RU2279535C1 - Method and device for formation penetration - Google Patents
Method and device for formation penetration Download PDFInfo
- Publication number
- RU2279535C1 RU2279535C1 RU2004132552/03A RU2004132552A RU2279535C1 RU 2279535 C1 RU2279535 C1 RU 2279535C1 RU 2004132552/03 A RU2004132552/03 A RU 2004132552/03A RU 2004132552 A RU2004132552 A RU 2004132552A RU 2279535 C1 RU2279535 C1 RU 2279535C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bit
- well
- formation
- reservoir
- fluid
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при вскрытии флюидонасыщенных пластов с различными пластовыми давлениями, в том числе и с аномально низким пластовым давлением.The invention relates to the oil industry and may find application in opening fluid-saturated formations with various reservoir pressures, including those with an abnormally low reservoir pressure.
Известен способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости из внутренней полости компоновки через долото на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости часть потока промывочной жидкости из внутренней полости компоновки направляют в затрубное пространство над долотом (Патент РФ №2024723, кл. Е 21 В 21/00, опубл. 15.12.94).A known method of drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing liquid from the internal cavity of the assembly through the bit to the bottom, while in the absorption zone of the washing liquid, part of the flow of washing liquid from the internal cavity of the assembly is directed into the annulus above the bit (RF Patent No. 2024723, class E 21 B 21/00, publ. 15.12.94).
К недостаткам этого способа относится ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т. к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.The disadvantages of this method include the unreliability of the work in the zones of absorption of the washing fluid, especially the intensive withdrawal of the washing fluid, because the filter cake pressed into the permeable walls of the well does not clog the open channels of the absorbing rocks.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ бурения скважины, включающий вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, при этом в зоне поглощения промывочной жидкости подают весь поток промывочной жидкости в затрубное кольцевое пространство над долотом (Патент РФ №2024729, кл. Е 21 В 21/00, опубл. 15.12.94 - прототип).Closest to the proposed invention by technical essence is a method of drilling a well, comprising rotating and axially feeding the assembly with a bit and supplying washing fluid through the internal cavity of the assembly to the bottom, while in the absorption zone of the washing fluid, the entire flow of washing fluid is fed into the annulus above the bit (RF patent No. 2024729, class E 21 B 21/00, publ. 15.12.94 - prototype).
К недостаткам известного способа относится техническая сложность практической реализации из-за высокой вероятности прихвата долота в шламовом "стакане", который его полностью перекрывает.The disadvantages of this method include the technical complexity of practical implementation due to the high probability of sticking a bit in the sludge "glass", which completely covers it.
В изобретении решается задача повышения надежности и эффективности технологии бурения скважин, в частности при вскрытии поглощающих пластов.The invention solves the problem of improving the reliability and efficiency of well drilling technology, in particular when opening absorbing formations.
Задача решается тем, что в способе вскрытия пластов, включающем вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой, в зоне продуктивного пласта подачу всего потока промывочной жидкости в затрубное пространство скважины согласно изобретению вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой ведут до кровли продуктивных пластов, не вскрывая их, спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части, продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до продуктивного пласта, при вскрытии продуктивного пласта разобщают затрубное пространство скважины выше продуктивного пласта, подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения, одновременно создают в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженное давление и депрессию на продуктивный пласт и эжектируют жидкость со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивают с промывочной жидкостью и направляют к устью скважины.The problem is solved in that in the method of opening the formations, including the rotation and axial flow of the assembly with a bit and the supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom, in the zone of the reservoir, the entire flow of flushing fluid into the annulus of the well according to the invention is opened with the supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout assembly is led to the top of the productive formations without opening them, the casing with the wedge landing ring in the shoe part is lowered and cemented, the opening is continued with the supply of flushing fluid through the internal cavity of the assembly to the bottom to the reservoir, when the reservoir is opened, the annular space of the well is separated above the reservoir, the entire flow of flushing fluid is passed through the internal cavity of the assembly into the annulus of the well above the separation point, and simultaneously created in the annulus the space below the place of separation low pressure and depression on the reservoir and eject fluid with sludge from the bottom through the inside rennyuyu cavity assembly into the annulus above the place of separation, was stirred with the wash liquid and is directed to the wellhead.
