RU2715482C1 - Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины - Google Patents

Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2715482C1
RU2715482C1 RU2019114516A RU2019114516A RU2715482C1 RU 2715482 C1 RU2715482 C1 RU 2715482C1 RU 2019114516 A RU2019114516 A RU 2019114516A RU 2019114516 A RU2019114516 A RU 2019114516A RU 2715482 C1 RU2715482 C1 RU 2715482C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
telesystem
bit
drilling
bha
housing
Prior art date
Application number
RU2019114516A
Other languages
English (en)
Inventor
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2019114516A priority Critical patent/RU2715482C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2715482C1 publication Critical patent/RU2715482C1/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/02—Determining slope or direction
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Abstract

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга). Технический результат - контроль внутрискважинных параметров и определение положения компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в режиме реального времени, регулирование интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины, увеличение скорости проходки долота при бурении бокового ствола, что сокращает время проведения работ и снижает затраты. Компоновка низа бурильной колонны − КНБК для бурения боковых стволов включает последовательно размещённые снизу вверх долото, винтовой забойный двигатель – ВЗД, длинномерные гибкие трубы – ДГТ, после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов α от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом. Узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками. Телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блок питания и связи. При этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащён жёсткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости. Телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием. При этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы. Соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчётной нагрузке. 3 ил.

Description

Изобретение относится к техническим средствам для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, в частности к устройствам для бурения с применением длинномерных гибких труб (колтюбинга).
Известна компоновка низа бурильной колонны (КНБК) для бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем (патент RU №2280748, МПК Е21В 7/04, опубл. 27.07.2006 г., в бюл. №21), состоящая из бурильной колонны, долота, винтового забойного двигателя и установленной между нижней трубой бурильной колонны и винтовым забойным двигателем телескопической системы, включающей цилиндр, выполненный в нижней части с отверстиями и соединенный с бурильной колонной, и расположенный внутри него полый поршень, соединенный с корпусом двигателя, при этом компоновка снабжена неподвижным золотником, выполненным в виде втулки с эластичным хвостовиком и установленным в цилиндре выше его отверстий, причем эластичный хвостовик для входа в него поршня выполнен с конической поверхностью и с кольцевыми канавками, в которых размещены кольцевые уплотнения из эластомерного материала.
Недостатками компоновки являются:
- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;
- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;
- в-третьих, низкая скорость бурения бокового ствола скважины, обусловленная увеличением нагрузки на долото вследствие роста глубины скважины и твердости пород;
- в-четвертых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;
- в-пятых, невозможность отсоединения КНБК от колонны труб при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является компоновка низа бурильной колонны (патент RU №2236538, МПК Е21В 7/06; Е21В 17/00, опубл. 20.09.2004 г., в бюл. №26), включающая последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы (ДГТ). Дополнительно КНБК оснащена центраторами, размещенными после долота, утяжеленной бурильной трубой, размещенной после забойного двигателя. При этом КНБК снабжена двигательной эксцентричной рабочей парой, состоящей из корпуса, в котором установлен винтовой элемент, жестко соединенный с ДГТ, причем на обоих концах корпуса установлены переводники с сальниковыми уплотнениями, а на наружной поверхности корпуса и переводников размещены ребра, установленные под углом к оси компоновки.
Недостатками компоновки являются:
- во-первых, невозможность управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины из-за отсутствия в составе устройства геофизической навигации с контролем траектории бурения бокового ствола в режиме реального времени;
- во-вторых, не обеспечивается контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени, что приводит к отклонению бокового ствола от заданной траектории и высокой вероятности вскрытия водоносного пласта и обводнения основного горизонтального ствола;
- в-третьих, невозможно отрегулировать интенсивность искривления бокового ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины ввиду отсутствия в составе забойного двигателя узла изменения перекоса долота;
- в-четвертых, низкая скорость бурения бокового ствола скважины, обусловленная увеличением нагрузки на долото вследствие роста глубины скважины и твердости пород;
- в-пятых, низкая надежность работы КНБК, связанная с высокой вероятностью прихвата КНБК из-за образования шламовых подушек в процессе бурения из бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины, чему способствуют жесткие центраторы без переточных каналов и утяжеленная бурильная труба;
- в-шестых, невозможность отсоединения КНБК от колонны ДГТ при образовании прихвата КНБК и, как следствие, возникновение аварийной ситуации.
