RU2331753C2 - Downhole tool - Google Patents
Downhole tool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2331753C2 RU2331753C2 RU2005128283/03A RU2005128283A RU2331753C2 RU 2331753 C2 RU2331753 C2 RU 2331753C2 RU 2005128283/03 A RU2005128283/03 A RU 2005128283/03A RU 2005128283 A RU2005128283 A RU 2005128283A RU 2331753 C2 RU2331753 C2 RU 2331753C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- tool according
- drilling
- tool
- unit
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 107
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 36
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 20
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- SYJGKVOENHZYMQ-UHFFFAOYSA-N Penoxsulam Chemical compound N1=C2C(OC)=CN=C(OC)N2N=C1NS(=O)(=O)C1=C(OCC(F)F)C=CC=C1C(F)(F)F SYJGKVOENHZYMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000271897 Viperidae Species 0.000 description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B4/00—Drives for drilling, used in the borehole
- E21B4/18—Anchoring or feeding in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/06—Deflecting the direction of boreholes
- E21B7/061—Deflecting the direction of boreholes the tool shaft advancing relative to a guide, e.g. a curved tube or a whipstock
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к скважинным инструментам, в частности к инструментам, которые используются в скважинах, таких как нефтяные, водозаборные или газовые скважины и т.п.The present invention relates to downhole tools, in particular to tools that are used in wells, such as oil, water or gas wells, etc.
Существуют несколько основных технологий, используемых при строительстве и обработке подземных скважин для транспортировки и эксплуатации инструментов в скважине. Например, при бурении буровое долото закрепляют на нижнем конце бурильной колонны, образованной группой полых бурильных труб, соединенных одна за другой. Путем вращения бурильной колонны на поверхности или путем использования скважинного двигателя долото приводится во вращение, и это совместно с нагрузкой, приложенной к долоту, обеспечивает возможность проходки скважины. Для удаления выбуренного материала и содействия процессу бурения промывочную жидкость, обычно известную в качестве «бурового раствора», нагнетают вниз по внутренней стороне бурильной колонны, чтобы она выходила из бурового долота и переносила выбуренный материала («обломки выбуренной породы») обратно на поверхность через кольцевое пространство вокруг внешней поверхности бурильной колонны. Кроме того, промывочная жидкость обеспечивает поддержку скважины и компенсирует давление флюидов в пласте гидростатическим давлением, создаваемым столбом жидкости. В развитие этой технологии в бурильную колонну немного выше долота устанавливают двигатель обычно в виде устройства Мойно (прямого вытеснения). Двигатель приводится в действие потоком бурового раствора и может быть использован для вращения бурового долота вне зависимости от вращения бурильной колонны. Эта технология в сочетании с отклоняемым скважинным узлом («отклоняемым узлом») и с датчиком ориентации обеспечивает возможность выполнения управляемого направленного бурения. В случае прямолинейного бурения используют технологию вращения бурильной колонны («роторное бурение») вместе с вращением бурового долота двигателем. Для изменения направления роторное бурение прекращают, путем поворота бурильной колонны с поверхности отклоняемый узел ориентируют так, чтобы поверхность долота была направлена в заданном направлении, и бурение возобновляют, используя скважинный двигатель для вращения долота и прикладывая нагрузку на долото с поверхности посредством бурильной колонны («бурение в режиме скольжения»). Когда достигают нужного направления скважины, роторное бурение возобновляют.There are several basic technologies used in the construction and processing of underground wells for transportation and operation of tools in the well. For example, during drilling, a drill bit is fixed at the lower end of a drill string formed by a group of hollow drill pipes connected one after another. By rotating the drill string on the surface or by using a downhole motor, the bit is rotated, and this, together with the load applied to the bit, allows for the penetration of the well. To remove drill material and facilitate the drilling process, flushing fluid, commonly known as “drilling fluid”, is injected down the inside of the drill string so that it exits the drill bit and carries the drill material (“cuttings”) back to the surface through the annular the space around the outer surface of the drill string. In addition, the flushing fluid provides support to the well and compensates for the fluid pressure in the formation by the hydrostatic pressure generated by the fluid column. In development of this technology, an engine is usually installed in the drill string just above the bit, usually in the form of a Moyno device (direct displacement). The motor is driven by the flow of the drilling fluid and can be used to rotate the drill bit regardless of the rotation of the drill string. This technology, in combination with a deviated well assembly (“deviated assembly”) and an orientation sensor, enables controlled directional drilling. In the case of straight-line drilling, the technology of rotation of the drill string (“rotary drilling”) is used together with the rotation of the drill bit by the motor. To change the direction, rotary drilling is stopped, by turning the drill string from the surface, the deflected assembly is oriented so that the surface of the bit is directed in the specified direction, and drilling is resumed using the downhole motor to rotate the bit and applying a load to the bit from the surface by the drill string ("drilling in slip mode ”). When the desired direction of the well is reached, rotary drilling is resumed.
В нижней части бурильной колонны (в «компоновке низа бурильной колонны») также могут быть предусмотрены измерительные устройства. Посредством этих устройств, например, устройств для измерения в процессе бурения, предназначенных для выполнения измерений, относящихся к процессам бурения: нагрузки на долото, механической скорости проходки, направления и угла наклона; или устройств для каротажа во время бурения, предназначенных для выполнения измерений, относящихся к пласту: удельного сопротивления, ядерных измерений, акустических измерений; на поверхности можно получать данные с помощью запоминающих устройств, снимаемых при извлечении компоновки низа бурильной колонны, по электрическому кабелю, проходящему внутри бурильной колонны, или с помощью телеметрии по гидроимпульсному каналу связи, при которой в буровом растворе импульсы давления создаются сиреной, расположенной в компоновке низа бурильной колонны, и обнаруживаются на поверхности.Measuring devices may also be provided at the bottom of the drill string (in the “bottom hole layout”). Through these devices, for example, measuring devices during drilling, designed to perform measurements related to drilling processes: the load on the bit, the mechanical penetration speed, direction and angle of inclination; or devices for logging while drilling, designed to perform measurements related to the reservoir: resistivity, nuclear measurements, acoustic measurements; data can be obtained on the surface with the help of memory devices, taken when the layout of the bottom of the drill string is removed, through an electric cable passing inside the drill string, or by telemetry via a water-pulse communication channel, in which pressure pulses are generated in the drilling fluid by a siren located in the bottom layout drill string, and are found on the surface.
Для любых работ, связанных с использованием бурильной колонны, требуется наличие буровой установки на поверхности. Кроме того, время, затрачиваемое на спуск колонны в скважину и подъем из скважины, относительно большое, особенно в случае глубоких скважин.For any work involving the use of a drill string, a surface drill rig is required. In addition, the time taken to lower the column into the well and rise from the well is relatively large, especially in the case of deep wells.