Известна компоновка для бурения скважины, включающая переводники бурильной колонны и долота. В боковой поверхности переводника установлена разрушаемая мембрана, а ниже нее - седло и запорный элемент с центральными отверстиями (Патент РФ №2024723, кл. Е 21 В 21/00, опубл. 15.12.94).Known layout for drilling wells, including the sub drill string and bits. A destructible membrane is installed in the lateral surface of the sub, and below it is a saddle and a locking element with central holes (RF Patent No. 2024723, class E 21 B 21/00, publ. 15.12.94).
При бурении в зоне с поглощением промывочной жидкости запорный элемент забрасывают в бурильную колонну. Повышением давления разрушают мембрану и часть потока направляют через боковое отверстие переводника. На забое происходит накапливание шлама и образование густой смеси шлама и раствора. Калибрующие элементы долота вдавливают твердые частицы шлама и смеси в стенку скважины. Происходит закупоривание пор пласта, предотвращающее поглощение промывочной жидкости.When drilling in the zone with the absorption of flushing fluid, the shut-off element is thrown into the drill string. By increasing the pressure, the membrane is destroyed and part of the flow is directed through the side opening of the sub. At the bottom, sludge accumulates and a thick mixture of sludge and solution forms. The gauge elements of the bit press the solid particles of the sludge and mixture into the wall of the well. Clogging of the pores of the formation occurs, preventing the absorption of flushing fluid.
Недостатком известного устройства является ненадежность работы в зонах поглощения промывочной жидкости, особенно интенсивного ухода промывочной жидкости, т.к. вдавливаемая в проницаемые стенки скважины фильтрационная корка не приводит к закупориванию раскрытых каналов поглощающих пород.A disadvantage of the known device is the unreliability of work in the zones of absorption of the washing fluid, especially the intensive care of the washing fluid, because the filter cake pressed into the permeable walls of the well does not clog the open channels of the absorbing rocks.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является устройство для бурения скважин, включающее буровое долото с промывочным каналом, наддолотный переводник с радиальными и осевыми каналами, с размещенным в его полости струйным насосом и соосно установленный в полости переводника патрубок с размещенным в нем шаровым вибратором, состоящим из шарового бойка и наковальни, и узел осевого разъединения бурильной колонны (Патент РФ №2065916, кл. Е 21 В 10/18, опубл. 27.08.1996 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a device for drilling wells, including a drill bit with a flushing channel, a sub-bit sub with radial and axial channels, with a jet pump located in its cavity and a pipe coaxially mounted in the cavity of the sub with a ball vibrator, consisting of a ball head and anvil, and the axial separation unit of the drill string (RF Patent No. 2065916, CL E 21 B 10/18, publ. 08.27.1996 - prototype).
Известное устройство обеспечивает повышенные ударные нагрузки на породу, однако в зонах поглощения промывочной жидкости устройство работает ненадежно из-за ухода промывочной жидкости в пласт и ослабления эффекта от шарового вибратора.The known device provides increased shock loads on the rock, however, in the zones of absorption of the flushing fluid, the device does not work reliably due to the flushing fluid leaving the formation and the weakening effect of the ball vibrator.
В изобретении решается задача повышения надежности и эффективности бурения скважин при вскрытии поглощающих пластов.The invention solves the problem of increasing the reliability and efficiency of well drilling during the opening of the absorbing formations.