Техническими задачами изобретения являются разработка конструкции КНБК, позволяющей управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины и обеспечивать контроль внутрискважинных параметров и определение положения КНБК в режиме реального времени с возможностью регулирования интенсивности искривления бокового ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины, а также увеличение скорости бурения (проводки) бокового ствола, снижение возникновения аварийных ситуаций в скважине вследствие возможности отсоединения КНБК от колонны ДГТ при образовании прихвата КНБК.
Технические задачи решаются компоновкой низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины, включающей последовательно размещенные снизу-вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы - ДГТ.
Новым является то, что дополнительно после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов а от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом, узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками, телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу-вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блоком питания и связи, при этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали, корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащен жесткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости, причем наружный диаметр жестких центраторов равен диаметру долота, телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием, при этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы, соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке.
На фиг. 1 схематично изображена предлагаемая КНБК.
На фиг. 2 схематично изображена предлагаемая КНБК с углом перекоса.
На фиг. 3 в увеличенном виде схематично изображены кольцевые насечки, выполненные внутри в верхней части корпуса телесистемы противоположного направления насечкам ловильного инструмента с внутренним захватом.
КНБК для бурения бокового ствола 1 (фиг. 1-3) из горизонтальной части необсаженной скважины состоит из колонны ДГТ 2, например диаметром 44,55 мм, которая последовательно снизу-вверх оснащена долотом 3, например диаметром 68 мм, осциллятором-турбулизатором 4, ВЗД 5 с узлом изменения перекоса 6 долота 3 и телесистемой 7. Например, применяют ВЗД 5 диаметром 54 мм с узлом изменения перекоса 6 на величину угла а от 0 до 3° марки Д-54РС производства ОАО «Радиус-Сервис» (Российская Федерация, г. Пермь), работы с которым осуществляют согласно руководства по эксплуатации.
Осциллятор-турбулизатор 4 соединен с долотом 3 и ВЗД 5 с помощью резьбового соединения. Осциллятор-турбулизатор 4 любой известной конструкции, например производства «РосПромБур».
Конструктивно узел изменения перекоса 6 долота 3 состоит из верхнего и нижнего переводников (на фиг. 1-3 не показано), сердечника и зубчатой муфты, которая в целях повышения износоустойчивости армирована твердосплавными зубками. Узел изменения перекоса 6 представляет собой механизм искривления (изменения) оси перекоса ВЗД 5 относительно оси КНБК в пробуриваемом боковом стволе 1 на заданный диапазон углов а от 0 до 3° (фиг. 2). Благодаря наличию в конструкции КНБК узла изменения перекоса 6 обеспечивается стабильность искривления и отсутствие резких перегибов бокового ствола 1.
Телесистема 7 состоит из корпуса 8, выполненного в виде легкосплавной бурильной трубы по ГОСТ 23786-79 из алюминиевого сплава ДТ 16 с химическим составом по ГОСТ 4748-74. В корпусе 8 последовательно размещены снизу-вверх узлы: модуль нагрузки 10, инклинометр 11, блок питания и связи 12.
Все узлы телесистемы 7 выполнены цилиндрической формы.
Отклонитель 9 регулирует направление бурения бокового ствола с изменением параметров азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют отклонитель 9 любого известного производителя, например гидравлический отклонитель марки «ОГГТ», конструкции института «ТатНИПИнефть» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма).
Модуль осевой нагрузки и затрубного давления 10 обеспечивает измерения осевой нагрузки на долото 3 и давления в затрубном пространстве, например, осевую нагрузку в диапазоне от 0 до 100 кН и давление в диапазоне от 0 до 40 МПа. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11. Используют модуль осевой нагрузки и затрубного давления 11 любого известного производителя, например марки "МОИ" производства ОАО НПФ "Геофизика" (РФ, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Инклинометр 11 обеспечивает измерение инклинометрических параметров: азимутального и зенитного углов положения КНБК. Используют инклинометр 11 любого известного производителя, например марки "ИММН 36-100/40" производства ОАО НПФ "Геофизика" (Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Уфа).
Блок питания и связи 12 обеспечивает электрическим питанием отклонитель 9, модуль нагрузки 10, инклинометр 11, а также обеспечивает связь телесистемы 7 с наземным оборудованием через геофизический кабель 13, например трехжильный марки КГ 3×1,5-70-150 производства ЗАО «Кател» (Российская Федерация, г. Тверь).