После того как скважина пробурена, в скважину могут быть спущены измерительные приборы на кабелях (на «кабеле», «электрическом кабеле», «тонком кабеле-тросе»), по которым поступает электрическая энергия и передаются данные между скважинным инструментом и поверхностью. Для выполнения таких операций не нужно использовать буровую установку, и их можно выполнить относительно быстро. Однако в настоящее время, используя кабельное средство, можно выполнять бурильные работы только ограниченного масштаба, если иметь в виду трудности, связанные со снабжением энергией, с крутящим моментом и нагрузкой на долото. Выбуривание керна является одним примером бурильной работы, которую выполняют с помощью спускаемой на кабеле системы. При выбуривании керна используют цилиндрическое буровое долото для извлечения твердого керна материала из породы, окружающей скважину, которое возвращают на поверхность для анализа материала. Пример спускаемого на кабеле устройства, предназначенного для выбуривания керна, показан в патенте США № 4354558. Были предложены другие спускаемые на кабеле устройства для бурения относительно небольших скважин, отходящих вбок от основной скважины. Все эти устройства позволяют получать только относительно короткие горизонтальные отводы ствола скважины, и всем им присущ недостаток, связанный с обеспечение крутящего момента и нагрузки на долото, особенно когда до бурения в породе необходимо осуществлять бурение через металлическую обсадную колонну в скважине. Один способ, показанный в патенте США № 6167968, включает отделение действия, относящегося к бурению или к расфрезерованию через обсадную колонну путем использования короткой прочной фрезеровочной секции, от действия, относящегося к бурению в породе путем использования гибкой бурильной секции. В другом способе гибкий бурильный вал окружают группой дисков, которые обеспечивают опору и позволяют приложить давление к буровому долоту. Этот способ показан в патенте США № 6276453. Еще один способ, в котором создание осевого давления отделено от создания крутящего момента, показан в патенте США № 5687806.After the well has been drilled, measuring instruments can be lowered into the well on the cables (on the “cable”, “electric cable”, “thin cable-cable”), through which electric energy is supplied and data is transmitted between the downhole tool and the surface. To perform such operations, you do not need to use a drilling rig, and they can be performed relatively quickly. However, at present, using cable means, it is possible to carry out drilling work only on a limited scale, given the difficulties associated with the supply of energy, torque and load on the bit. Core drilling is one example of drilling work that is performed using a cable-lowered system. When core drilling, a cylindrical drill bit is used to extract solid core material from the rock surrounding the well, which is returned to the surface for material analysis. An example of a cable-lowered core drilling device is shown in US Pat. No. 4,354,558. Other cable-lowered devices for drilling relatively small wells extending laterally from the main well have been proposed. All of these devices allow only relatively short horizontal bends of the wellbore to be obtained, and all of them have the disadvantage associated with providing torque and load on the bit, especially when drilling through a metal casing in the well is necessary before drilling in the rock. One method shown in US Pat. No. 6,167,968 involves separating the action relating to drilling or milling through the casing by using a short, robust milling section from the action relating to drilling in rock by using a flexible drilling section. In another method, a flexible drill shaft is surrounded by a group of discs that provide support and allow pressure to be applied to the drill bit. This method is shown in US patent No. 6276453. Another method in which the creation of axial pressure is separated from the creation of torque, shown in US patent No. 5687806.
Другая проблема при бурении горизонтальных скважин заключается в силе тяжести. В вертикальных или почти вертикальных скважинах, которые несильно искривлены, трос, кабель, гибкая труба малого диаметра, трубчатые колонны и инструменты, вводимые в ствол скважины, перемещаются вниз в ствол скважины силой тяжести. Когда кабель достигает искривления около 70° от вертикали, гравитацией больше не обеспечиваются сила и получающееся в результате натяжение, необходимые для перемещения инструмента вниз по скважине. Например, в патенте США № 4463814 раскрыто решение, относящееся к тянущему устройству с закрепляющим средством.Another problem when drilling horizontal wells is gravity. In vertical or almost vertical wells that are slightly curved, the cable, cable, small diameter flexible pipe, tubular columns and tools introduced into the wellbore are moved downward into the wellbore by gravity. When the cable reaches a curvature of about 70 ° from the vertical, gravity no longer provides the force and the resulting tension necessary to move the tool down the well. For example, US Pat. No. 4,463,814 discloses a solution relating to a pulling device with securing means.
В Европейском патенте № 1247936 описан спускаемый на тросе инструмент, который может быть спущен в бурильную трубу и использован для получения кернов путем бурения с наружной стороны бурильной колонны посредством выходящего сбоку пробойника в компоновке низа бурильной колонны. В этом устройстве пакер надут внутри бурильной трубы, электроника и поршневой узел расположены выше пакера, а буровой двигатель и керновый бур расположены ниже пакера. Поршень создает нагрузку на долото при движении через скользящее уплотнение в пакере, а крутящий момент создается при отведении потока бурового раствора изнутри бурильной колонны в буровой двигатель ниже пакера. Буровой раствор и обломки выбуренной породы возвращаются на поверхность обычным способом через кольцевое пространство в боковом стволе скважины, пробуренном для отбора керна, и кольцевое пространство в основной скважине. Пакер в этой конструкции служит в качестве реакционной точки для нагрузки на долото и крутящего момента, прикладываемых во время процесса бурения. Он также вынуждает протекать буровой раствор через двигатель. Однако, поскольку необходимо создавать скользящее уплотнение через пакер, возможности конструкции по обеспечению увеличенной глубины бурения ограничены. Кроме того, существенно, что подача бурового раствора происходит с поверхности, и имеется кольцевое пространство для возврата бурового раствора и обломков выбуренной породы.European Patent No. 1247936 describes a cable-lowered tool that can be lowered into a drill pipe and used to produce cores by drilling from the outside of the drill string through a side punch in the bottom of the drill string. In this device, the packer is inflated inside the drill pipe, the electronics and the piston assembly are located above the packer, and the drill motor and core drill are located below the packer. The piston creates a load on the bit when moving through a sliding seal in the packer, and torque is created when the mud flow is diverted from the inside of the drill string to the drill motor below the packer. Drilling fluid and cuttings are returned to the surface in the usual way through the annular space in the side hole drilled for coring, and the annular space in the main well. The packer in this design serves as a reaction point for the load on the bit and the torque applied during the drilling process. It also forces drilling fluid to flow through the engine. However, since it is necessary to create a sliding seal through the packer, the design capabilities to provide increased drilling depth are limited. In addition, it is essential that the drilling fluid is supplied from the surface, and there is an annular space for returning the drilling fluid and cuttings.
Одно конкретное применение таких бурильных инструментов заключается в повторном бурении, при котором дополнительные бурильные работы проводят в существующей скважине с целью повышения добычи, восстановления и т.д. Обзор таких способов можно найти в Hill D., Nerne E., Ehlig-Economides C. and Mollinedo M., "Reentry drilling gives new life to aging fields", Oilfield Review (Autumn 1996), 4-14. Одним конкретным описанным инструментом является бурильная система VIPER® (Schlumberger) с использованием гибких труб, которая содержит модуль бурильной головки с соединителями для кабеля-троса, каротажный прибор, включающий в себя несколько датчиков и связанную с ними электронику, ориентирующий прибор, включающий двигатель и силовую электронику, и буровой агрегат с регулируемым двигателем. Хотя система снабжается питанием и данными по кабелю, также необходимо иметь гибкую трубу для продвижения инструмента по скважине.One specific application of such drilling tools is re-drilling, in which additional drilling operations are carried out in an existing well in order to increase production, recovery, etc. An overview of such methods can be found in Hill D., Nerne E., Ehlig-Economides C. and Mollinedo M., "Reentry drilling gives new life to aging fields", Oilfield Review (Autumn 1996), 4-14. One specific tool described is a VIPER® (Schlumberger) drill pipe system using flexible pipes, which contains a drill head module with connectors for a cable cable, a logging tool that includes several sensors and associated electronics, an orienting device that includes an engine and power electronics, and a drilling unit with an adjustable motor. Although the system is powered and cabled, it is also necessary to have a flexible pipe to move the tool through the well.
Цель настоящего изобретения заключается в создании скважинного инструмента, который можно спускать на тросе и который обладает способностью обеспечивать достаточную нагрузку на долото и крутящий момент, необходимый для достижения эффективного бурения.The purpose of the present invention is to provide a downhole tool that can be lowered on a cable and which has the ability to provide sufficient load on the bit and the torque necessary to achieve effective drilling.
