RU2798542C1 - Method for drilling a sidetrack of a well with unstable rocks - Google Patents
Method for drilling a sidetrack of a well with unstable rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798542C1 RU2798542C1 RU2023101395A RU2023101395A RU2798542C1 RU 2798542 C1 RU2798542 C1 RU 2798542C1 RU 2023101395 A RU2023101395 A RU 2023101395A RU 2023101395 A RU2023101395 A RU 2023101395A RU 2798542 C1 RU2798542 C1 RU 2798542C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling
- bit
- liner
- cementing
- casing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предотвращения разрушения и обвала стенок скважины при бурении интервалов с неустойчивыми породами.The invention relates to the field of drilling oil and gas wells, and in particular to methods for preventing the destruction and collapse of the walls of the well when drilling intervals with unstable rocks.
Известен способ проходки неустойчивых пород при бурении бокового ствола с горизонтальным окончанием (патент RU № 2714397, МПК Е21В 7/04, опубл. 14.02.2020 г., Бюл. № 5), включающий вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола, крепление бокового ствола колонной труб с установленным на нижнем конце башмаком, бурение бокового ствола до проектного забоя. Предварительно определяют зону неустойчивых пород пласта, после вырезания окна в эксплуатационной колонне производят бурение бокового ствола долотом диаметром на 1,3-2,5 % меньше диаметра вырезанного окна со вскрытием зоны неустойчивых пород пласта, спускают до забоя безмуфтовую колонну-летучку на колонне бурильных труб, оснащенную посадочным устройством сверху, а снизу - разбуриваемым прорабатывающим башмаком, повышают гидравлическое давление в колонне бурильных труб, отцепляют и извлекают посадочное устройство с колонной бурильных труб, при этом диаметр безмуфтовой колонны-летучки на 7-8 % меньше диаметра пробуренного бокового ствола, бурение бокового ствола из безмуфтовой колонны-летучки до проектного забоя производят долотом на 1,5-3 % меньше внутреннего диаметра безмуфтовой колонны летучкиA known method of driving unstable rocks when drilling a sidetrack with a horizontal ending (patent RU No. 2714397, IPC E21B 7/04, publ. lateral wellbore with a pipe string with a shoe installed at the lower end, drilling a lateral wellbore to the design bottomhole. The zone of unstable reservoir rocks is preliminarily determined, after cutting a window in the production string, a sidetrack is drilled with a bit with a diameter of 1.3-2.5% less than the diameter of the cut window with the opening of the zone of unstable reservoir rocks, a sleeveless flying string is lowered to the bottom hole on the drill string , equipped with a landing device at the top, and a drillable drilling shoe at the bottom, increase the hydraulic pressure in the drill string, unhook and remove the landing device with the drill pipe string, while the diameter of the sleeveless flying string is 7-8% less than the diameter of the drilled sidetrack, drilling of the sidetrack from a sleeveless flier string to the design bottomhole, a bit is produced with a bit 1.5-3% less than the inner diameter of the sleeveless flier string
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- при сборке колонны-летучки на устье большая вероятность заваливания пробуренного ствола в зоне неустойчивых пород, что приведет к перебуриванию ствола, так как на сборку сварной колонны-летучки требуется много времени;- when assembling a flying string at the wellhead, there is a high probability of blocking the drilled wellbore in the zone of unstable rocks, which will lead to overdrilling of the wellbore, since it takes a lot of time to assemble a welded flying string;
- при сварке колонны-летучки ручной дуговой сваркой большая вероятность получения некачественного сварного шва, что может привести к разрыву труб колонны-летучки при спуске в скважину;- when welding the flying string by manual arc welding, there is a high probability of obtaining a poor-quality weld, which can lead to rupture of the pipes of the flying string when lowering into the well;
- при таком способе невозможно задать траекторию бурения скважины, так как бурение ведется без телеметрии и не стабилизирующей компоновкой;- with this method, it is impossible to set the well drilling trajectory, since drilling is carried out without telemetry and without a stabilizing assembly;
- незацементированная колонна-летучка может быть сдвинута со своего места при спуско подъемных операциях;- an uncemented flying column can be moved from its place during tripping operations;
