RU2571966C1 - Method for recovery of permeability for open horizontal borehole - Google Patents
Method for recovery of permeability for open horizontal borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2571966C1 RU2571966C1 RU2014150706/03A RU2014150706A RU2571966C1 RU 2571966 C1 RU2571966 C1 RU 2571966C1 RU 2014150706/03 A RU2014150706/03 A RU 2014150706/03A RU 2014150706 A RU2014150706 A RU 2014150706A RU 2571966 C1 RU2571966 C1 RU 2571966C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drill pipe
- string
- drill
- well
- pipe string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к ремонту горизонтальных скважин, в частности может быть использовано для восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы.The invention relates to the repair of horizontal wells, in particular, can be used to restore patency of an open horizontal wellbore after a rock collapse.
Известен способ промывки буровой скважины (патент RU №1783109, МПК Е21В 21/00, опубл. 23.12.1992), включающий спуск в скважину бурильной колонны с элементом большого диаметра, установленным над долотом, и осуществление промывки скважины. Спуск бурильной колонны производят до подошвы каверны, затем осуществляют подачу жидкости в скважину, проводят промежуточную промывку, создают удар встречных потоков в кольцевом пространстве скважины на уровне расположения каверны периодическими подъемами и спусками бурильной колонны, после чего удаляют шлам из кольцевого пространства скважины промывкой.A known method of washing a borehole (patent RU No. 1783109, IPC ЕВВ 21/00, publ. 12/23/1992), including lowering a drill string with a large diameter element installed above the bit and flushing the well. The drill string is lowered to the bottom of the cavity, then fluid is supplied into the well, intermediate flushing is carried out, counter flow flows are created in the annular space of the well at the level of the cavity location by periodic ups and downs of the drill string, after which the cuttings are removed from the annular space of the well by flushing.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность восстановления проходимости ствола скважины;- firstly, the low efficiency of restoring patency of the wellbore;
- во-вторых, продолжительность и трудоемкость способа, связанные с периодическими подъемами и спусками бурильной колонны;- secondly, the duration and complexity of the method associated with periodic ups and downs of the drill string;
- в-третьих, требовательность к точности реализации, так как необходимо соблюдать гидравлические условия (расход, давление) для создания удара встречных потоков в кольцевом пространстве скважины.- thirdly, exactingness to the accuracy of implementation, since it is necessary to observe hydraulic conditions (flow rate, pressure) to create an impact of oncoming flows in the annular space of the well.
Также известен способ очистки ствола скважины от породы (Я.М. Расизаде, А.И. Курдачев, А.В. Летицкий, Н.М. Шерстнев. Опыт применения вязкоупругого разделителя для очистки ствола скважины при ее бурении и креплении // РНТС. Бурение. - 1975. - №12. - С. 33), заключающийся в том, что собирают компоновку низа бурильной колонны, состоящую из долота, утяжеленной бурильной трубы (УБТ), расширителя и бурильных труб. Компоновку спускают в скважину, ведут проработку и включают насосы на интенсивную промывку.Also known is a method of cleaning a wellbore from rock (Ya.M. Rasizade, A.I. Kurdachev, A.V. Letitsky, N.M. Sherstnev. Experience in using a viscoelastic separator to clean a wellbore when drilling and attaching it // RNTS. Drilling. - 1975. - No. 12. - S. 33), which consists in the fact that they collect the layout of the bottom of the drill string, consisting of a bit, a weighted drill pipe (UBT), a reamer and drill pipes. The layout is lowered into the well, being worked out and the pumps are switched on for intensive flushing.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы, так как при интенсивной промывке крупные куски (20-50 мм и более) уносятся с забоя и, накапливаясь выше долота, по стволу поступают в зазор между трубами и стенкой скважины, возникают заклинки, затяжки инструмента, заканчивающиеся при обвале породы прихватом и поломкой труб;- firstly, the low efficiency of restoring the patency of the wellbore after a rock collapse, since during intensive washing large pieces (20-50 mm or more) are carried off the bottom and, accumulating above the bit, enter the gap between the pipes and the wall of the well, spells, tool tightening occur, ending with rock collapse by sticking and breaking pipes;
- низкая надежность реализации способа, так как при каждом выключении промывки компоновка заклинивается осевшей породой, поднятой интенсивной промывкой выше долота;- low reliability of the implementation of the method, since each time the washing is turned off, the layout is jammed by the settled rock raised by intensive washing above the bit;