Задача решается тем, что устройство для осуществления вскрытия пластов, включающее долото, наддолотный переводник, эжекторный насос и бурильные трубы, согласно изобретению дополнительно содержит полированную трубу с сальниковым разобщающим узлом, установленные между наддолотным переводником и эжекторным насосом, и клиновое посадочное кольцо, установленное в башмачной части обсадной колонны, при этом зона разрежения эжекторного насоса сообщена с внутренней полостью долота, наддолотного переводника и полированной трубы, зона выброса жидкости из эжекторного насоса сообщена с затрубным пространством и расположена выше сальникового разобщающего узла.The problem is solved in that the device for performing the development of the formation, including a bit, a sub-bit sub, an ejector pump and drill pipes, according to the invention further comprises a polished pipe with a gland disconnecting unit, installed between the sub-bit sub and an ejector pump, and a wedge landing ring installed in the shoe parts of the casing string, while the rarefaction zone of the ejector pump is in communication with the internal cavity of the bit, the over-bit sub and the polished pipe, the discharge zone fluid from the ejector pump is in communication with the annulus and is located above the stuffing box.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При вскрытии продуктивных пластов в условиях частичного или полного поглощения промывочной жидкости происходит неоправданный расход промывочной жидкости и загрязнение продуктивного пласта промывочной жидкостью и продуктами бурения. Существующие технические решения не позволяют надежно и эффективно вскрывать поглощающие пласты с обеспечением отсутствия поглощения промывочной жидкости и сохранения коллекторских свойств. В предложенном способе и устройстве решается задача повышения надежности и эффективности бурения скважин при вскрытии поглощающих пластов. Задача решается следующим образом.When the productive formations are opened under conditions of partial or complete absorption of the flushing fluid, an unjustified flow of flushing fluid and contamination of the producing reservoir by flushing fluid and drilling products occur. Existing technical solutions do not allow reliable and efficient opening of the absorbing layers to ensure the absence of absorption of the washing fluid and preservation of reservoir properties. The proposed method and device solves the problem of increasing the reliability and efficiency of well drilling during the opening of the absorbing formations. The problem is solved as follows.
При вскрытии пластов вначале бурят скважину до кровли пластов по классической технологии, т.е. проводят вращение и осевую подачу компоновки с долотом и подачу промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. В скважину спускают и цементируют обсадную колонну с клиновым посадочным кольцом в башмачной части. Продолжают вскрытие с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой до пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. При вскрытии пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости извлекают из скважины прежнюю компоновку и спускают новую.When opening the strata, they first drill the well to the top of the strata using the classical technology, i.e. rotate and axially feed the assembly with a chisel and supply flushing fluid through the internal cavity of the assembly to the bottom. A casing with a wedge landing ring in the shoe part is lowered and cemented into the well. Continue the autopsy with the supply of washing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom to the formation with partial or complete absorption of the washing fluid. When opening the formation with partial or complete absorption of the flushing fluid, the previous arrangement is removed from the well and the new one is launched.
Новая компоновка представлена на чертеже.The new layout is shown in the drawing.
Компоновка включает долото 1, наддолотный переводник 2, полированную трубу 3, ниппель 4, цанговое устройство 5, сальниковый узел 6, эжекторный насос 7, шар 8, утяжеленные трубы и бурильные трубы 9, клиновое посадочное кольцо 10, установленное в башмачной части обсадной колонны 11.The layout includes a bit 1, a pre-bit sub 2, a polished pipe 3, a nipple 4, a collet device 5, an stuffing box 6, an ejector pump 7, a ball 8, weighted pipes and drill pipes 9, a wedge seat ring 10 installed in the shoe part of the casing 11 .
Ниппель 4, цанговое устройство 5, сальниковый узел 6 и клиновое посадочное кольцо 10 образуют разобщающее устройство.The nipple 4, the collet device 5, the stuffing box 6 and the wedge seat ring 10 form a disconnecting device.
Зона разрежения эжекторного насоса 7 сообщена с внутренней полостью долота 1, наддолотного переводника 2 и полированной трубы 3. Зона выброса жидкости из эжекторного насоса 7 сообщена с затрубным пространством 12 и расположена выше сальникового узла 6.The rarefaction zone of the ejector pump 7 is in communication with the internal cavity of the bit 1, the over-bit sub 2 and the polished pipe 3. The ejection zone of the liquid from the ejector pump 7 is in communication with the annulus 12 and is located above the stuffing box 6.
Вскрытие пласта осуществляют следующим образом.The autopsy is as follows.
