрезы 308. Как следствие, вторую фрезу 308 можно использовать для полного высверливания изнашиваемого вкладыша 604, когда сверлильная компоновка 304 продвигается вперед к забою скважины. В других вариантах осуществления, вместе с тем, вторая фреза 308 может быть выполнена с возможностью фрезерования внутреннего диаметра изнашиваемого вкладыша 604 до диаметра, обеспечивающего проход через него второй фрезы 308 и следующей за ней бурильной колонны 120. Кроме того, изнашиваемый вкладыш 604 может иметь внутренний диаметр меньше наружного диаметра компоновки 130 отклонителя, даже после фрезерования, если необходимо, до увеличенного внутреннего диаметра второй фрезой 308. Как следствие, компоновку 130 отклонителя можно выполнить с возможностью при удалении компоновки 130 отклонителя из основного ствола 122 скважины, также выдавливать или, иначе говоря, выносить изнашиваемый вкладыш 604 из основного ствола 122 скважины.

[0049] В других вариантах осуществления изнашиваемый вкладыш 604 можно навинчивать на наружный диаметр или удлинитель первой и/или второй фрезы 306, 308. Когда изнашиваемый вкладыш 604 входит в контакт с вершиной 302 со стороны устья скважины, или другой "непроходной" точкой, и сверлильная компоновка 304 продолжает вращаться, начальное сопротивление вращению может служить для отвинчивания изнашиваемого вкладыша 604 от сверлильной компоновки 304, что обеспечивает ему состояние свободного вращения на бурильной колонне 120 и создание защиты от износа. Бурильные колонны 120 обычно имеют правое вращение (т.е. по часовой стрелке) при фрезеровании, поскольку бурильная труба обычно имеет правые резьбы. Соответственно, изнашиваемый вкладыш 604 можно выполнить с левой резьбой, так что он высвобождается и отвинчивается, когда сверлильная компоновка 304 вращается вправо. Также изнашиваемый вкладыш 604 может иметь внутренний диаметр меньше наружного диаметра компоновки 130 отклонителя. Следовательно, при удалении компоновки 130 отклонителя из основного ствола 122 скважины изнашиваемый вкладыш 604 может также выдавливаться или выноситься из основного ствола 122 скважины.

[0050] В других вариантах осуществления изнашиваемый вкладыш 604 (показан пунктирными линиями) может соединяться со сверлильной компоновкой 304 со стороны устья скважины от второй фрезы 308 с использованием, например, одного или нескольких срезных штифтов, срезных колец, механических креплений, и т.п. Также срезные штифты/кольца, механические крепления, и т.п. могут выполняться с возможностью высвобождения или, иначе говоря, разрыва, когда изнашиваемый вкладыш 604 входит в контакт с вершиной 302 со стороны устья скважины, или другой "непроходной" точкой, при этом высвобождая изнашиваемый вкладыш 604 и обеспечивая создание им защиты от износа вдоль своей осевой длины. Изнашиваемый вкладыш 604 в варианте осуществления может являться особенно полезным для защиты от износа не только обсадной трубы 126, но также обсадной колонны 124. Данное может являться предпочтительным в вариантах применения, где бурят длинные боковые стволы скважины и бурильная колонна 120 скользит и изнашивается на обсадной колонне 124 в течение длительного времени. Изнашиваемый вкладыш 604 в варианте осуществления может дополнительно иметь внутренний диаметр меньше максимального наружного диаметра одной или обеих фрез 306, 308. Следовательно, когда сверлильную компоновку 304 поднимают из основного ствола 122 скважины, изнашиваемый вкладыш 604 может также выдавливаться из основного ствола 122 скважины.

[0051] Понятно, что изнашиваемый вкладыш 604 можно спускать в основной ствол 122 скважины с помощью различных других средств или методик. Например, изнашиваемый вкладыш 604 можно спускать как часть компоновки выхода 132 из обсадной колонны, или с оригинальной сверлильной компоновкой для защиты основного ствола 122 скважины ниже выхода 132 из обсадной колонны, когда сверлильная компоновка 304 углубляет главный ствол скважины, и перед вставлением компоновки отклонителя. При проведении работ изнашиваемый вкладыш 604 действует как подшипник и поэтому уменьшает трение.