- высокая продолжительность реализации способа, так как наличие расширителя в составе компоновки низа бурильной колонны снижает проходку при восстановлении проходимости ствола.- high duration of the implementation of the method, since the presence of an expander in the composition of the bottom of the drill string reduces penetration when restoring the patency of the trunk.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ восстановления проходимости ствола скважины после обвала породы (патент RU №2171352, МПК Е21В 21/00, опубл. 27.07.2001), включающий сборку на устье скважины компоновки низа бурильной колонны, состоящей из долота и УБТ, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама (породы) из горизонтального ствола скважины. Спуск компоновки с промывкой ведут до зоны накопления породы и получения посадки, затем отрывают долото от накопленной породы, сообщают вращение и уменьшают количество закачиваемой промывочной жидкости, долотом с “навеса” разрушают крупные куски породы, при возникновении заклинок долото приподнимают над зоной обвала и повторяют процесс разрушения, после прохождения долотом части или всей зоны обвала, не прекращая вращения, включают промывку на максимально возможный расход и, расхаживая компоновку в пределах пройденной зоны, вымывают разрушенный долотом мелкий шлам из скважины при максимальной промывке, процесс ведут до нормального без затяжек посадок прохождения по стволу компоновки.The closest in technical essence and the achieved result is a method of restoring patency of a wellbore after a rock collapse (patent RU No. 2171352, IPC ЕВВ 21/00, publ. 07/27/2001), which includes assembling a bottom hole assembly consisting of a drill bit and UBT, descent into the well of the assembly at the end of the drill pipe string, rotation of the drill pipe string and leaching of cuttings (rock) from the horizontal wellbore. Descent of the assembly with washing is carried out to the rock accumulation and landing zone, then the bit is torn off from the accumulated rock, rotation is reported and the amount of injected washing liquid is reduced, large pieces of rock are destroyed by the bit from the “overhang”, the bit is lifted above the collapse zone and the process is repeated destruction, after passing through the bit or part of the entire collapse zone, without stopping rotation, include washing at the maximum possible flow rate and, pacing the layout within the passed zone, wash the fine cuttings destroyed by the bit from the borehole at maximum flushing, the process is carried out to the normal passage without passage drags along the assembly trunk.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что при восстановлении проходимости ствола скважины существует высокая вероятность прихвата колонны бурильных труб с долотом из-за наличия в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК) УБТ, «лежащей» на нижней поверхности открытого горизонтального ствола скважины, ввиду того, что УБТ имеет больший наружный диаметр и меньший внутренний диаметр, в связи с чем в скважине в интервале УБТ уменьшается кольцевое сечение и создается высокое гидравлическое сопротивление с последующим шламообразованием и прихватом, а также существует возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого ствола горизонтальной скважины из-за отсутствия жесткости КНБК;- firstly, the low reliability of the implementation of the method, due to the fact that when restoring patency of the wellbore, there is a high probability of sticking of the drill pipe string with a bit due to the presence of a drill collar "lying" on the bottom surface in the composition of the bottom of the drill string (BHA) open horizontal wellbore, due to the fact that the drill collar has a larger outer diameter and a smaller inner diameter, and therefore the annular section decreases in the well in the drill collar interval and creates high hydraulic resistance with subsequent sludge formation and sticking, and there is also the possibility of deviation ("going to the side") of the bit from the restored well of a horizontal well due to the lack of rigidity of the BHA;
- во-вторых, низкая эффективность восстановления открытого ствола горизонтальной скважины после обвала породы. Это обусловлено тем, что процесс восстановления проходимости ствола скважины проходкой долотом совмещен с промывкой, что эффективно в вертикальной скважине, но имеет низкую эффективность при восстановлении проходимости открытого ствола горизонтальной скважины, так как обрушенную породу (шлам), находящуюся в открытом горизонтальном стволе скважины, практически невозможно вымыть промывкой (прямой, обратной, комбинированной), что объясняется эффектом Бойкотта, т.е. увеличением скорости осаждения шлама в наклонных участках ствола (при кривизне ствола с величинами зенитных углов от 35 до 55°), при этом происходит наиболее интенсивное скольжение шлама, поднятого в горизонтальной части скважины, который, поднимаясь по наклонной части при указанных углах наклона скважины, постепенно оседает на нижней стенке, либо скважины (при прямой промывке), либо колонны труб (при обратной промывке) и при достижении критической массы опускается обратно, образуя при этом пробку и создавая угрозу прихвата;- secondly, low recovery efficiency of the open hole of a horizontal well after a rock collapse. This is due to the fact that the process of restoring the permeability of a borehole with a drill bit is combined with flushing, which is effective in a vertical well, but has low efficiency in restoring the patency of an open wellbore of a horizontal well, since the collapsed rock (sludge) located in the open horizontal wellbore is practically it is impossible to wash by washing (direct, reverse, combined), which is explained by the Boycott effect, i.e. an increase in the rate of sedimentation of the cuttings in the inclined sections of the wellbore (with the curvature of the well with zenith angles from 35 to 55 °), the most intense sliding of the cuttings raised in the horizontal part of the well, which, rising along the inclined part at the indicated angles of the well, gradually it settles on the bottom wall of either a well (with direct flushing) or a pipe string (with back flushing) and, when a critical mass is reached, drops back, forming a plug and creating a risk of sticking;