Согласно настоящему изобретению предложен скважинный инструмент, содержащий осевой приводной узел, имеющий соединение для электрического силового кабеля, проходящего вверх по скважине, и включающий в себя закрепляющий механизм, действующий в скважине между первой конфигурацией, при которой закрепляющий механизм препятствует поворотному и осевому перемещению узла, и второй конфигурацией, при которой закрепляющий механизм является подвижным в осевом направлении в скважине, осевой приводной механизм, перемещающий закрепляющий механизм в осевом направлении вниз по скважине, когда он во второй конфигурации; электродвигатель, установленный на приводном узле, на скважинном конце его, гидравлический насос, соединенный с двигателем и снабженный источником гидравлической энергии, и функциональный узел, присоединенный ниже гидравлического насоса и снабжаемый энергией посредством этого, при этом действие осевого приводного механизма обеспечивает перемещение функционального узла в осевом направлении вниз по скважине.According to the present invention, there is provided a downhole tool comprising an axial drive unit having a connection for an electric power cable extending upstream of the well and including a fastening mechanism operating in the well between a first configuration in which the fastening mechanism prevents rotational and axial movement of the assembly, and the second configuration, in which the fixing mechanism is axially movable in the well, an axial drive mechanism moving the fixing mechanism m axially down the borehole when it is in the second configuration; an electric motor mounted on the drive unit, at the borehole end thereof, a hydraulic pump connected to the engine and provided with a source of hydraulic energy, and a functional unit attached below the hydraulic pump and supplied with energy through this, while the action of the axial drive mechanism moves the functional unit in the axial downhole.
Предпочтительно, чтобы ориентирующий узел был расположен ниже приводного узла для обеспечения возможности осевого поворота по меньшей мере части инструмента ниже приводного узла, поэтому допускается любая асимметрия в функциональном узле, подлежащем ориентированию в заданном направлении. Отводящий элемент, такой как отклоняющая пластина, может быть расположен ниже функционального узла для продвижения узла в заданном направлении при действии приводного узла для перемещения функционального узла вниз по скважине.Preferably, the orientation unit is located below the drive unit to allow axial rotation of at least part of the tool below the drive unit, therefore, any asymmetry in the functional unit to be oriented in a given direction is allowed. A diverting element, such as a diverting plate, may be located below the functional unit for advancing the unit in a predetermined direction by the action of the drive unit for moving the functional unit down the well.
Скважина обычно заполнена жидкостью и предпочтительно, чтобы в гидравлическом насосе она использовалась в качестве источника гидравлической жидкости, который создает гидравлическую энергию.The well is usually filled with fluid and it is preferable that it be used in the hydraulic pump as a source of hydraulic fluid that generates hydraulic energy.
На функциональный узел обычно возложено несколько возможных функций: бурение, заканчивание скважины, измерение, возбуждение скважины, восстановление и т.д. и любое сочетаний из этих функций. Когда на функциональный узел возложена функция бурения, то предпочтительно, чтобы он содержал буровой двигатель, который снабжается энергией гидравлической жидкости из насоса. Буровой двигатель обычно соединен с насосом (который приводится в действие электродвигателем) посредством полого бурильного вала, по которому протекает жидкость и посредством которого приводной узел продвигает буровой агрегат вперед. Буровое долото может быть соединено с буровым двигателем.A functional unit usually has several possible functions: drilling, completion, measurement, stimulation, restoration, etc. and any combination of these features. When a drilling function is assigned to a functional unit, it is preferable that it comprises a drilling motor that is supplied with hydraulic fluid energy from the pump. A drilling motor is typically connected to a pump (which is driven by an electric motor) through a hollow drill shaft through which fluid flows and through which a drive unit propels the drilling assembly forward. The drill bit may be coupled to the drill motor.
Путем соответствующего использования отклоняющей пластины и/или отклоняемого узла в бурильном инструменте (например, отклоняемый узел ориентируют в плоскости, перпендикулярной к плоскости отклоняющей пластины, при этом долото обращено от пластины), буровое долото может осуществлять бурение на расстоянии от скважины. Расстояние от скважины, при котором производится бурение, определяется длиной бурильного вала. Предпочтительно, чтобы, по меньшей мере, одна опора была предусмотрена на бурильном валу для исключения выгибания в процессе бурения.By appropriately using the deflecting plate and / or the deflectable assembly in the drill tool (for example, the deflectable assembly is oriented in a plane perpendicular to the plane of the deflecting plate, with the bit facing away from the plate), the drill bit can drill at a distance from the well. The distance from the well at which drilling is carried out is determined by the length of the drill shaft. Preferably, at least one support is provided on the drill shaft to prevent bending during drilling.
Для предотвращения блокировки скважины выбуренным материалом или прихватывания инструмента улавливатель обломков выбуренной породы может быть расположен ниже бурильного устройства и прикреплен к инструменту так, чтобы улавливатель, обычно мягкий резервуар или трубу для хранения, можно было извлечь из скважины инструментом на кабеле-тросе. Отводные устройства, например, резиновые манжеты могут быть размещены выше и ниже бурильного устройства для продвижения обломков выбуренной породы в улавливатель. В таком случае предпочтительно наличие циркуляционной трубы для обеспечения возможности циркуляции жидкости обратно в скважину после удаления обломков выбуренной породы. В качестве альтернативы для исключения прихватывания один или несколько отражателей могут быть предусмотрены для направления потока, содержащего обломки выбуренной породы, вниз по скважине, ниже инструмента.To prevent blockage of the borehole with the drilled material or trapping of the tool, the trap of cuttings can be located below the drilling device and attached to the tool so that the trap, usually a soft reservoir or storage pipe, can be removed from the borehole with a cable tool. Tap-off devices, such as rubber cuffs, can be placed above and below the drill device to advance cuttings into the trap. In this case, it is preferable to have a circulation pipe to allow fluid to circulate back into the well after removal of cuttings. Alternatively, to prevent tacking, one or more reflectors may be provided to direct a stream containing cuttings of the cuttings down the well below the tool.
Буровой узел также может включать измерительные узлы и по желанию расширяющиеся пакеры для обеспечения изоляции давления на интервалах скважины. Этот последний признак может быть полезным при осуществлении измерений пластового давления путем использования инструмента.The drilling unit may also include measuring units and optionally expanding packers to provide pressure isolation at the intervals of the well. This last feature may be useful in making measurements of reservoir pressure by using a tool.
Функциональный узел альтернативного вида может содержать узел для заканчивания. Обычно он содержит трубчатый элемент для заканчивания, например, обсадную трубу или сетчатый фильтр, который может быть продвинут в скважину обычно с помощью соответствующим образом установленной отбрасывающей пластины или отклонителя и отсоединен с тем, чтобы он оставался на месте, когда инструмент извлекают из скважины. Элемент для заканчивания может быть заполнен жидкостью для заканчивания, например, цементным раствором или гравийной упаковкой, нагнетаемой из элемента для заканчивания в скважину вокруг элемента для заканчивания посредством гидравлического насоса.A functional node of an alternative form may comprise a node for completion. It usually comprises a tubular completion element, for example, a casing or strainer, which can be advanced into the well using a properly installed drop plate or diverter and disconnected so that it remains in place when the tool is removed from the well. The completion element may be filled with a completion fluid, for example, cement mortar or gravel pack, pumped from the completion element into the well around the completion element by means of a hydraulic pump.
Инструмент может дополнительно содержать устройство для хранения, расположенное в скважине, в котором по меньшей мере один функциональный узел может храниться, когда он не находится в использовании. В таком случае предпочтительно, чтобы была предусмотрена система фиксации для отсоединения функционального узла, хранящегося в устройстве для хранения, от остальной части инструмента.The tool may further comprise a storage device located in the well in which at least one functional unit may be stored when not in use. In such a case, it is preferable that a locking system be provided for disconnecting the functional unit stored in the storage device from the rest of the tool.
Инструмент согласно одному варианту осуществления содержит устройство формирования изображения для обнаружения интервала скважины, на котором находится инструмент для выполнения работы.The tool according to one embodiment comprises an imaging device for detecting the interval of the well on which the tool is located to perform work.