[0052] На Фиг. 7 показaн другой пример компоновочного узла 702 скважинной системы согласно одному или нескольким раскрытым вариантам осуществления. Компоновочный узел 702 может являться аналогичным в нескольких аспектах компоновочным узлам 128 и 602 скважинной системы, описанным выше и показанным на Фиг. 2, 3 и 6, и поэтому его можно лучше понять со ссылками на них, где одинаковыми позициями указаны одинаковые компоненты, повторно не описываемые. Аналогично компоновочному узлу 602 скважинной системы компоновочный узел 702 скважинной системы может включать в себя изнашиваемый вкладыш 604 (показан пунктиром), выполненный с возможностью защиты нижней стороны 404 обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, когда применимо) от повреждающего износа вращением сверлильной компоновки 304 (т.е. включающей в себя бурильную колонну 120). Также аналогично компоновочному узлу 602 скважинной системы изнашиваемый вкладыш 604 можно спускать в основной ствол 122 скважины в соединении с любым компонентом сверлильной компоновки 304 и отсоединять для удаления из него с помощью нескольких способов отсоединения, описанных выше и показанных на Фиг. 6.

[0053] В отличие от компоновочного узла 602 скважинной системы, вместе с тем, компоновочный узел 702 скважинной системы может включать в себя соединительную муфту 704, такую как, без ограничения этим, фиксирующая муфта или муфта привязки по глубине известной техники. В некоторых вариантах осуществления, как показaно, соединительную муфту 704 можно выполнять или, иначе говоря, образовывать на внутренней поверхности обсадной колонны 124. В других вариантах осуществления соединительную муфту 704 можно выполнять или, иначе говоря, образовывать на внутренней поверхности обсадной трубы 126 без отхода от объема изобретения. Как описано ниже, соединительную муфту 704 можно характеризовать, как стационарный объект ствола скважины или "непроходную" точку при взаимодействии с изнашиваемым вкладышем 604.

[0054] Соединительная муфта 704 может иметь индивидуальный выполненный станочной обработкой соединительный профиль 706 с возможностью стыковки с соответствующим индивидуальным, выполненным станочной обработкой профилем 708 на наружной поверхности изнашиваемого вкладыша 604. Соответственно, когда изнашиваемый вкладыш 604 спускают в основной ствол 122 скважины, профили 706, 708 соединительной муфты и вкладыша стыкуются друг с другом, и при этом изнашиваемый вкладыш 604 можно установить в нужное место. В некоторых вариантах осуществления, например, изнашиваемый вкладыш 604 может являться устройством по типу пружинного кольца, способным расширяться в соединительной муфте 704, когда соответствующие профили 706, 708 совмещаются и взаимодействуют.

[0055] Поскольку соединительную муфту 704 можно выполнить или, иначе говоря, образовать в обсадной колонне или трубе 124, 126 на известной глубине в основном стволе 122 скважины, изнашиваемый вкладыш 604 можно сконструировать и установить так, что он перекрывает контактную точку 406 (На Фиг. 4) и при этом предотвращает возникновение повреждающего износа на нижней стороне обсадной трубы 126 (или обсадной колонны 124, где применимо). Предпочтительно, применение соединительной муфты 704 помогает обеспечивать установку изнашиваемого вкладыша 604 в идеальном месте относительно вершины 302 отклонителя 130 со стороны устья скважины. Кроме того, изнашиваемый вкладыш 604 может иметь внутренний диаметр меньше наружного диаметра либо компоновки 130 отклонителя или одного или нескольких компонентов сверлильной компоновки 304. Следовательно, при удалении компоновки 130 отклонителя или сверлильной компоновки из основного ствола 122 скважины, изнашиваемый вкладыш 604 можно выдавливать, выводя из взаимодействия с соединительной муфтой 704, и затем также удалять из основного ствола 122 скважины.