- в-третьих, нет возможности контроля восстановления проходимости ствола скважины, т.е. технологической операции по шаблонированию ствола скважины, так как при необходимости спуска в скважину после восстановления проходного сечения дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика, необходимо произвести шаблонирование ствола скважины под спускаемый в нее хвостовик.- thirdly, there is no way to control the restoration of patency of the wellbore, i.e. technological operation for the wellbore patterning, since if it is necessary to lower it into the well after restoring the flow area of an additional pipe string, for example, a cementless perforated liner, it is necessary to pattern the wellbore for the liner being lowered into it.
Технической задачей изобретения является повышение надежности и эффективности восстановления проходимости скважины после обвала породы в открытом горизонтальном стволе скважины с возможностью шаблонирования восстановленного проходного сечения горизонтального ствола скважины.An object of the invention is to increase the reliability and efficiency of restoring the patency of a well after a rock collapse in an open horizontal wellbore with the possibility of patterning the restored flow section of a horizontal wellbore.
Поставленная техническая задача решается способом восстановления проходимости открытого горизонтального ствола скважины, включающим сборку компоновки низа бурильной колонны - КНБК, состоящей из долота, спуск в скважину компоновки на конце колонны бурильных труб, вращение колонны бурильных труб и вымывание шлама из горизонтального ствола скважины, восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины с расхаживанием компоновки до нормального без затяжек и посадок прохождения компоновки по стволу скважины.The stated technical problem is solved by the method of restoring the patency of an open horizontal wellbore, including assembling the layout of the bottom of the drill string - BHA, consisting of a bit, lowering the layout at the end of the drill pipe string, rotating the drill string and washing the cuttings from the horizontal wellbore, restoring patency of the open hole horizontal wellbore with pacing the layout to normal without puffs and landings, passing the layout along the wellbore.
Новым является то, что на устье скважины с открытым горизонтальным стволом собирают КНБК, состоящую снизу вверх из долота, правого патрубка, калибратора, обратного клапана, пропускающего снизу вверх, затем в скважину спускают КНБК на конце колонны бурильных труб до начала интервала открытого горизонтального ствола, создают циркуляцию промывочной жидкости обратной промывкой с расходом 8 л/с и одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины, причем перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы, при этом в процессе обратной промывки обратный клапан открывается и шлам из горизонтального ствола скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб выше обратного клапана, при прекращении выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб на устье скважины поднимают колонну бурильных труб из скважины, при этом обратный клапан закрывается, по мере подъема колонны бурильных труб из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама в желобную емкость, аналогично повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки компоновки низа бурильной колонны и заканчивая очисткой труб бурильной колонны от шлама, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины.What is new is that at the wellhead with an open horizontal borehole, a BHA is assembled, consisting of a bottom-up drill bit, a right pipe, a calibrator, a check valve, which passes from bottom to top, then a BHA is lowered into the well at the end of the drill string before the start of the open horizontal bore interval, create circulation of flushing fluid by back flushing with a flow rate of 8 l / s and simultaneous movement of the drill pipe string at a speed of not more than 0.2 m / s relative to the open horizontal wellbore with the output of washing fluid along the drill pipe string at the wellhead, and before building up each drill pipe, flush in one and a half times the volume of the drill pipe string with the layout paced to the length of the drill pipe, while during the backwash process the check valve opens and cuttings from the horizontal wellbore flow into the string drill pipe above the non-return valve, when the exit of flushing fluid stops along the drill pipe string at the wellhead, the drill pipe string is lifted from the well In this case, the check valve closes, as the drill pipe string rises from the well, the drill pipe is cleaned from sludge into the groove, similarly, the above operations are repeated, starting from assembling the bottom of the drill string assembly and ending with cleaning the drill pipe from sludge, the required amount times before reaching the specified bottom of the well.