Все узлы телесистемы 7 соединены между собой патрубками с резьбовыми соединениями на концах, а на патрубках жестко установлены гибкие центраторы 13, например с помощью резьбового соединения.
Все узлы в корпусе 8 телесистемы 7 разделены между собой соответственно тремя гибкими центраторами 13 (на фиг. 1 и 2 показаны условно), обеспечивающими соосность отклонителя 9, модуля нагрузки 10, инклинометра 11 относительно оси корпуса 8 телесистемы 7. Гибкие центраторы 13 (на фиг.1 показаны условно), выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали. Гибкие центраторы 13 жестко закреплены, например, с помощью сварного соединения на наружной поверхности патрубков (на фиг. 1 показаны условно).
Гибкие центраторы 13 являются гасителями радиальных и осевых нагрузок, возникающих в телесистеме 7 в процессе бурения бокового ствола 1.
Компоновка оснащена соединительным узлом 14 (фиг. 1), выполненным в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчетной нагрузке, например 60 кН.
Телесистема 7 соединена с геофизическим кабелем 15, запассованным внутрь колонны ДГТ 2 через телескопический наконечник 16. Управление телесистемой 7 осуществляется с наземного оборудования (на фиг. 1-3 не показано) через геофизический кабель 15 (фиг. 1, 2). Корпус 8 телесистемы 7 с обоих концов снаружи оснащен жесткими центраторами 17' и 17''. Жесткие центраторы 17' и 17'' изготовлены в виде колец, на наружной поверхности которых выполнены соответствующие переточные каналы 18' и 18''. Переточные каналы 18' и 18'' представляют собой продольные цилиндрические проточки с возможностью перетока рабочей жидкости в процессе работы устройства. Жесткие центраторы 17' и 17'' жестко закреплены на корпусе 8 телесистемы 7, например с помощью сварного соединения.
Наружные диаметры центраторов 17' и 17'' - dц (фиг. 1) равны диаметру долота 3 - Dд, т.е. (dц=Dд). Как указано выше, применяют долото 3 диаметром: Dд=68 мм. Тогда диаметр центраторов 17' и 17'' : dц=Dд=68 мм.
Внутри в верхней части корпуса 8 телесистемы 7 выполнены кольцевые насечки 19 (фиг. 2 и 3) противоположного направления насечкам 20 ловильного инструмента 21 (на фиг. 3 показано условно) с внутренним захватом.
Уплотнительное кольцо 22 обеспечивает герметичность при работе механического разъединителя 14.
КНБК для бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины работает следующим образом.
Перед спуском предлагаемой компоновки в горизонтальную часть необсаженной скважины спускают в требуемый интервал клин-отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) любой известной конструкции, позволяющий сориентировать и отклонить предлагаемую КНБК для бурения бокового ствола в требуемом направлении.
На устье скважины собирают предлагаемую КНБК так, как показано на фиг. 1, при этом на узле изменения перекоса 6 долота 3 угол α равен нулю (на фиг. 1-3 не показано), т.е. ось узла изменения перекоса 6 (фиг. 1, 2) совпадает с осью ВЗД 5.
В процессе спуска КНБК в интервал забуривания для выполнения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины КНБК проходит через клин отклонитель (на фиг. 1-3 не показано) и отклоняется от оси горизонтальной части необсаженной скважины, например на угол 4,0°. С помощью насосного агрегата в колонну ДГТ 2 (фиг. 1) производят закачку рабочей жидкости, например сточную воду плотностью 1050 кг/м3. Под действием рабочей жидкости начинает работать ВЗД 5. ВЗД 5 через осциллятор-турбулизатор 4 передает вращение на долото 3, которое забуривается в породу и начинается процесс бурения бокового ствола 1 из горизонтальной части необсаженной скважины. Например, производят зарезку бокового ствола 1 через клин - отклонитель, установленный на 976 м (нагрузка на долото 3 составляет 0,8 т, давление рабочей жидкости 12 МПа, расход рабочей жидкости 3,5 л/с, скорость проходки долота 3 в процессе бурения составляет 2,5 м3/час, затрубное давление 8 МПа). В процессе бурения бокового ствола 1 КНБК углубляется в породу, и бурят боковой ствол 1. Сначала зарезки и в процессе бурения бокового ствола 1 с телесистемы 7 по геофизическому кабелю 15 на наземное оборудование с комплектом программного обеспечения (на фиг. 1-3 не показано) передаются такие данные, как зенитный и азимутальный углы положения КНБК, затрубное давление и осевая нагрузки на долото в режиме реального времени.