Далее настоящее изобретение описано только посредством примеров, показанных на сопровождающих чертежах, на которых изображено следующее:Further, the present invention is described only by means of the examples shown in the accompanying drawings, which depict the following:
фиг.1 изображает вид общих элементов первого варианта осуществления настоящего изобретения;figure 1 depicts a view of the General elements of the first variant implementation of the present invention;
фиг.2 - вид варианта осуществления по фиг.1, предназначенного для бурения;figure 2 - view of the embodiment of figure 1, intended for drilling;
фиг.3а и 3b - виды варианта осуществления по фиг.2 на различных стадиях операции бурения;3a and 3b are views of the embodiment of FIG. 2 at various stages of a drilling operation;
фиг.4 - вид второго варианта осуществления изобретения, предназначенного для бурения;4 is a view of a second embodiment of the invention intended for drilling;
фиг.5 - вид третьего варианта осуществления изобретения, предназначенного для бурения и измерения;5 is a view of a third embodiment of the invention for drilling and measuring;
фиг.6 - вид четвертого варианта осуществления изобретения, предназначенного для бурения и измерения давления;6 is a view of a fourth embodiment of the invention for drilling and measuring pressure;
фиг.7а и 7b - виды пятого варианта осуществления изобретения, предназначенного для заканчивания скважины на различных стадиях операции;7a and 7b are views of a fifth embodiment of the invention for completing a well at various stages of an operation;
фиг.8 - вид шестого варианта осуществления изобретения, предназначенного для выполнения нескольких работ.Fig is a view of a sixth embodiment of the invention, designed to perform several works.
На чертежах показано несколько вариантов осуществления настоящего изобретения. Хотя все эти варианты осуществления описываются применительно к необсаженной скважине, должно быть понятно, что она также может быть обсаженной скважиной или может содержать бурильную колонну или эксплуатационную насосно-компрессорную колонну. Все эти понятия охватываются при использовании термина «скважина». Кроме того, в терминологии применительно к скважине и к конструкции скважинного инструмента «вверх» используется для направления к поверхности, а «вниз» для направления от поверхности, даже если рассматриваемая скважина не является вертикальной. Первый вариант осуществления показан на фиг.1 и содержит приводной узел 10, имеющий соединение с кабелем-тросом (непоказанным). Приводной узел 10 представляет собой по существу тянущий узел, например, описанный в патенте США № 5954131. Однако в показанной здесь конфигурации он расположен в головной части инструментальной колонны и служит для проталкивания инструментов по скважине, а не вытягивания их позади него. Кроме того, предусмотрена система проводов для обеспечения возможности передачи электрической энергии и данных ниже узла 10.The drawings show several embodiments of the present invention. Although all of these embodiments are described with reference to an open hole, it should be understood that it may also be a cased hole or may contain a drill string or production tubing. All of these concepts are covered by the use of the term “well.” In addition, in the terminology with respect to the well and to the design of the downhole tool, “up” is used for direction to the surface, and “down” for direction from the surface, even if the well in question is not vertical. The first embodiment is shown in FIG. 1 and comprises a
Приводной узел действует с помощью вытягивающихся стопорных элементов 12, расположенных на одном конце узла 10 напротив стенок скважины 14. Соответствующие стопорные элементы 16 расположены на другом конце приводного узла 10, но в этой первой конфигурации они не сцеплены со скважиной 14. Часть приводного узла между стопорными элементами 12, 16 содержит вытягивающийся и втягивающийся механизм 18. Этот механизм 18 приводится в действие для перемещения нижней части приводного узла вниз по скважине. По достижении полного вытягивания механизма 18 узел продвигается благодаря зацеплению нижних элементов 16 со скважиной 14, отцеплению верхних элементов 12 от скважины 14 и втягиванию механизма 18 для перемещения верхней части узла вниз по скважине. Этот цикл может быть повторен всякий раз, когда это требуется. Когда необходимо спустить инструмент в вертикальную часть скважины или извлечь инструмент из скважины, оба набора элементов 12, 16 отцепляют и инструмент перемещается вниз под действием силы тяжести или его вытягивают назад на поверхность обычным способом посредством кабеля.The drive unit operates by pulling locking elements 12 located at one end of the
Непосредственно под приводным узлом 10 находится ориентирующий узел 20. Он является по существу таким же, как используемый в системе VIPER® (Schlumberger) бурения с гибкими трубами, описанной выше. Ориентирующий узел содержит двигатель и обеспечивает возможность относительного осевого поворота частей инструмента выше и ниже узла.Directly below the
Управляющий узел 22 находится ниже ориентирующего узла 20. Управляющий узел 22 выполняет несколько функций по управлению инструментом, включая источник питания и блок управления, телеметрическую систему, систему управляющей логики и т.п.The
Ниже управляющего узла 22 (или, возможно, образуя часть управляющего узла 22) находится навигационный узел 24. Он может содержать акселерометры, магнитометры и/или гироскоп для определения положения и ориентации инструмента в скважине 14. В число подходящих датчиков входит инклинометр GPIT (инклинометрический прибор общего применения) от Schlumberger или навигационные датчики инструмента VIPER®, описанного выше. Навигационный узел может быть расположен выше ориентирующего узла. В этом случае требуется индексирующее действие для регистрации относительного положения частей инструмента ниже ориентирующего узла относительно навигационного узла.Below the control unit 22 (or possibly forming part of the control unit 22) is the navigation unit 24. It may contain accelerometers, magnetometers and / or a gyroscope for determining the position and orientation of the tool in the
Насосный агрегат 26, содержащий электродвигатель 28, приводящий в действие винтовой насос 30 системы Мойно (прямого вытеснения), расположен ниже навигационного узла 24. Размеры и мощности электродвигателя 28 и насоса 30 выбирают в соответствии с эксплуатационными ограничениями. Например, мощность двигателя 28 будет определяться количеством энергии, поставляемой по кабелю-тросу, и ограничением на максимальный размер инструментальной колонны, при котором она может проходить через скважину, через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну и т.п. На производительность насоса 30 оказывают влияние выходная мощность двигателя 28, частота вращения двигателя 28 и ограничения на эксплуатационные размеры. Насос имеет впускное отверстие 32 на верхнем конце для обеспечения возможности вхождения скважинной жидкости в насос и выпускное отверстие 34 на нижнем конце, из которого нагнетается жидкость для создания источника гидравлической энергии.A
Функциональный узел изобретения прикрепляют к выпускному концу 34 насоса 30. На фиг.2-7 показан функциональный узел в виде бурового инструмента. Как показано на фиг.2, бурильный вал 36 в виде бурильной трубы небольшого диаметра (например 1,5 дюйма) соединен с выходом насоса 30. Длиной этого вала будет определяться максимальная длина любого бокового ствола скважины, пробуриваемого от основной скважины 14. Буровой двигатель 38 обычно представляет собой устройство системы Мойно (аналогичное насосу 30, за исключением того, что в этой конфигурации он приводится в действием потоком жидкости, входящей в двигатель, поступающей от насоса 30 по бурильной трубе 36). Буровой двигатель обычно относительно небольшой (2,125 дюйма или 2,375 дюйма) и обычно имеет, как известно из практики направленного бурения, отклоняющийся корпус. Особенно предпочтительно использовать гибкий двигатель с отклоняющимся корпусом для получения достаточного угла на небольшом расстоянии, чтобы создавать эффективные боковые стволы скважины от основной скважины 14.The functional assembly of the invention is attached to the outlet end 34 of the
Буровое долото 40 (например, 2,4 дюйма) прикрепляют к буровому двигателю 38 обычным способом.A drill bit 40 (e.g., 2.4 inches) is attached to the
Отклоняющая пластина 42 расположена ниже бурового долота, но соединена непосредственно с верхней частью приводного узла 10 с помощью подвески 43. Отклоняющая пластина 42 представляет собой пластину или другую плоскую поверхность, которая наклонена относительно оси скважины и служит для проталкивания бурового долота в заданном направлении к стенке скважины. Как будет описано ниже, в процессе работы отклоняющая пластина действует подобно отклонителю. Подвеска 43 соединена с приводным узлом посредством блокируемого скользящего соединения 44. На части расстояния вдоль подвески 43 предусмотрен вертлюг 46 для обеспечения возможности ориентации отклоняющей пластины 42 в скважине при воздействии ориентирующего узла 20. Действие отклоняющей пластины 42 описывается более подробно ниже.The diverting
При использовании инструмент спускают в скважину на кабеле-тросе до достижения нужной глубины. В этом месте приводной узел 10 зацепляют путем приведения в действие верхних стопорных элементов 12 и приводят в действие электрический насосный агрегат 26. Жидкость («буровой раствор») из основной скважины 14 нагнетается в небольшую бурильную трубу 36. Буровой раствор втекает в бурильную трубу и достигает двигателя 38, который вращает долото 40.In use, the tool is lowered into the well on a cable to reach the desired depth. At this point, the
До начала бурения посредством ориентирующего узла 20 гарантируется, что отклоняющаяся часть бурового двигателя 38 (часто называемая «передней поверхностью инструмента») и отклоняющая пластина 42 обращены в нужном направлении. Осевое смещение и нагрузка на долото создаются приводным узлом 10.Prior to drilling, it is guaranteed by the orienting
Этим комбинированным способом обеспечивается возможность продвижения бурового долота 40 в пласт и бурение криволинейного ствола скважины благодаря отклоняющемуся буровому двигателю 38. Угол отклонения выбирают так, чтобы, как показано на фиг.3а и 3b, боковой ствол 50 скважины поворачивался на 90° на протяжении его длины (обычно около 100 футов). Циркуляция бурового раствора в боковом стволе 50 скважины обеспечивается насосным агрегатом 26 в основной скважине 14 через небольшую бурильную трубу и долото. Обломки выбуренной породы продвигаются в боковом стволе 50 скважины и выносятся в основную скважину 14 буровым раствором и осаждаются в устройстве улавливания обломков выбуренной породы, описанном ниже в связи с рассмотрением фиг.4.This combined method makes it possible to advance the
Когда бурение одного бокового ствола 50 скважины завершено, и если мягкий резервуар для улавливания обломков выбуренной породы не заполнен, спускаемая на кабеле-тросе буровая система может быть перемещена на другую глубину, и может быть начат другой боковой ствол скважины.When the drilling of one side wellbore 50 is completed, and if the soft reservoir for trapping cuttings is not filled, the drilling system launched on the cable can be moved to a different depth, and another side wellbore may be started.