На фиг. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации предлагаемого способа.In FIG. 1, 2 and 3 show the implementation scheme of the proposed method.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
На устье скважины с открытым горизонтальным стволом 1 (см. фиг. 1), например, диаметром 142,9 мм собирают компоновку низа бурильной колонны КНБК 2, состоящую снизу вверх из долота 3, правого патрубка 4, например, длиной 5 м, калибратора 5 и обратного клапана 6, пропускающего снизу вверх.At the wellhead with an open horizontal wellbore 1 (see Fig. 1), for example, with a diameter of 142.9 mm, the bottom assembly of the
В качестве долота 3, например, применяют шарошечное долото типоразмера 142,9 М-ГАУ R558 с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру восстанавливаемого открытого горизонтального ствола 1.As
В качестве правого патрубка 4 длиной 5 м применяют правый патрубок бурильной трубы ТБЛВ - 73×9,19.As the
В качестве калибратора 5, например, применяют калибратор КС - 142,9-Т с наружным диаметром 142,9 мм, равным диаметру восстанавливаемого открытого горизонтального ствола 1. Калибратор спиральный (КС) со вставками из твердого сплава предназначен для калибрования ствола скважины и сохранения его диаметра в средних и твердых породах.As a
В качестве обратного клапана 6, пропускающего снизу вверх, применяют любую известную конструкцию обратного клапана (например, патент RU №43613, МПК F16K 15/03 «Клапан тарельчатый поворотный» опубл. 27.01.2005 в бюл. №3).As a
Спускают в скважину компоновку низа бурильной колонны 2 на конце колонны бурильных труб 7 до начала интервала открытого горизонтального ствола 1, например, 1350 м, диаметром 142,9 мм с забоем скважины в интервале 1590 м, т.е. открытый горизонтальный ствол 1 скважины завален шламом в интервале 1350-1590 м.The layout of the bottom of the
В качестве колонны бурильных труб 7 применяют бурильную колонну труб марки ТБПН 73×9,19.As the
Создают циркуляцию промывочной жидкости, например, сточной воды плотностью 1100 кг/м3 обратной промывкой, т.е. подачей в кольцевое пространство с расходом 8 л/с, при этом производят одновременное перемещение колонны бурильных труб со скоростью не более 0,2 м/с относительно открытого горизонтального ствола 1 скважины с выходом промывочной жидкости по колонне бурильных труб 7 на устье скважины.Circulation of the washing liquid, for example, wastewater with a density of 1100 kg / m 3 by backwashing, i.e. feeding into the annular space with a flow rate of 8 l / s, while the drill pipe string is simultaneously moving at a speed of not more than 0.2 m / s relative to the open
В процессе обратной промывки обратный клапан 6 открывается, под действием напора промывочной жидкости снизу вверх тарелка 8, сжимая пружину (на фиг. 1 и 2 показана условно), отходит от седла обратного клапана 6 и шлам 9 (см. фиг. 1) из кольцевого пространства открытого горизонтального ствола 1 скважины перетекает внутрь колонны бурильных труб 7 (см. фиг. 2) выше обратного клапана 6.In the process of backwashing, the
Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 скважины в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7 с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м.Before each extension of the
Например, от начала восстановления открытого горизонтального ствола в интервале 1350 м и до прекращения циркуляции промывочной жидкости на устье скважины по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1420 м, т.е. на протяжении 70 м для наращивания колонны бурильных труб 7 применяют бурильные трубы в количестве 7 штук длиной по 10 м каждая.For example, from the beginning of restoration of an open horizontal wellbore in the range of 1350 m to the termination of the circulation of flushing fluid at the wellhead through the
Определяют объем внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73×9,19, начиная с длины L=1350 м, по формулеDetermine the volume of the internal space of the drill pipe string TBPN 73 × 9.19, starting with a length L = 1350 m, according to the formula
Подставляя значения в формулу (1), получаем:Substituting the values in the formula (1), we obtain:
V1=1,5·[3,14·(0,073-(0,00919 м·2))2/4]·1350 м = 4,75 м3.V 1 = 1.5 · [3.14 · (0,073- (0.00919 · m 2)) 2/4] · 1350 m = 4.75 m 3.