Наземное оборудование состоит из блоков: приема-передачи, питания, измерения глубины, компьютера (на фиг. 1-3 не показано) и позволяет производить сбор данных, хранение и визуализацию, построение проектной и фактической траектории в процессе бурения бокового ствола 1 (фиг. 1), а также управление траекторией бурения.
В процессе бурения бокового ствола, например на глубине 998 м, возникает необходимость согласно проектной траектории бурения бокового ствола 1 искривить интенсивнее боковой ствол 1 и изменить траекторию бурения бокового ствола 1 (нисходящий, горизонтальный или восходящий с отклонением относительно азимута). Для этого изменяют угол узла изменения перекоса 6 долота 3, а также азимутальный и зенитный углы положения КНБК.
Для этого в режиме реального времени с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-3 не показано), расположенного на устье скважины изменяют параметры расхода и давления закачки рабочей жидкости до требуемой величины. При достижении требуемых параметров происходит также изменение угла α узла изменения перекоса 6 долота 3 например, с величины α=0° на α=2° с целью увеличения интенсивности искривления ствола и диаметра бокового ствола 1. Поэтому чем больше угол α в диапазоне от 0° до 3°, тем интенсивнее происходит искривление бокового ствола 1 в процессе его бурения.
С помощью отклонителя 9 в телесистеме 7 регулируют направление бурения бокового ствола с изменением параметров азимутального и зенитного углов положения КНБК. Например, при увеличении с помощью насосного агрегата внутри ДГТ 2, и соответственно, внутри КНБК расхода рабочей жидкости с 3,5 л/с на 4,0 л/с и давления рабочей жидкости с 12 МПа на 15 МПа изменяют значение азимутального угла, например, со 110° до 130° (на фиг. 1-3 не показано), и зенитного угла с 80° до 70°. Таким образом меняют траекторию бурения бокового ствола 1 (фиг. 1 и 2) направо и вниз. В режиме реального времени контролируют траекторию бурения бокового ствола 1 и по мере необходимости вводят корректировки в значения азимутального и зенитного углов положения КНБК в зависимости от того, какую траекторию необходимо получить.
Также в режиме реального времени в процессе бурения бокового ствола 1 с помощью модуля нагрузки 10 проводят измерение затрубного давления (в боковом стволе за КНБК) и измерение осевой нагрузки на долото 3. В случае превышения допустимого затрубного давления в затрубном пространстве 23 и/или модуля нагрузки от проектных бурение бокового ствола прекращают до восстановления прежних значений (см. выше). Для чего приподнимают КНБК с помощью ДГТ 2 на 10-20 м и производят промывку пробуренного бокового ствола 1, после чего бурение бокового ствола 1 продолжают с соблюдением проектной и фактической траектории бокового ствола 1, что визуально контролируется с помощью наземного оборудования.
По окончанию бурения бокового ствола 1 КНБК извлекают из бокового ствола 1, клина-отклонителя и скважины. Для бурения бокового ствола в другом интервале перемещают клин-отклонитель в горизонтальной части необсаженной скважины и производят бурение следующего бокового ствола с применением вышеописанной компоновки.
В процессе бурения бокового ствола 1 осциллятор-турбулизатор 4 приводит к осцилляции низкочастотных колебаний закачиваемой по колонне ДГТ 2 рабочей жидкости и создает малоамплитудные продольные колебания, способствующие созданию динамической нагрузки на долото 3, приводящей к более эффективному разрушению горной породы. Опытным путем установлено, что применение осциллятора-турбулизатора увеличивает механическую скорость бурения (проводки) бокового ствола на 40-50% в твердых породах независимо от нагрузки на долото 3, связанной с ростом глубины скважины.
Благодаря наличию телесистемы 7 в конструкции КНБК соблюдают точность бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины по заранее запланированной траектории, реализуют непрерывный дистанционный контроль и изменение направления траектории на всем интервале бурения бокового ствола 1, контролируют внутрискважинные параметры и определяют положение КНБК в режиме реального времени.
В предлагаемой КНБК предложена система отклонения направления бурения бокового ствола 1 отклонителем 9, позволяющим изменять угол перекоса а долота 3. Данная система позволяет автоматически поддерживать угол перекоса а долота 3 в пространстве в процессе бурения бокового ствола. Это регулирует интенсивность искривления бокового ствола скважины до 0,1-0,3 град/м в зависимости от угла перекоса ВЗД 5 и диаметра скважины.