[0056] Таким образом, настоящее изобретение приспособлено для решения и реализации как упомянутых задач и преимуществ, так и других присущих ему. Конкретные, раскрытые выше варианты осуществления являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и реализовать в виде отличающихся эквивалентов, понятных специалистам в данной области техники, использующим идеи данного документа. Кроме того, никакие ограничения не накладываются на детали конструкции или конструктивные решения, показанные в данном документе, кроме описанных ниже в формуле изобретения. При этом ясно, что конкретные иллюстративные раскрытые выше варианты осуществления можно менять, комбинировать или модифицировать, и все такие вариации относятся к объему и сущности настоящего изобретения. Изобретение, иллюстративно раскрытое в данном документе, можно практически реализовать в отсутствии любого элемента, который конкретно не раскрыт в данном документе и/или любого возможного элемента, раскрытого в данном документе. Хотя композиции и способы описаны терминами "содержащий", "имеющий в составе" или "включающий в себя" различные компоненты или этапы, композиции и способы могут также "состоять по существу из" или "состоять из" различных компонентов и этапов. Все цифры и диапазоны, раскрытые выше, могут меняться на некоторую величину. Когда раскрыт цифровой диапазон с нижним ограничением и верхним ограничением, любое число и любой включенный диапазон, попадающие в диапазон, являются конкретно раскрытыми. В частности, каждый диапазон величин (в форме "от около до около b," или, эквивалентно, "от приблизительно a до b," или, эквивалентно, "от приблизительно a-b"), раскрытый в данном документе, понимается как предлагающий каждое число и диапазон, заключенный в более широкий диапазон величин. Также термины в формуле изобретения имеют свое простое, ординарное значение, если иное четко и ясно не определено патентообладателем. Кроме того, неопределенные артикли "a" или "an" при использовании в формуле изобретения определяются в данном документе как означающие один или несколько элементов, которые вводятся. Если имеется конфликт в применении слов или терминов в данном описании и одном или нескольких патентных или других документов, включенных в состав данного документа в виде ссылки, следует применять значения, соответствующие данному описанию.

1. Компоновочный узел скважинной системы, содержащий:
обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону, причем обсадная труба выполнена из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны;
компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны; и
изнашиваемую втулку, соединенную с и проходящую аксиально от компоновки отклонителя, причем изнашиваемая втулка образует горловину, проходящую вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходящую в отклоняющую поверхность, при этом осевая длина изнашиваемой втулки перекрывает контактную точку, где сверлильная компоновка иначе бы взаимодействовала с нижней стороной обсадной трубы, при этом изнашиваемая втулка защищает нижнюю сторону обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой.

2. Компоновочный узел по п. 1, в котором первый материал является алюминием.

3. Компоновочный узел по п. 1, в котором изнашиваемая втулка выполнена из второго материала, который тверже первого материала.

4. Компоновочный узел по п. 1, в котором изнашиваемая втулка выполнена как интегральный удлинитель компоновки отклонителя.

5. Компоновочный узел по п. 1, в котором изнашиваемая втулка образует цилиндрическую втулку, которая по окружности закрывает горловину на участке осевой длины изнашиваемой втулки.

6. Компоновочный узел по п. 1, в котором изнашиваемая втулка образует удлиненный дугообразный элемент, который проходит частично по окружности внутренней поверхности обсадной трубы.

7. Способ защиты нижней стороны обсадной трубы, соединенной с обсадной колонной, содержащий:
размещение в обсадной трубе компоновки отклонителя с отклоняющей поверхностью, причем обсадная труба выполняется из материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны;
размещение изнашиваемой втулки аксиально смежно и в соединении с компоновкой отклонителя, при этом изнашиваемая втулка образует горловину, проходящую вдоль осевой длины изнашиваемой втулки и переходящую в отклоняющую поверхность;
направление с помощью горловины и отклоняющей поверхности сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны в обсадную трубу; и
защиту изнашиваемой втулкой нижней стороны обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой, когда сверлильная компоновка вращается, причем осевая длина изнашиваемой втулки перекрывает контактную точку, где сверлильная компоновка в ином случае взаимодействовала бы с нижней стороной.

8. Способ по п. 7, дополнительно содержащий продвижение вперед сверлильной компоновки через цилиндрическую втулку, образованную изнашиваемой втулкой, причем цилиндрическая втулка заключает в себя по окружности горловину на участке осевой длины изнашиваемой втулки.

9. Способ по п. 7, дополнительно содержащий продвижение вперед сверлильной компоновки поверх удлиненного дугообразного элемента, образованного изнашиваемой втулкой, причем дугообразный элемент проходит частично по окружности внутренней поверхности обсадной трубы.