Таким образом, перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7 производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V1=4,75 м3 (в интервале 1350 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V1=5,0 м3 (в интервале 1420 м).Thus, before each extension of the
После прекращения выхода промывочной жидкости по колонне бурильных труб 7 на устье скважины, например, при достижении долотом 3, как отмечено выше, интервала 1420 м поднимают колонну бурильных труб 7 из скважины, при этом обратный клапан 6 в колонне бурильных труб 7 закрывается (прекращается действие напора промывочной жидкости на тарелку 8, которая под действием возвратной силы пружины садится на седло обратного клапана 6). По мере подъема колонны бурильных труб 7 из скважины производят очистку труб бурильной колонны от шлама 9 в желобную емкость (на фиг. 1 и 2 не показана).After stopping the flow of flushing fluid along the
Таким образом, производят первый цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1350-1420 м при забое 1590 м. Повторяют вышеописанные операции, начиная со сборки КНБК 2 и заканчивая очисткой труб бурильной колонны 7 от шлама 9, необходимое количество раз до достижения заданного забоя скважины в интервале 1590 м.Thus, the first recovery cycle of the open horizontal wellbore is performed in the range of 1350-1420 m at the bottom of 1590 m. The above operations are repeated, starting from the assembly of
При втором спуске компоновки низа бурильной колонны 2 на колонне бурильных труб 7 производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины, начиная с интервала 1420 м и до прекращения циркуляции на устье по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1510 м, т.е. на протяжении 90 м, при этом применяют бурильные трубы в количестве 9 штук длиной по 10 м каждая.At the second descent of the bottom of the
Подставляя в формулу (1) числовые значения перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7, производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V2=5,0 м3 (в интервале 1420 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V2=5,3 м3 (в интервале 1510 м). Таким образом производят второй цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1420-1510 м при забое 1590 м. При третьем спуске компоновки низа бурильной колонны 2 на колонне бурильных труб 7 производят восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины, начиная с интервала 1510 м и до прекращения циркуляции на устье по колонне бурильных труб 7, например, в интервале 1590 м, т.е. на протяжении 80 м, при этом применяют бурильные трубы в количестве 8 штук длиной по 10 м каждая.Substituting the numerical values in the formula (1) before each extension of the
Подставляя в формулу (1) числовые значения перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 7, производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 7, начиная с объема V3=5,3 м3 (в интервале 1510 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V3=5,56 м3 (в интервале 1590 м). Таким образом производят третий цикл восстановления открытого горизонтального ствола скважины в интервале 1510-1590 м при забое 1590 м. В результате достигается полное восстановление открытого ствола скважины в интервале 1350-1590 м.Substituting the numerical values in the formula (1) before each extension of the
Повышается надежность реализации способа. Это связано с тем, что при восстановлении проходимости горизонтального ствола скважины резко снижается вероятность прихвата колонны бурильных труб из-за отсутствия в КНБК 2 УБТ, являющейся источником высокого гидравлического сопротивления, что также позволяет сохранить сечение кольцевого пространства открытого горизонтального ствола скважины, а также за счет размещения в составе КНБК 2 за долотом 3 правого патрубка 4 и калибратора 5, придающих ей жесткость, что полностью исключает возможность отклонения («ухода в сторону») долота из восстанавливаемого горизонтального ствола 1 скважины.The reliability of the implementation of the method increases. This is due to the fact that when restoring the passability of the horizontal wellbore, the likelihood of sticking of the drill pipe string sharply decreases due to the lack of drill collar in
Далее в скважину на конце колонны бурильных труб 7 (см. фиг. 2) спускают сферическую воронку 10, например, диаметром 127 мм с шаблоном 11 до начала интервала (1350 м) открытого горизонтального ствола 1 диаметром 142,9 мм.Then, a
В качестве шаблона применяют три трубы наружным диаметром, равным наружному диаметру перфорированного хвостовика (на фиг. 1 и 2 не показан), который необходимо спустить в восстановленный открытый горизонтальный ствол 2 (см. фиг. 3) скважины, например, диаметром 114 мм.As a template, three pipes are used with an outer diameter equal to the outer diameter of the perforated liner (not shown in FIGS. 1 and 2), which must be lowered into the reconstructed open horizontal shaft 2 (see FIG. 3) of the well, for example, with a diameter of 114 mm.