Отклоняющая пластина 42 представляет собой направляющую пластину, расположенную под углом к оси основной скважины 14. Пластина 42 действует как отклонитель, прикладывая боковую силу к долоту 40 и продвигая долото в пласт. Отклоняющая пластина 42 обычно прикреплена к приводному узлу 10 с помощью скользящего соединения 44. Отклоняющая пластина 42 может удерживаться в фиксированном положении в скважине 14 или на фиксированном расстоянии от статической части приводного узла 10 в начале бурения наклонного ствола. Во время первого продвижения приводного узла 10 после того как верхние части приводного узла зацеплены на скважине, долото 40 продвигается до контакта с отклоняющей пластиной 42. После начала проникновения бурового долота 40 в стенку скважины для образования бокового ствола 50 скважины отклоняющая пластина 42 может быть перемещена от точки входа, когда приводной узел 10 перемещается в скважине 14, на новое место.The
В альтернативном варианте отклоняющая пластина поддерживается двумя опорными трубами, параллельными бурильной колонне. Эти трубы скользят в соединении 44 на приводном узле 10 и, как описано выше, используется вертлюг. Соединение для опорных труб прикреплено к средней или к верхней секции приводного узла. Скользящее перемещение опорной трубы в соединении может регулироваться стопорной системой в соединении следующим образом:Alternatively, the deflection plate is supported by two support tubes parallel to the drill string. These pipes slide in
а) В начале бурения нового бокового ствола скважины приводной узел сокращается, чтобы привести верхние и нижние части ближе друг к другу, а затем верхние части зацепляются в скважине, тогда как нижние части остаются отцепленными.a) At the beginning of drilling a new lateral wellbore, the drive unit is shortened to bring the upper and lower parts closer to each other, and then the upper parts mesh in the well, while the lower parts remain uncoupled.
б) Стопорная система для опорных труб отклоняющей пластины блокируется, и труба фиксируется относительно верхней части приводного узла.b) The locking system for the support pipes of the deflecting plate is blocked, and the pipe is fixed relative to the upper part of the drive unit.
в) Затем приводной узел начинает расширяться, вниз продвигается нижняя секция (включающая бурильную колонну), долото наталкивается на отклоняющую пластину, и создается радиальное смещение, прижимающее долото к пласту.c) Then the drive unit begins to expand, the lower section (including the drill string) moves down, the bit hits the deflecting plate, and a radial displacement is created, pressing the bit against the formation.
г) После того как долото в достаточной степени вошло в боковой пласт, стопорная система для опорной трубы может быть деблокирована. В некоторых случаях в процессе завершения операции бурения бокового ствола скважины по усмотрению может потребоваться удержание отклоняющей пластины в начальном положении относительно скважины, а не относительно приводного узла.d) After the bit has sufficiently entered the side formation, the retainer system for the support pipe can be released. In some cases, during the completion of a lateral wellbore drilling operation, it may be discretionary to hold the deflection plate in the initial position relative to the well, and not relative to the drive unit.
На фиг.4 показан дополнительный вариант осуществления изобретения, в котором гарантируется гидравлическая изоляция участка скважины вокруг отклоняющей пластины 42. Эта изоляция достигается с помощью двух резиновых манжет 52, 54 (в качестве альтернативы с помощью двух пакеров), которые осуществляют уплотнение в скважине 14 выше и ниже интервала бурения. Благодаря этой изоляции буровой раствор, вытекающий в процессе бурения из бокового ствола 50 скважины, вынуждается перемещаться в мягкий резервуар 56 улавливателя обломков выбуренной породы, прикрепленный к нижней манжете 54. При перемещении инструмента в стволе скважины резиновые манжеты или пакеры отводятся или спускаются.Figure 4 shows an additional embodiment of the invention in which hydraulic isolation of the borehole section around the diverting
Улавливатель 56 обломков выбуренной породы представляет собой большой мягкий резервуар, закрепленный на или вблизи отклоняющей пластины 42. В этом мягком резервуаре собираются обломки выбуренной породы, выносимые буровым раствором из бокового ствола 50 скважины в процессе бурения. В предпочтительном варианте осуществления, как показано на фиг.4, мягкий резервуар 56 проходит ниже отклоняющей пластины 42. Заполняющий механизм обеспечивает возможность надлежащей циркуляции бурового раствора (с возвратом бурового раствора) для гарантии надлежащего заполнения мягкого резервуара «сильфонного» типа, который прикреплен к нижней манжете 54. Циркуляционная труба 58 закреплена между манжетами 52, 54. Мягкий резервуар 56 выполнен пористым, так что буровой раствор может проходить через него, тогда как обломки выбуренной породы остаются, при этом буровой раствор проходит обратно по трубе 58 и входит в скважину 14 вблизи насосного агрегата 26. Альтернативные конструкции вместо мягкого резервуара содержат пористые трубы для улавливания обломков выбуренной породы или сборку отражателей, которые направляют буровой раствор вдоль по скважине 14 ниже инструмента, если нет необходимости возращения для бурения в нижнюю часть скважины.The cuttings trap 56 of the cuttings is a large soft reservoir mounted on or near the deflecting
Бурильная труба 36 между насосным агрегатом 26 и двигателем 38 находится в состоянии сжатия для передачи осевой силы от приводного узла 10 к буровому долоту 40 и обеспечения нагрузки на долото. Диаметр трубы обычно небольшой (предположительно от 1 до 1,75 дюймов), а длина трубы может быть около 150 футов. При некоторых бурильных работах может требоваться нагрузка на долото около 3 т. Такая большая нагрузка может создавать эффекты выгибания бурильной трубы. В скважинах большого диаметра могут наблюдаться большие деформации бурильной трубы, которые могут быть пагубными для конструкции бурильной трубы и процесса бурения. Для исключения выгибания бурильной трубы 36 на большом участке скважины вдоль трубы 36 на различных интервалах могут быть установлены направляющие 60 для трубы. Эти направляющие могут содержать крестовидные элементы с размерами, аналогичными диаметру основной скважины. Труба 36 скользит в направляющих 60. Направляющие 60 могут быть соединены друг с другом гибкими связями 62 так, что максимальное разнесение ограничено. На верхнем конце связи 62 соединены с приводным узлом 10, а на нижнем конце - с отклоняющей пластиной 42.The
Нагрузка на долото создается приводным узлом 10, который приводится в движение с постоянной силой, что предпочтительно, а не с постоянной скоростью. Она регулируется с целью быстрого снижения нагрузки на долото, когда буровой двигатель 38 останавливается (что может быть обнаружено путем контроля в реальном времени давления насоса).The load on the bit is created by the
Как показано на фиг.5, небольшой каротажный (измерительный) узел 64 может быть введен между бурильной трубой 36 и двигателем 38. Этот узел 64 в типичном случае может иметь наружный диаметр около 2,375 дюйма и при этом иметь внутреннее отверстие около 1 дюйма для протекания внутри бурового раствора. Этот узел может содержать, по меньшей мере, минимум компонентов для обеспечения измерений и связан с управляющим узлом 22 ниже приводного узла 10. Связь может быть основана на проводной или беспроводной телеметрии. Этот управляющий узел 22 управляет измерительным узлом 64 и передает данные на поверхность по кабелю-тросу.As shown in FIG. 5, a small logging (measuring)
Измерительный узел 64 может выполнять следующие функции и содержать следующее.The measuring
Измерение удельного сопротивления. Это может быть электродный (боковой) каротаж, каротаж с использованием индукционной катушки или каротаж с использованием тороидальной антенны. Для измерений с ограничением эффекта взаимного влияния каналов может быть предусмотрена локализованная электроника.Resistivity measurement. This can be electrode (side) logging, logging using an induction coil or logging using a toroidal antenna. For measurements with limited effect of the mutual influence of channels, localized electronics can be provided.