10. Компоновочный узел скважинной системы, содержащий:
обсадную трубу, соединенную с обсадной колонной и образующую нижнюю сторону, причем обсадная труба выполнена из первого материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны;
компоновку отклонителя, расположенную в обсадной трубе и имеющую вершину со стороны устья скважины и отклоняющую поверхность, выполненную с функциональной возможностью направления сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны; и
изнашиваемый вкладыш, соединенный со сверлильной компоновкой и снимающийся со сверлильной компоновки при взаимодействии со стационарным объектом ствола скважины, причем изнашиваемый вкладыш выполнен с возможностью защиты нижней стороны обсадной трубы от повреждающего износа, вызываемого компоновкой бурильной колонны.

11. Компоновочный узел по п. 10, в котором первый материал является одним из следующего: алюминий, алюминиевый сплав, стеклопластик и углепластик.

12. Компоновочный узел по п. 10, в котором изнашиваемый вкладыш выполнен из второго материала, который тверже первого материала.

13. Компоновочный узел по п. 10, в котором сверлильная компоновка соединяется с и включает в себя бурильную колонну и содержит первую фрезу и вторую фрезу, аксиально отнесенную от первой фрезы.

14. Компоновочный узел по п. 13, в котором изнашиваемый вкладыш соединяется с наружным диаметром первой фрезы.

15. Компоновочный узел по п. 13, в котором изнашиваемый вкладыш соединяется с наружным диаметром второй фрезы.

16. Компоновочный узел по п. 13, в котором изнашиваемый вкладыш навинчивается на наружный диаметр одной из первой или второй фрезы.

17. Компоновочный узел по п. 13, в котором изнашиваемый вкладыш соединяется со сверлильной компоновкой со стороны устья скважины от второй фрезы.

18. Компоновочный узел по п. 10, в котором стационарный объект ствола скважины является соединительной муфтой, выполненной на внутренней поверхности обсадной колонны, причем соединительная муфта имеет соединительный профиль, выполненный с возможностью стыковки с профилем изнашиваемого вкладыша, выполненным на наружной поверхности вкладыша, при этом профили соединительной муфты и изнашиваемого вкладыша выполнены с возможностью взаимодействия, когда изнашиваемый вкладыш спускается, и с возможностью отсоединения изнашиваемого вкладыша от сверлильной компоновки.

19. Компоновочный узел по п. 13, в котором изнашиваемый вкладыш имеет осевую длину, перекрывающую контактную точку, где сверлильная компоновка в ином случае взаимодействовала бы с нижней стороной.

20. Способ защиты нижней стороны обсадной трубы, соединенной с обсадной колонной, содержащий:
размещение в обсадной трубе компоновки отклонителя, имеющего вершину со стороны устья скважины и отклоняющую поверхность, причем обсадная труба выполнена из материала, более мягкого, чем материал обсадной колонны;
продвижение вперед сверлильной компоновки в обсадной колонне, причем сверлильная компоновка имеет изнашиваемый вкладыш, соединенный с ней;
отсоединение изнашиваемого вкладыша от сверлильной компоновки с помощью входа в контакт изнашиваемого вкладыша со стационарным объектом ствола скважины;
направление отклоняющей поверхностью сверлильной компоновки в боковую стенку обсадной трубы для создания выхода из обсадной колонны в обсадной трубе; и
защита изнашиваемым вкладышем нижней стороны обсадной трубы от износа, вызываемого сверлильной компоновкой, когда сверлильная компоновка вращается, причем изнашиваемый вкладыш имеет такую осевую длину, что перекрывает контактную точку, где сверлильная компоновка в ином случае взаимодействовала бы с нижней стороной.

21. Способ по п. 20, в котором стационарный объект ствола скважины является вершиной со стороны устья скважины.

22. Способ по п. 20, в котором стационарный объект ствола скважины является соединительной муфтой, выполненной на внутренней поверхности обсадной колонны и образующей соединительный профиль, и при этом отсоединение изнашиваемого вкладыша от сверлильной компоновки дополнительно содержит стыковку профиля соединительной муфты с профилем изнашиваемого вкладыша, образованным на наружной поверхности вкладыша.

23. Способ по п. 20, в котором размещение в обсадной трубе компоновки отклонителя дополнительно содержит размещение компоновки отклонителя так, что контактная точка лежит в обсадной колонне.