Долото 1 плавно, с малой скоростью, пропускают через клиновое посадочное кольцо и подводят к забою скважины. В это время сальник 6 садится в клиновое посадочное кольцо 10, установленное в башмачной части обсадной колонны. При касании сальникового узла 6 с клиновым посадочным кольцом 10 и создании нагрузки 0,3-0,5 тонн цанговое устройство 5 освобождает сальниковый узел 6. Цанговое устройство необходимо для удержания сальникового узла 6 в неподвижном (зафиксированном) относительно полированной трубы 3 состоянии при спуске бурового инструмента и создания первоначального уплотнения зоны контакта "клиновое посадочное кольцо 10 - сальниковый узел 6". Происходит разобщение затрубного пространства 12 скважины выше продуктивного пласта с частичным или полным поглощением промывочной жидкости. Создают осевую нагрузка на долото 1-3 тонны путем разгрузки веса бурового инструмента. При этой нагрузке происходит посадка сальникового узла 6 в клиновое посадочное кольцо 10, цанговое устройство 5 освобождается. После разобщения затрубного пространства 12 сбрасывают шар 8, перекрывая доступ промывочной жидкости к долоту 1. Промывочную жидкость по бурильным трубам 9 подают к эжекторному насосу 7. Производят вращение и подачу компоновки с долотом 1 с одновременной подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость колонны бурильных труб 9 и эжекторный насос 7 в затрубное пространство 12. Герметичность зоны контакта "клиновое посадочное кольцо - сальниковый узел" проверяют путем контроля за объемом закачиваемой в скважину и выходящей из скважины промывочной жидкости. Начинают бурение (углубление) скважины. Подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство 12 скважины выше места разобщения при одновременном создании в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженного давления, депрессии на пласт и эжектировании жидкости со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство 12 выше места разобщения. При истечении жидкости с высокой скоростью из насадки (сопла) эжекторного насоса 7 в ее конечном сечении и соответственно в затрубном пространстве 12 ниже клинового посадочного кольца 10 образуется зона пониженного давления. Создается депрессия на пласт, которая также создает прижимное усилие на сальниковом узле 6, уплотняющее зону контакта "клиновое посадочное кольцо 10 - сальниковый узел 6". Жидкость со шламом эжектируется с забоя через внутреннюю полость долота 1, наддолотного переводника 2, полированной трубы 3 и эжекторный насос 7 и поступает в затрубное пространство 12, где перемешивается с промывочной жидкостью и проходит к устью скважины. Удаление выбуренной породы вместе с пластовой жидкостью производит эжекторный насос 7. После окончания долбления на длину полированной трубы 3 производят промывку скважины и подъем инструмента. При необходимости дальнейшего углубления скважины после подъема инструмента наращивают следующую бурильную трубу 9 ниже полированной трубы 3, спускают компоновку, скважину углубляют, повторяя операции. После срыва сальника 6 происходит поглощение части столба промывочной жидкости до статического уровня. Однако при следующем долблении поглощенная жидкость будет извлечена эжекторным насосом 7, т.е. накопительного загрязнения пласта промывочной жидкостью не будет, поскольку после каждого порционного поглощения происходит очистка пласта от этой порции инородной жидкости. К тому же в зависимости от объема притока пластовой жидкости, варьируя временем промывки скважины, можно непосредственно контролировать выход, параметры, количество и качество пластовой жидкости, т.е. производить опробование каждого вскрытого интервала. Сопровождение бурения газовым и механическим каротажом даст возможность определить оптимальную глубину вскрытия, параметры пласта. После окончания углубления скважины (вскрытия пласта) последовательно по мере подъема инструмента разбирают:Bit 1 smoothly, at low speed, is passed through a wedge landing ring and brought to the bottom of the well. At this time, the oil seal 6 sits in the wedge landing ring 10 installed in the shoe part of the casing. When touching the stuffing box 6 with the wedge landing ring 10 and creating a load of 0.3-0.5 tons, the collet device 5 releases the stuffing box 6. The collet device is necessary to keep the stuffing box 6 in a stationary (fixed) state relative to the polished pipe 3 when lowering the drill tool and create the initial seal of the contact zone "wedge seat ring 10 - stuffing box 6". There is a disconnection of the annulus 12 of the well above the reservoir with partial