- при применении этого способа происходит уменьшение сечения эксплуатационной колонны, так как после установки колонны-летучки бурение ведут меньшим диаметром долота.- when applying this method, the section of the production string decreases, since after the installation of the flying string, drilling is carried out with a smaller diameter of the bit.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ бурения бокового ствола с неустойчивыми породами (патент RU № 2785164, МПК Е21В 7/04, опубл. 05.12.2022 г., Бюл. № 34), включающий определение зон неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола до проектного забоя, крепление бокового ствола колонной труб, повышение гидравлического давления в колонне бурильных труб, отцеп и извлечение посадочного устройства. Из окна бурение ведут на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с набором угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород. Затем компоновку с телесистемой и долотом с винтовым забойным двигателем извлекают и скважину до проектного забоя бурят роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком, состоящим из стандартных обсадных труб. Обсадные трубы оборудуют снизу долотом с резцами PDC, центратором для сохранения стабильного направления при бурении и клапаном со стоп-кольцом, а сверху - подвесным устройством. Соединяют обсадной хвостовик с бурильной колонной подвесным устройством, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения. Используют продавочные пробки подвесного устройства при цементировании хвостовика после бурения до проектного забоя и промывки ствола скважины. Производят отцеп бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта, при этом длина обсадного хвостовика равна сумме длины бокового ствола скважины до забоя и участка L хвостовика для герметизации в эксплуатационной. Затем по данным геофизических исследований производят перфорацию хвостовика в интервале продуктивного пласта и вводят скважину в эксплуатацию.The closest in technical essence and the achieved result is the method of drilling a sidetrack with unstable rocks (patent RU No. 2785164, IPC
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- при таком способе невозможно контролировать траекторию и управлять траекторией во время бурения последней секции скважины на обсадном хвостовике, как следствие, недостижение проектного забоя, что ведет к временным и материальным затратам по перебуриванию участка скважины;- with this method, it is impossible to control the trajectory and control the trajectory during the drilling of the last section of the well on the casing liner, as a result, failure to reach the design bottomhole, which leads to time and material costs for re-drilling the well section;
- вероятность получения аварийной ситуации из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании через них, как следствие, затвердевание цемента в хвостовике и дополнительные материальные затраты по разбуриванию цемента.- the likelihood of an emergency due to clogging of the drilling holes of the bit when cementing through them, as a result, the hardening of cement in the liner and additional material costs for drilling cement.
Техническими задачами изобретения являются создание способа бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами, обеспечивающего управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике, исключение аварийной ситуации из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании за счет снабжения долота заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования.The technical objectives of the invention are the creation of a method for drilling a lateral wellbore with unstable rocks, providing control and monitoring of the trajectory during the drilling of a well section on a casing liner, eliminating an emergency due to clogging of the drilling holes of the bit during cementing by supplying the bit with a plugged hole for cementing, plug which opens when the bit holes become clogged during cementing.
Технические задачи решаются способом бурения бокового ствола скважины с неустойчивыми породами, включающим определение зон неустойчивых пород, вырезание окна в эксплуатационной колонне, бурение бокового ствола на бурильной колонне с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем с набором угла и последующей зоной стабилизации ствола скважины до кровли неустойчивых пород, извлечение компоновки с телесистемой и долотом с винтовым забойным двигателем, бурение скважины до проектного забоя роторным способом на бурильной колонне с обсадным хвостовиком, состоящим из стандартных обсадных труб, оснащенных снизу долотом с резцами PDC, центратором и клапаном, а сверху - подвесным устройством с автоотцепом, соединяющим обсадной хвостовик с бурильной колонной, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения, цементирование обсадного хвостовика в боковом стволе и отцепление бурильной колонны от обсадного хвостовика за счет сброса шара с устья в седло при повышении давления в хвостовике и срезе штифта,Technical problems are solved by the method of drilling a sidetrack of a well with unstable rocks, including determining zones of unstable rocks, cutting a window in the production string, drilling a sidetrack on the drill string with telemetry and a bit with a screw downhole motor with a set angle and subsequent stabilization zone of the wellbore to the roof of unstable formations, extraction of the assembly with a telesystem and a bit with a screw downhole motor, drilling a well to the design bottomhole using a rotary method on a drill string with a casing liner consisting of standard casing pipes equipped with a bit with PDC cutters, a centralizer and a valve from below, and from above - a suspension device with an autocoupler connecting the casing liner to the drill string, transmitting axial load and torque for drilling, cementing the casing liner in the sidetrack and uncoupling the drill string from the casing liner by dropping the ball from the wellhead into the saddle with increasing pressure in the liner and shearing the pin,