Контроль внутрискважинных параметров достигается использованием в конструкции КНБК модуля нагрузки 10. Контролируют измерение затрубного давления в пространстве пробуриваемого бокового ствола 1 и осевой нагрузки на долото 3 в процессе бурения бокового ствола 1.
А благодаря наличию инклинометра 11 определяют параметры зенитного и азимутального положения КНБК.
Для исключения аварийных ситуаций, а именно прихвата КНБК, например, в результате осыпания слабосцементированных разбуриваемых пород, в конструкции КНБК присутствует соединительный узел 14. С целью исключения повреждения (обрыва, растяжения) колонны ДГТ 2 и обрыва геофизического кабеля 15 при прихвате КНБК приводят в действие соединительный узел 14. Натяжением вверх создают в колонне ДГТ 2 нагрузку, достаточную для разрушения штифтов. Например, натягивают колонну ДГТ вверх с усилием 7,0 кН, при котором происходит разрушение штифтов и обрыв геофизического кабеля 15 в заделке телескопического наконечника 16. Затем колонну ДГТ 2 с геофизическим кабелем 15 извлекают из скважины, после чего на аварийном инструменте (на фиг. 1-3 не показано) спускают в скважину ловильный инструмент (на фиг. 3 не показано) с внутренним захватом, имеющим насечки 22 (на фиг. 2 показано условно) противоположного направления кольцевым насечкам 19 (фиг. 2 и 3) корпуса 8 телесистемы 7. Производят захват КНБК ловильным инструментом 21 за кольцевые насечки 19 (фиг. 2 и 3) корпуса 8 телесистемы 7, после чего извлекают прихваченную КНБК из бокового ствола 1 и скважины.
В 1,5-2 раза снижается вероятность прихвата КНБК в боковом стволе 1 из-за отсутствия образования шламовых подушек в боковом стволе 1 в процессе его бурения благодаря наличию переточных каналов 18', 18'' у жестких центраторов 17' и 17'' на наружной поверхности корпуса 8 телесистемы 7.
Предлагаемая компоновка КНБК позволяет:
- управлять траекторией бурения бокового ствола из горизонтальной части необсаженной скважины;
- обеспечить контроль внутрискважинных параметров и определение положения компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в режиме реального времени;
- регулировать интенсивности искривления ствола скважины в зависимости от угла перекоса двигателя и диаметра скважины;
- увеличивать скорость проходки долота при бурении бокового ствола, что позволяет сократить время проведения работ и снизить затраты;
- снижать вероятность прихвата КНБК;
- отсоединять колонну ДГТ от КНБК при возникновении прихвата КНБК в боковом стволе, а затем извлекать КНБК из бокового ствола.

Claims (1)

  1. Компоновка низа бурильной колонны - КНБК для бурения боковых стволов, включающая последовательно размещённые снизу вверх долото, винтовой забойный двигатель - ВЗД, длинномерные гибкие трубы - ДГТ, отличающаяся тем, что дополнительно после долота размещен осциллятор-турбулизатор, после ВЗД размещены узел изменения перекоса долота на заданный диапазон углов α от 0 до 3°, телесистема с соединительным узлом, узел изменения перекоса долота состоит из верхнего и нижнего переводников, сердечника и зубчатой муфты, которая армирована твердосплавными зубками, телесистема состоит из корпуса, выполненного из легкосплавной бурильной трубы, в корпусе последовательно снизу вверх размещены узлы: отклонитель, модуль нагрузки, инклинометр, блок питания и связи, при этом между узлами в корпусе телесистемы установлены три гибких центратора, выполненные в виде кольца, на наружной поверхности которого приварены три подпружиненных фонаря из листовой стали, корпус телесистемы снаружи с обоих концов оснащён жёсткими центраторами, выполненными в виде колец, на наружной поверхности которых сделаны соответствующие переточные каналы в виде продольных цилиндрических проточек с возможностью перетока рабочей жидкости, причем наружный диаметр жестких центраторов равен диаметру долота, телесистема соединена геофизическим кабелем, запассованным внутрь колонны ДГТ через геофизический наконечник с наземным оборудованием, при этом выше геофизического наконечника на внутренней поверхности корпуса телесистемы выполнены насечки, обеспечивающие возможность захвата корпуса телесистемы, соединительный узел выполнен в виде механического разъединителя, представляющего собой срезной штифт, разрушающийся при расчётной нагрузке.