or complete absorption of the flushing fluid. An axial load of 1-3 tons is created by unloading the weight of the drilling tool. At this load, the gland unit 6 is planted in the wedge seat ring 10, the collet device 5 is released. After separation of the annulus 12, the ball 8 is dropped, blocking the access of the flushing fluid to the bit 1. The flushing fluid through the drill pipes 9 is fed to the ejector pump 7. Rotate and feed the assembly with the bit 1 while supplying flushing fluid through the inner cavity of the drill pipe string 9 and the ejector pump 7 into the annulus 12. The tightness of the contact zone of the "wedge seat ring - stuffing box" is checked by monitoring the volume pumped into the well and exiting the well myvochnoy liquid. Begin drilling (deepening) of the well. The entire flow of flushing fluid is supplied through the internal cavity of the assembly into the annular space 12 of the well above the place of separation while simultaneously creating in the annular space below the place of separation of reduced pressure, depression on the formation and ejection of liquid with slurry from the bottom through the internal cavity of the assembly into the annular space 12 above the place disconnection. When liquid flows out at a high speed from the nozzle (nozzle) of the ejector pump 7 in its final section and, accordingly, in the annulus 12 below the wedge seat ring 10, a reduced pressure zone is formed. A depression is created on the formation, which also creates a pressing force on the stuffing box 6, which seals the contact zone "wedge ring 10 - stuffing box 6". The liquid with slurry is ejected from the bottom through the internal cavity of the bit 1, over-bit sub 2, the polished pipe 3 and the ejector pump 7 and enters the annulus 12, where it is mixed with the flushing fluid and passes to the wellhead. The ejection pump 7 removes the cuttings together with the formation fluid. After completion of the drilling, the well is flushed and the tool is lifted to the length of the polished pipe 3. If necessary, further deepening of the well after lifting the tool build up the next drill pipe 9 below the polished pipe 3, lower the layout, the well is deepened, repeating the operation. After the stuffing box 6 is broken, part of the column of flushing fluid is absorbed to a static level. However, during the next chiselling, the absorbed liquid will be removed by the ejector pump 7, i.e. there will be no accumulative contamination of the formation with washing liquid, since after each portion absorption, the formation is cleaned of this portion of foreign liquid. In addition, depending on the volume of inflow of formation fluid, by varying the time of flushing the well, one can directly control the yield, parameters, quantity and quality of formation fluid, i.e. to test each open interval. Accompanying drilling with gas and mechanical logging will make it possible to determine the optimal depth of penetration, the parameters of the reservoir. After the completion of the deepening of the well (opening the formation), in sequence as the tool rises, the following is disassembled:
1. бурильные трубы, утяжеленные бурильные трубы 9;1. drill pipes, weighted drill pipes 9;
2. эжекторный насос 7;2. The ejector pump 7;
3. полированную бурильную трубу вместе с сальниковым узлом 6 и цанговым устройством 5;3. polished drill pipe together with stuffing box 6 and collet device 5;
4. наддолотный переводник 2;4. sub-bit sub 2;
5. долото 1.5.bit 1.
Техническим преимуществом предлагаемого способа и устройства по сравнению с прототипом является эффективная очистка забоя от выбуриваемого шлама, повышающая надежность буровых работ при прохождении поглощающих зон. Создаются гидродинамически оптимальные условия бурения скважины при отрицательном или на балансе пластового и забойного давлений. Повышается качество первичного вскрытия продуктивных отложений. В результате этого достигается сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.The technical advantage of the proposed method and device in comparison with the prototype is the effective cleaning of the bottom of the drill cuttings, which increases the reliability of drilling operations when passing through the absorption zones. Hydrodynamically optimal conditions for drilling the well are created at negative or at the balance of reservoir and bottomhole pressures. The quality of the primary opening of productive sediments increases. As a result of this, the reservoir properties of the reservoir are maintained.