Инклинометр для определения угла наклона бокового ствола скважины.Inclinometer for determining the angle of inclination of the side wellbore.
Малогабаритный детектор гамма-излучения.Small gamma radiation detector.
Измерение порового давления позади зоны повреждения, показанной на фиг.6.The measurement of pore pressure behind the damage zone shown in Fig.6.
Расширяющийся пакер 66 может быть предусмотрен для изоляции кольцевого пространства бокового ствола 50 скважины. Внутри бурильной колонны 36 ниже насосного агрегата 26 установлен манометр. В процессе измерений пакер 66 уплотняет небольшое кольцевое пространство 60, когда насос 30 работает в режиме реверса для «откачивания» небольшого ствола 50 скважины вблизи долота 40. Это обеспечивает возможность измерения пластового давления. Если насос 30, используемый для бурения, не может создать достаточно низкое давление вблизи долота 40, параллельно может быть использован поршневой насос (непоказанный) для значительного понижения давления (для изолированного бурового насоса требуется клапан).An
Комплексный каротаж, способы бурения обеспечивают возможность определения профиля регистрируемых данных в зависимости от радиального расстояния от ствола скважины. Определение характеристик с высоким разрешением может быть достигнуто в направлении, перпендикулярном к основному стволу скважины.Integrated logging, drilling methods provide the ability to determine the profile of the recorded data depending on the radial distance from the wellbore. High resolution characterization can be achieved in a direction perpendicular to the main wellbore.
Может быть важной возможность повторного возвращения в небольшой боковой ствол 50 скважины после извлечения инструмента из скважины 14. Поскольку измерений глубины и ориентации может быть недостаточно, то могут потребоваться изображения скважины (от электрических или ультразвуковых приборов построения изображений, таких как полноразмерный пластовый микросканер, микросканер, работающий в буровом растворе на углеводородной основе, или ультразвуковой скважинный сканер от Schlumberger). Эти изображения дают возможность оператору наглядно представить небольшой радиальный ствол скважины (который будет представляться в виде протяженного овала в стенке скважины). Для случая такого применения в буровой системе должна гарантироваться «сквозная прокладка проводов» с тем, чтобы прибор построения изображений мог быть установлен ниже отклоняющей пластины. Первоначально выполняют восходящий каротаж для обнаружения небольшого ствола скважины. После обнаружения используют приводной узел 10 для спуска долота 40 на соответствующую глубину (и при соответствующей ориентации). С целью возвращения в боковой ствол может быть сделано уточненное позиционирование прибора, а несовпадение глубин системы построения изображения и устройства может быть измерено при перемещении приводного узла.It may be important to be able to re-return to the
В варианте осуществления, показанном на фиг.7а и 7b, функция бурения инструмента, описанного выше, заменена функцией заканчивания. В показанном случае хвостовик 70, предварительно загруженный цементным раствором 72 и снабженный пробками в верхней части 74 и нижней части 76, закрепляют на конце бурильной трубы 73, спускают в скважину 14 и продвигают в боковой ствол 50 скважины, используя приводной узел 10 и отклоняющую пластину 42 тем же способом, который описан выше относительно выполнения функции бурения. После того как хвостовик 70 размещен в боковом стволе 50 скважины (фиг.7b), приводят в действие насосный агрегат 26, чтобы продвинуть верхнюю пробку 74 вниз, внутрь хвостовика для выдавливания нижней пробки 76 наружу (или для нарушения уплотнения на нижнем конце хвостовика) и выдавливания цементного раствора в кольцевое пространство вокруг хвостовика 70 в боковой ствол 50 скважины, где он сможет затвердеть. Затем хвостовик 70 может быть отсоединен от бурильной трубы 73, а инструмент извлечен из скважины 14. Если хвостовик 70 выступает из бокового ствола 50 скважины, может потребоваться срезать часть, выступающую от стенки скважины. Это может быть сделано специальным инструментом или подходящим функциональным узлом, прикрепляемым к инструменту настоящего изобретения.In the embodiment shown in FIGS. 7a and 7b, the drilling function of the tool described above is replaced by a completion function. In the case shown, the
Кроме того, доступны следующие факультативные возможности заканчивания, указанные ниже:In addition, the following optional completion options are available, listed below:
а. Хвостовик может быть хвостовиком с щелевидными отверстиями.but. The shank may be a shank with slit-like openings.
б. Оборудование для заканчивания может содержать фильтр с гравийной набивкой. И опять гравийная набивка должна быть размещена внутри фильтра для спуска в скважину и прокачана наружу тем же самым способом, который описан выше для цементирования. В этом случае необходимо предусмотреть временный хвостовик внутри фильтра для обеспечения возможности выкачивания набивки из концевой части фильтра.b. Graduation equipment may include a gravel pack filter. And again, the gravel pack must be placed inside the filter to be lowered into the well and pumped out in the same manner as described above for cementing. In this case, it is necessary to provide a temporary shank inside the filter to enable pumping out of the packing from the end of the filter.
в. Интеллектуальное заканчивание с встроенным клапаном и с измерительными системами.at. Intelligent completion with integrated valve and measuring systems.
В некоторых применениях может быть крайне необходимым выполнение нескольких операций за один спуск в основную скважину. Одним примером может быть бурение одного бокового ствола скважины и установка постоянного датчика в боковом стволе скважины.In some applications, it may be imperative to perform several operations in one run into the main well. One example would be the drilling of one side wellbore and the installation of a permanent sensor in the side wellbore.
Для такого применения могут быть использованы две головные системы. Первоначально систему ориентируют так, чтобы буровое долото было обращено в надлежащем направлении для бурения бокового ствола. После бурения ориентирующий узел поворачивает бурильную головку на 180° (без отклоняющей пластины). В этом случае предусматривают муфту сцепления для исключения (когда требуется) поворота бурильной головки относительно отклоняющей пластины. Затем другую головку располагают перед отклоняющей пластиной, подготовленной для введения в боковой ствол скважины. Например, она может быть постоянной установочной системой для бокового ствола.For this application, two head systems can be used. Initially, the system is oriented so that the drill bit faces in the proper direction for sidetracking. After drilling, the orienting assembly rotates the drill head 180 ° (without deflection plate). In this case, a clutch is provided to prevent (when required) the rotation of the drill head relative to the deflection plate. Then another head is placed in front of the deflecting plate prepared for insertion into the side wellbore. For example, it may be a permanent installation system for the sidetrack.