В скважину спускают сферическую воронку 10 с шаблоном 11 до начала интервала 1350 м открытого горизонтального ствола, затем производят прямую промывку с расходом 12 л/с одновременным перемещением колонны бурильных труб со скоростью не более 0,5 м/с относительно открытого горизонтального ствола скважины по всей ее длине (от 1350 м до 1500 м).A
Перед наращиванием каждой бурильной трубы производят промывку скважины в объеме колонны бурильных труб с расхаживанием компоновки на длину бурильной трубы (10 м).Before building up each drill pipe, the well is flushed in the volume of the drill pipe string with the layout pacing to the length of the drill pipe (10 m).
Определяют объем внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73×9,19, начиная с длины L=1350 м, по формулеDetermine the volume of the internal space of the drill pipe string TBPN 73 × 9.19, starting with a length L = 1350 m, according to the formula
Подставляя в формулу (2), получаемSubstituting into formula (2), we obtain
V1=[3,14·(0,073-(0,00919 м·2))2/4]·1350 м = 3,17 м3.V 1 = [3.14 + (0,073- (0.00919 · m 2)) 2/4] · 1350 m = 3.17 m 3.
Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 6 производят промывку в полуторакратном объеме колонны бурильных труб 6, начиная с объема V4=3,17 м3 (в интервале 1350 м), и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V4=3,7 м3 (в интервале 1590 м).Before each extension of the
Не допускается посадка колонны бурильных труб 7 в скважине более 5 т от собственного веса, например, при собственном весе колонны бурильных труб 7, например, равном 20 т, не допускается разгрузка колонны бурильных труб 7 менее 15 т, при этом контроль ведут по индикатору веса, установленному на устье скважины.It is not allowed to drill
По окончании промывки открытого горизонтального ствола 2 скважины извлекают колонну бурильных труб 7 со сферической воронкой 10 и шаблоном 11 из скважины.At the end of the flushing of the open
Предлагаемый способ имеет высокую эффективность восстановления открытого горизонтального ствола скважины после обвала породы, так как процесс восстановления проходимости горизонтального ствола скважины разделен на два этапа:The proposed method has a high efficiency of restoration of an open horizontal wellbore after a rock collapse, since the process of restoring patency of a horizontal wellbore is divided into two stages:
1) проходка (проработка) открытого горизонтального ствола скважины долотом с обратным клапаном, она позволяет восстановить проходимость открытого горизонтального ствола скважины в тех случаях, когда обычной промывкой (прямой, обратной, комбинированной) извлечь шлам из открытого горизонтального ствола скважин невозможно. Это достигается за один или несколько этапов (в зависимости от глубины забоя и твердости шлама в открытом горизонтальном стволе скважины), при этом за счет обратной промывки шлам из горизонтального ствола скважины перетекает в колонну бурильных труб, поднимают колонну бурильных труб со шламом из скважины и сливают шлам из колонны бурильных труб в желобную емкость;1) sinking (development) of an open horizontal wellbore with a chisel with a non-return valve, it allows you to restore the patency of an open horizontal wellbore in cases where it is impossible to remove sludge from an open horizontal wellbore by regular flushing (direct, reverse, combined). This is achieved in one or several stages (depending on the depth of the face and hardness of the sludge in the open horizontal wellbore), and due to backwashing, the sludge from the horizontal wellbore flows into the drill pipe string, the drill pipe string with cuttings is lifted from the well and drained sludge from the drill pipe string into a gutter;
2) промывка открытого горизонтального ствола скважины после восстановления его проходимости с совмещением технологической операции по шаблонированию, при этом осуществляется прямая промывка путем подачи промывочной жидкости в колонну бурильных труб с выносом частиц шлама по кольцевому пространству.2) flushing the open horizontal wellbore after restoring patency with the combination of a technological operation for patterning, while direct flushing is carried out by supplying flushing fluid to the drill pipe string with the removal of cuttings through the annular space.