При вскрытии коллектора, сложенного чередованием проницаемых и непроницаемых пластов, вскрытие первого проницаемого пласта определится при бурении прямой промывкой по уходу промывочной жидкости. После перехода на вскрытие пласта предложенным способом выбуренная порода будет удаляться с забоя пластовой жидкостью, поднимаясь по бурильным трубам до эжекторного насоса, а далее, проходя через насадку, поднимется по затрубному пространству на дневную поверхность. В зоне разрежения движение пластовой жидкости происходит как при обратной промывке - из кольцевого пространства в трубное. При входе долота в плотный пласт, где нет пластовой жидкости, но верхний открытый пласт-коллектор будет продолжать "снабжать" забой пластовой жидкостью, а по мере вскрытия дополнительных нижележащих проницаемых пластов будет происходить увеличение притока пластовой жидкости и улучшение промывки забоя скважины. При наличии обильного притока из пласта возможна замена промывочной (циркулирующей через эжекторный насос) жидкости полностью на пластовую при условии безопасности такой замены, а в отрицательном случае необходимо решить проблему сепарирования и утилизации выходящей пластовой жидкости, которая будет смешиваться с промывочной жидкостью и циркулировать совместно с ней.When opening the reservoir, folded by alternating permeable and impermeable layers, the opening of the first permeable layer will be determined during drilling by direct flushing to clean the flushing fluid. After the transition to the opening of the reservoir by the proposed method, the cuttings will be removed from the bottom by the reservoir fluid, rising through the drill pipes to the ejector pump, and then passing through the nozzle, it will rise through the annulus to the surface. In the rarefaction zone, the movement of the reservoir fluid occurs as during backwashing - from the annular space into the pipe. When the bit enters a dense formation where there is no formation fluid, but the upper open reservoir, it will continue to “supply” the bottom with formation fluid, and as additional underlying underlying reservoirs are opened, an increase in the flow of formation fluid and an improvement in flushing of the bottom of the well will occur. In the presence of abundant inflow from the formation, it is possible to replace the flushing (circulating through the ejector pump) fluid completely with the reservoir fluid, provided that such a replacement is safe, and in the negative case, it is necessary to solve the problem of separation and disposal of the outgoing reservoir fluid, which will mix with the flushing fluid and circulate with it .
Пример конкретного выполненияConcrete example
Бурят нефтедобывающую скважину на серпуховский горизонт, проектная глубина - 930 м. Башкирский горизонт - 876-902 м, серпуховский - 902-930 м. Обсадную колонну диаметром 168 мм спускают на глубину 889 м. Бурение до 889 м производят турбинным способом с использованием турбобура 3ТСШ1-195 с долотом диаметром 215,9 мм, утяжеленных бурильных труб диаметром 165 мм, длиной 75 м и бурильных труб диаметром 127 мм с подачей промывочной жидкости через внутреннюю полость компоновки на забой. Режим бурения:An oil well is being drilled to the Serpukhov horizon, the design depth is 930 m. The Bashkir horizon is 876-902 m, the Serpukhov horizon is 902-930 m. The casing string with a diameter of 168 mm is lowered to a depth of 889 m. Drilling to 889 m is carried out in a turbine manner using a 3TSSh1 turbodrill -195 with a chisel with a diameter of 215.9 mm, weighted drill pipes with a diameter of 165 mm, a length of 75 m and drill pipes with a diameter of 127 mm with the supply of flushing fluid through the internal cavity of the layout to the bottom hole. Drilling mode:
1. Нагрузка на долото 14-18 тонн;1. The load on the bit is 14-18 tons;
2. Расход промывочной жидкости 27-30 л/сек;2. The flow rate of flushing fluid 27-30 l / s;
3. Давление на стояке 10-12 МПа.3. The pressure on the riser 10-12 MPa.