На фиг.8 показан вариант осуществления изобретения, сконфигурированный для выполнения нескольких операций. Отклоняющая площадка 42 снабжена муфтовой системой для поворота (или не поворота) вместе с ориентирующим узлом 20 и буровым двигателем. Кроме того, отклоняющая площадка может быть снабжена двумя или более резервуарами 80, 81 для хранения, вмещающими двигатель и другие функциональные элементы, когда она разъединена.FIG. 8 shows an embodiment of the invention configured to perform several operations. The
В случае такого применения двигатель 38 соединяют с бурильной трубой 36 посредством муфты 82, управляемой из управляющего узла 22. Это обеспечивает возможность разъединения двигателя 36 с тем, чтобы оставить большой резервуар 80 отклоняющей площадки. Затем муфту 82 бурильной трубы направляют к другому небольшому резервуару 80 на отклоняющей площадке. Этот небольшой резервуар 80 может быть загружен другим функциональным узлом 84, заканчивающимся муфтой 82. Это обеспечивает возможность сцепления бурильной трубы 36 с этим изделием. Затем инструмент может быть использован для проталкивания функционального узла 84 в боковой ствол 50 скважины и, как описано выше, для постоянной установки (если это требуется).In this application, the
Кроме того, настоящее изобретение может быть приспособлено для использования в обсаженной скважине. При таком использовании может потребоваться начальная спускоподъемная операция до соответствующего места с расфрезеровкой для вскрытия окна в обсадной колонне, после которой могут быть выполнены бурильные и/или другие работы, описанные выше.In addition, the present invention can be adapted for use in a cased hole. With such use, an initial hoisting operation to the appropriate place with milling may be required to open the window in the casing, after which drilling and / or other operations described above can be performed.
Когда инструмент используют через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, кроме того, могут потребоваться изменения. Например, вместо отклоняющей пластины может потребоваться спускаемый на тросе вылавливаемый отклонитель. Кроме того, такой прибор, как многопальцевый каверномер, может заменить прибор для построения изображения, используемый для обнаружения отверстия в обсадной колонне.When a tool is used through a production tubing string, changes may also be required. For example, instead of a baffle plate, a catchable baffle may be required to be lowered on a cable. In addition, a device such as a multi-finger caliper can replace the imaging device used to detect holes in the casing.
Claims (23)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0303019A GB2398308B (en) | 2003-02-11 | 2003-02-11 | Apparatus for moving a downhole tool for down a wellbore |
| GB0303019.4 | 2003-02-11 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005128283A RU2005128283A (en) | 2006-01-27 |
| RU2331753C2 true RU2331753C2 (en) | 2008-08-20 |
Family
ID=9952754
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005128283/03A RU2331753C2 (en) | 2003-02-11 | 2004-02-04 | Downhole tool |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20060054354A1 (en) |
| CN (1) | CN1748073B (en) |
| CA (1) | CA2514534C (en) |
| GB (1) | GB2398308B (en) |
| MX (1) | MXPA05007965A (en) |
| NO (1) | NO20053650L (en) |
| RU (1) | RU2331753C2 (en) |
| WO (1) | WO2004072437A1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2564546C2 (en) * | 2010-04-23 | 2015-10-10 | Дженерал Электрик Компани | Drilling block rotary-controlled tool |
| RU2628642C2 (en) * | 2012-01-20 | 2017-08-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device of distributed systems of extended reach in oil fields |
| RU2642194C2 (en) * | 2016-05-16 | 2018-01-24 | Павел Иванович Попов | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with water jet |
| RU2755025C1 (en) * | 2017-12-20 | 2021-09-09 | Шоллер-Блекманн Ойлфилд Эквипмент Аг | Collecting apparatus for downhole tool |
Families Citing this family (53)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20080066963A1 (en) * | 2006-09-15 | 2008-03-20 | Todor Sheiretov | Hydraulically driven tractor |
| ATE398721T1 (en) | 2004-09-20 | 2008-07-15 | Schlumberger Technology Bv | DRILLING DEVICE |
| US7913773B2 (en) * | 2005-08-04 | 2011-03-29 | Schlumberger Technology Corporation | Bidirectional drill string telemetry for measuring and drilling control |
| ATE452277T1 (en) | 2005-08-08 | 2010-01-15 | Schlumberger Technology Bv | DRILLING SYSTEM |
| DE602005012695D1 (en) * | 2005-09-19 | 2009-03-26 | Schlumberger Technology Bv | Drilling system and method for drilling lateral boreholes |
| US8408333B2 (en) * | 2006-05-11 | 2013-04-02 | Schlumberger Technology Corporation | Steer systems for coiled tubing drilling and method of use |
| EP1857631A1 (en) | 2006-05-19 | 2007-11-21 | Services Pétroliers Schlumberger | Directional control drilling system |
| US7537061B2 (en) | 2006-06-13 | 2009-05-26 | Precision Energy Services, Inc. | System and method for releasing and retrieving memory tool with wireline in well pipe |
| EP1867831B1 (en) | 2006-06-15 | 2013-07-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Methods and apparatus for wireline drilling on coiled tubing |
| WO2008021868A2 (en) | 2006-08-08 | 2008-02-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Resistivty logging with reduced dip artifacts |
| ATE458898T1 (en) * | 2006-12-01 | 2010-03-15 | Schlumberger Technology Bv | METHOD AND APPARATUS FOR TRANSFER OF DRILLINGS FROM DRILL HOLES |
| ATE438020T1 (en) | 2006-12-27 | 2009-08-15 | Prad Res & Dev Nv | IN-HOLE INJECTOR SYSTEM FOR WRAPPED TUBE STRING AND WIRELESS DRILLING |
| WO2008131772A2 (en) * | 2007-04-26 | 2008-11-06 | Welltec A/S | Drilling system with a barrel drilling head driven by a downhole tractor |
| EP2195506B1 (en) | 2007-08-30 | 2018-03-14 | Services Petroliers Schlumberger | Dual bha drilling system |
| FR2922254B1 (en) * | 2007-10-16 | 2009-12-18 | Total Sa | INDEPENDENT DRILLING SYSTEM OF A DRAINAGE HOLE |
| GB2454701B (en) | 2007-11-15 | 2012-02-29 | Schlumberger Holdings | Methods of drilling with a downhole drilling machine |
| GB2454702A (en) * | 2007-11-15 | 2009-05-20 | Schlumberger Holdings | Cutting removal with a wireline lateral drilling tool |
| GB2454697B (en) | 2007-11-15 | 2011-11-30 | Schlumberger Holdings | Anchoring systems for drilling tools |
| GB2454907B (en) * | 2007-11-23 | 2011-11-30 | Schlumberger Holdings | Downhole drilling system |
| EP2065553B1 (en) | 2007-11-30 | 2013-12-25 | Services Pétroliers Schlumberger | System and method for drilling lateral boreholes |
| CN101627176A (en) | 2008-01-18 | 2010-01-13 | 哈里伯顿能源服务公司 | Electromagnetic guide drilling well with respect to existing wellhole |
| US8704523B2 (en) * | 2008-06-05 | 2014-04-22 | Schlumberger Technology Corporation | Measuring casing attenuation coefficient for electro-magnetics measurements |
| US20100018770A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Moriarty Keith A | System and Method for Drilling a Borehole |
| JP5379858B2 (en) * | 2008-10-31 | 2013-12-25 | シュルンベルジェ ホールディングス リミテッド | Integrated core sampling system |
| US8362780B2 (en) * | 2009-03-16 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Induction coil impedance modeling using equivalent circuit parameters |
| WO2011146988A1 (en) * | 2010-05-25 | 2011-12-01 | Imdex Technology Australia Pty Ltd | Rotatable electrical connection |
| WO2011146987A1 (en) * | 2010-05-25 | 2011-12-01 | Imdex Technology Australia Pty Ltd | Translating electrical connection |
| US8917094B2 (en) * | 2010-06-22 | 2014-12-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for detecting deep conductive pipe |
| US8844648B2 (en) | 2010-06-22 | 2014-09-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for EM ranging in oil-based mud |