RU2019114516A 2019-05-14 2019-05-14 Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины RU2715482C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019114516A RU2715482C1 (ru) 2019-05-14 2019-05-14 Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019114516A RU2715482C1 (ru) 2019-05-14 2019-05-14 Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2715482C1 true RU2715482C1 (ru) 2020-02-28

Family

ID=69768137

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019114516A RU2715482C1 (ru) 2019-05-14 2019-05-14 Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2715482C1 (ru)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2105880C1 (ru) * 1994-11-29 1998-02-27 Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры Забойная телеметрическая система
RU27839U1 (ru) * 2002-05-30 2003-02-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи
RU2236538C1 (ru) * 2003-04-16 2004-09-20 ОАО НПО "Буровая техника" Компоновка низа бурильной колонны
RU2280748C1 (ru) * 2004-12-23 2006-07-27 ОАО НПО "Буровая техника" Компоновка низа бурильной колонны для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем
RU60984U1 (ru) * 2006-09-28 2007-02-10 Закрытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Самарские Горизонты" Забойная телеметрическая система для бурения на депрессии
RU2354824C2 (ru) * 2006-06-06 2009-05-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) Способ контроля и управления забойными параметрами режима бурения
RU126748U1 (ru) * 2012-10-29 2013-04-10 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2105880C1 (ru) * 1994-11-29 1998-02-27 Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин с опытным заводом геофизической аппаратуры Забойная телеметрическая система
RU27839U1 (ru) * 2002-05-30 2003-02-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин Устройство для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения с электромагнитным каналом связи
RU2236538C1 (ru) * 2003-04-16 2004-09-20 ОАО НПО "Буровая техника" Компоновка низа бурильной колонны
RU2280748C1 (ru) * 2004-12-23 2006-07-27 ОАО НПО "Буровая техника" Компоновка низа бурильной колонны для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем
RU2354824C2 (ru) * 2006-06-06 2009-05-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (УГТУ) Способ контроля и управления забойными параметрами режима бурения
RU60984U1 (ru) * 2006-09-28 2007-02-10 Закрытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Самарские Горизонты" Забойная телеметрическая система для бурения на депрессии
RU126748U1 (ru) * 2012-10-29 2013-04-10 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Компоновка низа бурильной колонны с усиленной динамической нагрузкой на долото

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0677135B1 (en) Method and apparatus for setting a whipstock
CN101660391B (zh) 一种径向水平钻井装置
US7938201B2 (en) Deep water drilling with casing
RU2378479C2 (ru) Способ и устройство для выполнения операций в стволе подземной скважины посредством использования гибких обсадных труб
CN110984859B (zh) 一种径向水平钻井及防砂完井工具及方法
US7775304B2 (en) Apparatus and method for driving casing or conductor pipe
US9951588B2 (en) Expansion assembly, top anchor and method for expanding a tubular in a wellbore
US9441420B2 (en) System and method for forming a lateral wellbore
NO317359B1 (no) Bronnsystem
MXPA02007728A (es) Metodo y aparato para la estimulacion de intervalos de formacion multiples.
US7475726B2 (en) Continuous monobore liquid lining system
RU2638601C1 (ru) Гравиметрическое средство и способ ориентации обсадных колонн
CN105507839A (zh) 连续油管套管开窗方法
AU2006321380B2 (en) Method and apparatus for installing deflecting conductor pipe
RU2715482C1 (ru) Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины
RU2437997C1 (ru) Способ одновременного вскрытия и крепления неустойчивых пород при бурении скважин
RU2719875C1 (ru) Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины
RU2657583C1 (ru) Направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол
RU2641150C1 (ru) Отклоняющее устройство для вырезки окна в обсадной колонне скважины
RU2790628C1 (ru) Устройство для одновременного бурения и крепления зон осыпаний и обвалов при бурении скважины
RU2710052C1 (ru) Компоновка низа бурильной колонны для бурения боковых стволов из горизонтальной части необсаженной скважины
RU2060348C1 (ru) Компоновка низа бурильной колонны
CN114541981A (zh) 用于深部钻孔中的钻探套管装置
US20030190195A1 (en) Drilled pile
RU2232895C1 (ru) Гидродобычной снаряд