При достижении глубины 889 м производят геофизические исследования. Спускают и цементируют обсадную колонну диаметром 168 мм с клиновым посадочным кольцом на глубине 888 м в башмачной части. Башмак эксплутационной колонны расположен на глубине 889 м. После ожидания затвердевания цемента, определения качества цементирования спускают компоновку: долото 143.7СЗ ГАУ R-290, утяжеленные бурильные трубы диаметром 108 мм длиной 75 м, остальное - бурильные трубы диаметром 89 мм. Долото пропускают через клиновое посадочное кольцо и разбуривают башмак обсадной колонны с подачей промывочной жидкости (полимерного раствора) плотностью 1050 кг/м3 через внутреннюю полость компоновки на забой. Далее продолжают вскрытие пласта (бурение скважины) с подачей промывочной жидкости плотностью 1050 кг/м3 через внутреннюю полость компоновки на забой до начала поглощения промывочной жидкости. Полный уход промывочной жидкости встречен на глубине 919 м. Извлекают рабочую компоновку, собирают и спускают в скважину компоновку согласно чертежу. При вскрытии пласта с полным поглощением промывочной жидкости разобщают затрубное пространство скважины выше пласта с полным поглощением промывочной жидкости. Подачу всего потока промывочной жидкости ведут через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство скважины выше места разобщения при одновременном создании в затрубном пространстве ниже места разобщения пониженного давления, депрессии на пласт и эжектировании жидкости со шламом с забоя через внутреннюю полость компоновки в затрубное пространство выше места разобщения, перемешивании с промывочной жидкостью и направлении к устью скважины. Режим бурения:Upon reaching a depth of 889 m, geophysical surveys are performed. The casing with a diameter of 168 mm is lowered and cemented with a wedge landing ring at a depth of 888 m in the shoe part. The casing shoe is located at a depth of 889 m. After waiting for the cement to harden, cementation quality determinations are taken down: the 143.7СЗ GAU R-290 bit, weighted drill pipes with a diameter of 108 mm and a length of 75 m, the rest are drill pipes with a diameter of 89 mm. The bit is passed through a wedge landing ring and the casing shoe is drilled with a supply of flushing fluid (polymer solution) with a density of 1050 kg / m 3 through the internal cavity of the layout for the face. Further, the opening of the formation (drilling the well) with the supply of washing fluid with a density of 1050 kg / m 3 through the internal cavity of the layout to the bottom before the absorption of the washing fluid continues. Complete flushing fluid withdrawal was encountered at a depth of 919 m. The working assembly was removed, the assembly was assembled and lowered into the well according to the drawing. At the opening of the formation with complete absorption of the washing fluid, the annulus of the well is separated above the formation with complete absorption of the washing fluid. The entire flow of flushing fluid is supplied through the internal cavity of the assembly into the annulus of the well above the place of separation while simultaneously creating in the annulus below the place of separation of reduced pressure, depression on the formation and ejection of liquid with slurry from the bottom through the internal cavity of the assembly into the annulus above the place of separation, mixing with flushing fluid and towards the wellhead. Drilling mode:
1. Нагрузка на долото 2-5 тонн;1. The load on the bit is 2-5 tons;
2. Расход промывочной жидкости 10-12 л/сек;2. The flow rate of flushing fluid 10-12 l / s;
3. Давление на стояке 14-15 МПа;3. The pressure on the riser 14-15 MPa;
4. Частота вращения долота 60 об/мин.4. The frequency of rotation of the bit 60 rpm
После углубления скважины (вскрытия пласта) на длину полированной трубы до глубины 930 м контроль производят как по общей мере бурового инструмента, так и с момента посадки сальникового узла 6 на клиновое посадочное кольцо 10, фиксируемого по гидравлическому индикатору веса в момент отцепления цангового устройства 5. Производят подъем компоновки, проводят геофизические исследования. Скважину переводят на нефть, осваивают и передают в эксплуатацию.After deepening the well (opening the formation) to the length of the polished pipe to a depth of 930 m, control is carried out both at least for the drilling tool and from the moment the gland unit 6 is seated on the wedge landing ring 10, which is fixed by the hydraulic weight indicator at the moment of detachment of the collet device 5. Make a lift layout, conduct geophysical exploration. The well is transferred to oil, mastered and transferred to operation.