Предлагаемый способ позволяет проконтролировать восстановление проходимости открытого горизонтального ствола скважины путем проведения шаблонирования открытого горизонтального ствола скважины, а при необходимости после восстановления проходного сечения открытого горизонтального ствола скважины произвести спуск в открытый горизонтальный ствол скважины дополнительной колонны труб, например, нецементируемого перфорированного хвостовика.The proposed method allows you to control the restoration of patency of the open horizontal wellbore by performing a template of the open horizontal wellbore, and if necessary, after restoring the bore of the open horizontal wellbore, lower an additional pipe string, for example, a cementless perforated liner, into the open horizontal wellbore.
Предлагаемый способ позволяет повысить надежность и эффективность реализации способа при восстановлении проходимости скважины после обвала породы в открытом горизонтальном стволе скважины и имеет возможность шаблонирования восстановленного проходного сечения горизонтального ствола скважины.The proposed method allows to increase the reliability and efficiency of the method when restoring patency of a well after a rock collapse in an open horizontal wellbore and has the ability to template a restored flow area of a horizontal wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014150706/03A RU2571966C1 (en) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014150706/03A RU2571966C1 (en) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2571966C1 true RU2571966C1 (en) | 2015-12-27 |
Family
ID=55023419
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014150706/03A RU2571966C1 (en) | 2014-12-15 | 2014-12-15 | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2571966C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2676106C1 (en) * | 2018-01-23 | 2018-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of lowering shank in horizontal well with large deviation from vertical |
| RU2733543C1 (en) * | 2020-06-17 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4368787A (en) * | 1980-12-01 | 1983-01-18 | Mobil Oil Corporation | Arrangement for removing borehole cuttings by reverse circulation with a downhole bit-powered pump |
| RU2166061C2 (en) * | 1998-04-28 | 2001-04-27 | Лихушин Александр Михайлович | Procedure to clean shaft of borehole |
| RU2171352C2 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-27 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью Буровая компания ОАО "Газпром" | Method of restoration of wellbore passability after wall caving |
| RU2213840C2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-10-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая Компания" ОАО "Газпром" | Method of borehole desludging |
| RU2494214C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
-
2014
- 2014-12-15 RU RU2014150706/03A patent/RU2571966C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4368787A (en) * | 1980-12-01 | 1983-01-18 | Mobil Oil Corporation | Arrangement for removing borehole cuttings by reverse circulation with a downhole bit-powered pump |
| RU2166061C2 (en) * | 1998-04-28 | 2001-04-27 | Лихушин Александр Михайлович | Procedure to clean shaft of borehole |
| RU2171352C2 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-27 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью Буровая компания ОАО "Газпром" | Method of restoration of wellbore passability after wall caving |
| RU2213840C2 (en) * | 2001-07-16 | 2003-10-10 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Буровая Компания" ОАО "Газпром" | Method of borehole desludging |
| RU2494214C1 (en) * | 2012-11-02 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well construction |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2676106C1 (en) * | 2018-01-23 | 2018-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of lowering shank in horizontal well with large deviation from vertical |
| RU2733543C1 (en) * | 2020-06-17 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of deepening a horizontal borehole in unstable beds of a formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110424912B (en) | Method for replacing filling layer without changing pipe column, flowback service device and well completion structure | |
| CN108661597B (en) | Underground operation integrated shaft treatment tool and method | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2495233C1 (en) | Hydromechanical slot-type rock drilling machine | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| CA2937488A1 (en) | Sequential re-completions of horizontal wells in unconsolidated sand reservoirs to increase non-thermal primary heavy oil recovery | |
| RU2571966C1 (en) | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole | |
| CN111764851A (en) | Reverse circulation hole washing device and method | |
| CN114893152A (en) | Mixed gas-water pulse jet flow blockage removing pipe column in sand control screen pipe | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2527433C1 (en) | Method for borehole bottom flushing | |
| RU2717167C1 (en) | Well bottomhole washing method | |
| RU2564314C1 (en) | Method of recovery of passability of open horizontal wellbore | |
| RU2638672C1 (en) | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2720038C1 (en) | Method of cork destruction in well | |
| RU2282714C1 (en) | Method for secondary productive formation exposing by slot hydraulic jet perforation and well putting in operation | |
| RU2529067C1 (en) | Device for well bottom flushing | |
| RU2296217C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| US20150144341A1 (en) | System and Method for Forming Cavities | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2570159C1 (en) | Procedure for treatment of payable carbonate bed | |
| RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
| RU2710577C1 (en) | Method of installing a cement plug for driving unstable rocks when drilling a well |