| US9360582B2 (en) | 2010-07-02 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Correcting for magnetic interference in azimuthal tool measurements |
| US8353354B2 (en) * | 2010-07-14 | 2013-01-15 | Hall David R | Crawler system for an earth boring system |
| US9238963B2 (en) * | 2010-10-06 | 2016-01-19 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for detecting phases in multiphase borehole fluids |
| CN102003145B (en) * | 2010-10-20 | 2012-11-28 | 中国地质大学（武汉） | Hole driven type horizontal directional drilling reverse circulation hole dilating drill |
| US9127507B2 (en) * | 2010-12-14 | 2015-09-08 | Schlumberger Technology Corporation | Rotatable wireline tool of enhanced hydraulic drive consistency |
| US8925652B2 (en) * | 2011-02-28 | 2015-01-06 | Baker Hughes Incorporated | Lateral well drilling apparatus and method |
| EP2505769B1 (en) | 2011-03-30 | 2013-11-06 | Welltec A/S | Service panel |
| EP2587227A1 (en) * | 2011-10-31 | 2013-05-01 | Welltec A/S | Downhole tool for determining flow velocity |
| US8875808B2 (en) | 2012-03-09 | 2014-11-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and assembly for conveying well logging tools |
| EP2836860A4 (en) | 2012-06-25 | 2015-11-11 | Halliburton Energy Services Inc | Tilted antenna logging systems and methods yielding robust measurement signals |
| US9217299B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Drilling bottom hole assembly having wireless power and data connection |
| US9217323B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Mechanical caliper system for a logging while drilling (LWD) borehole caliper |
| US9206644B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Positive displacement motor (PDM) rotary steerable system (RSS) and apparatus |
| US9217289B2 (en) | 2012-09-24 | 2015-12-22 | Schlumberger Technology Corporation | Casing drilling bottom hole assembly having wireless power and data connection |
| US9470055B2 (en) | 2012-12-20 | 2016-10-18 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for providing oscillation downhole |
| WO2014105007A1 (en) * | 2012-12-26 | 2014-07-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and assembly for determining landing of logging tools in a wellbore |
| US10400530B2 (en) | 2013-04-19 | 2019-09-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow during landing of logging tools in bottom hole assembly |
| US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
| RU2612403C1 (en) * | 2016-04-04 | 2017-03-09 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Device for hydromechanical control of directional rotary drilling |
| AU2016425871B2 (en) | 2016-10-07 | 2022-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reverse circulation debris removal tool for setting isolation seal assembly |
| CN106894780B (en) * | 2017-03-14 | 2023-03-24 | 天津森特聚尔新能源技术有限公司 | Magnetic guide probe pipe conveying device for L-shaped well butt joint and butt joint method |
| US10971284B2 (en) * | 2017-06-27 | 2021-04-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Power and communications cable for coiled tubing operations |
| CN117231178B (en) * | 2023-11-16 | 2024-01-09 | 山东兴达环保科技有限责任公司 | Wisdom oil recovery system draw gear |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4463814A (en) * | 1982-11-26 | 1984-08-07 | Advanced Drilling Corporation | Down-hole drilling apparatus |
| US5887655A (en) * | 1993-09-10 | 1999-03-30 | Weatherford/Lamb, Inc | Wellbore milling and drilling |
| US6857486B2 (en) * | 2001-08-19 | 2005-02-22 | Smart Drilling And Completion, Inc. | High power umbilicals for subterranean electric drilling machines and remotely operated vehicles |
| BR9610373A (en) * | 1995-08-22 | 1999-12-21 | Western Well Toll Inc | Traction-thrust hole tool |
| US5794703A (en) * | 1996-07-03 | 1998-08-18 | Ctes, L.C. | Wellbore tractor and method of moving an item through a wellbore |
| US6041860A (en) * | 1996-07-17 | 2000-03-28 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for performing imaging and downhole operations at a work site in wellbores |
| US6142245A (en) * | 1997-08-19 | 2000-11-07 | Shell Oil Company | Extended reach drilling system |
| US5954131A (en) * | 1997-09-05 | 1999-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for conveying a logging tool through an earth formation |
| AU3642201A (en) * | 1999-11-02 | 2001-05-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sub sea bottom hole assembly change out system and method |
| EP1149980A3 (en) * | 2000-04-25 | 2002-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole hydraulic power unit |
| ATE267948T1 (en) * | 2001-01-10 | 2004-06-15 | Shell Int Research | DEVICE FOR ANCHORING A DRILL ROD IN A DRILL HOLE |
| GB0108650D0 (en) * | 2001-04-06 | 2001-05-30 | Corpro Systems Ltd | Improved apparatus and method for coring and/or drilling |
-
2003
- 2003-02-04 US US10/544,512 patent/US20060054354A1/en not_active Abandoned
- 2003-02-11 GB GB0303019A patent/GB2398308B/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-02-04 RU RU2005128283/03A patent/RU2331753C2/en not_active IP Right Cessation
- 2004-02-04 MX MXPA05007965A patent/MXPA05007965A/en active IP Right Grant
- 2004-02-04 CA CA2514534A patent/CA2514534C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-02-04 WO PCT/EP2004/001167 patent/WO2004072437A1/en active Application Filing
- 2004-02-04 CN CN200480003978.8A patent/CN1748073B/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-07-27 NO NO20053650A patent/NO20053650L/en not_active Application Discontinuation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2564546C2 (en) * | 2010-04-23 | 2015-10-10 | Дженерал Электрик Компани | Drilling block rotary-controlled tool |
| RU2628642C2 (en) * | 2012-01-20 | 2017-08-21 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Method and device of distributed systems of extended reach in oil fields |
| RU2642194C2 (en) * | 2016-05-16 | 2018-01-24 | Павел Иванович Попов | Method to increase formation hydrocarbon yield and intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with water jet |
| RU2755025C1 (en) * | 2017-12-20 | 2021-09-09 | Шоллер-Блекманн Ойлфилд Эквипмент Аг | Collecting apparatus for downhole tool |
| US11332990B2 (en) | 2017-12-20 | 2022-05-17 | Schoeller-Bleckmann Oilfield Equipment Ag | Catcher device for a downhole tool |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1748073A (en) | 2006-03-15 |
| US20060054354A1 (en) | 2006-03-16 |
| NO20053650L (en) | 2005-11-10 |
| CA2514534A1 (en) | 2004-08-26 |
| CN1748073B (en) | 2011-06-08 |
| RU2005128283A (en) | 2006-01-27 |
| MXPA05007965A (en) | 2005-09-20 |
| GB2398308B (en) | 2007-09-19 |
| WO2004072437A1 (en) | 2004-08-26 |
| GB0303019D0 (en) | 2003-03-12 |
| GB2398308A8 (en) | 2004-08-20 |
| NO20053650D0 (en) | 2005-07-27 |
| CA2514534C (en) | 2013-03-26 |
| GB2398308A (en) | 2004-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2331753C2 (en) | Downhole tool | |
| US6923273B2 (en) | Well system | |
| AU743707B2 (en) | Well system | |
| EP2278123B1 (en) | Focused sampling of formation fluids | |
| US8596386B2 (en) | System and method for drilling and completing lateral boreholes | |
| JP5379858B2 (en) | Integrated core sampling system | |
| CA2508852A1 (en) | Drilling method | |
| US20110297371A1 (en) | Downhole markers | |
| US8967242B2 (en) | Auxiliary flow line filter for sampling probe | |
| US20130062073A1 (en) | Packer Assembly with a Standoff | |
| US10329861B2 (en) | Liner running tool and anchor systems and methods | |
| US20140224511A1 (en) | Pump Drain Arrangements For Packer Systems And Methods For Sampling Underground Formations Using Same | |
| US20190145254A1 (en) | Single packer inlet configurations | |
| US11585207B2 (en) | Advanced rapid logging system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170205 |