В результате удается вскрыть продуктивные пласты без кольматации призабойной зоны буровым раствором. Практика применения предложенного технического решения показывает высокую надежность (отсутствие отказов) при бурении скважин с поглощающими пластами.As a result, it is possible to open productive formations without mudding the bottom hole zone. The practice of applying the proposed technical solution shows high reliability (no failure) when drilling wells with absorbing formations.
Применение предложенного способа и устройства позволит повысить надежность и эффективность бурения скважин при вскрытии поглощающих пластов.The application of the proposed method and device will improve the reliability and efficiency of well drilling during the opening of the absorbing formations.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004132552/03A RU2279535C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method and device for formation penetration |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004132552/03A RU2279535C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method and device for formation penetration |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004132552A RU2004132552A (en) | 2006-04-20 |
| RU2279535C1 true RU2279535C1 (en) | 2006-07-10 |
Family
ID=36607672
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004132552/03A RU2279535C1 (en) | 2004-11-10 | 2004-11-10 | Method and device for formation penetration |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2279535C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453674C1 (en) * | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2459922C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2478768C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
| RU2557029C1 (en) * | 2014-10-15 | 2015-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well drilling method |
| RU2637254C2 (en) * | 2013-08-13 | 2017-12-01 | Сергей Георгиевич Фурсин | Method for creating depression on formation with well rotor drilling |
-
2004
- 2004-11-10 RU RU2004132552/03A patent/RU2279535C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2453674C1 (en) * | 2011-09-19 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2459922C1 (en) * | 2011-10-20 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
| RU2478768C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well drilling |
| RU2637254C2 (en) * | 2013-08-13 | 2017-12-01 | Сергей Георгиевич Фурсин | Method for creating depression on formation with well rotor drilling |
| RU2557029C1 (en) * | 2014-10-15 | 2015-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well drilling method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004132552A (en) | 2006-04-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5890538A (en) | Reverse circulation float equipment tool and process | |
| US4534426A (en) | Packer weighted and pressure differential method and apparatus for Big Hole drilling | |
| CN112523739B (en) | Underground hydraulic drive spiral-cyclone coupling tube separator | |
| US4548271A (en) | Oscillatory flow method for improved well cementing | |
| RU2586129C1 (en) | System and method of controlling pressure in annular space of well shaft using gas-lift in return line of drilling mud | |
| CN104169514B (en) | For drilling through the drill bit of pit shaft and subsurface fracture | |
| RU2287095C1 (en) | Jet well installation and method of its operation | |
| NO326050B1 (en) | Downhole drilling device and method for inducing loft in drilling fluid by means of independent pump | |
| WO2003100209A1 (en) | Dynamic mudcap drilling and well control system | |
| CN109653691B (en) | Hydraulic and mechanical compound controllable rock debris bed cleaning tool | |
| US20030089506A1 (en) | Apparatus for extraction of oil via underground drilling and production location | |
| NO336104B1 (en) | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its preparation. | |
| US3730592A (en) | Method of subterranean drilling and mining | |
| WO1991017339A1 (en) | Method and apparatus for drilling and coring | |
| RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
| RU2279535C1 (en) | Method and device for formation penetration | |
| CN108825155A (en) | Underbalance injection stream dredging vacuum suction covers outer method for removing blockage in a kind of well | |
| RU2513788C1 (en) | Universal device for drilling, cleaning of cavern and installing of cement plug | |
| US6390196B1 (en) | Method and apparatus for completing a well for producing hydrocarbons or the like | |
| RU2717167C1 (en) | Well bottomhole washing method | |
| RU2557029C1 (en) | Well drilling method | |
| RU2453674C1 (en) | Method of well operation | |
| RU2086752C1 (en) | Method for back-cementation of casing string in well | |
| KR101421482B1 (en) | Well completion method | |
| RU2278237C2 (en) | Well drilling system and method, system for pressure gradient regulation in drilling fluid column |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071111 |