Новым является то, что при бурении траекторией управляют центратором с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей выдвигаемых поршнями, подпоршневая полость которых сообщена с центральным каналом, при этом для контроля траектории выше обратного клапана буровой хвостовик снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии, после извлечения которого при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара и посадку его в центральное отверстие обратного клапана для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий для вымывания излишков цемента после цементирования, при этом долото снабжено заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открыта при засорении отверстий долота во время цементирования.What is new is that when drilling, the trajectory is controlled by a centralizer with a variable circumscribed diameter, which increases the circumscribed diameter with an increase in the pressure of pumping the flushing fluid due to the exit of the blades extended by the pistons, the under-piston cavity of which is in communication with the central channel, while to control the trajectory above the check valve, the drill shank is equipped with a non-magnetic branch pipe with an inclinometer module installed with the possibility of extraction, after which, when pumping the required volume of cement, the ball is dropped and placed in the central hole of the check valve to increase the pressure of the flushing fluid in order to open holes for washing out excess cement after cementing, while the bit is equipped with a plugged cementing hole, the plug of which is opened when the bit holes are clogged during cementing.
На фиг. 1 схематично показана реализация предлагаемого способа. In FIG. 1 schematically shows the implementation of the proposed method.
На фиг. 2 показан общий вид хвостовика. In FIG. 2 shows a general view of the shank.
На фиг. 3 показан центратор увеличенно.In FIG. 3 shows the centralizer enlarged.
На фиг. 4 показан вид А.In FIG. 4 shows view A.
На фиг. 5 показана аксонометрия центратора.In FIG. 5 shows a perspective view of the centralizer.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Предварительно определяют зону неустойчивых пород 1 по соседним скважинам и по материалам геофизических исследований скважины.A zone of
В эксплуатационной колонне 2, например, диаметром 168 мм вырезают окно 3 любым известным способом, например, с установкой клина-отклонителя 4 (фиг. 1), с помощью фрезы, например, диаметром 146 мм, для вырезания окна (не показано). In the
Бурение бокового ствола скважины 5 ведут на бурильной колонне 6 с телеметрией и долотом с винтовым забойным двигателем, например, диаметром 143 мм (на фиг. 1 не показано) с зоной набора угла 7 и последующей зоной стабилизации 8 ствола скважины 5 до кровли неустойчивых пород 9. Компоновку с телесистемой и винтовым забойным двигателем извлекают, а скважину 5 до проектного забоя 10 бурят роторным способом на бурильной колонне 6 с обсадным хвостовиком 11. Обсадной хвостовик 11 состоит из стандартных обсадных труб 12 (фиг. 2), например, диаметром 114 мм, оснащенных снизу долотом 13 с резцами PDC, например, диаметром 143 мм, центратором 14, и клапаном 15. Обсадной хвостовик 11 сверху оснащен подвесным устройством 16 с автоотцепом 17, соединяющим обсадной хвостовик 11 с бурильной колонной 6, передающим осевую нагрузку и крутящий момент для бурения. Для достижения проектного забоя 10 при бурении траекторией управляют центратором 14 с переменным описанным диаметром, увеличивающим описанный диаметр при увеличении давления прокачки промывочной жидкости за счет выхода лопастей 18, выдвигаемых поршнями 19, подпоршневая полость 20 которых сообщена отверстием 21 с центральным каналом 22. Например, при давлении 6 МПа усилия поршней 19 не хватает для вывода лопастей 18, при этом при бурении происходит падение траектории с интенсивностью до 5° на 100 метров. А при давлении 10 МПа лопасти 18 выходят на максимальный описанный диаметр, например, 141 мм, при этом при бурении обсадным хвостовиком 11 происходит подъем траектории с интенсивностью до 3° на 100 метров. Для контроля траектории при бурении выше обратного клапана 15 буровой хвостовик 11 снабжен немагнитным патрубком с установленным с возможностью извлечения модулем инклинометрии 24. Благодаря центратору 15 с переменным описанным диаметром и модулю инклинометрии 24 обеспечивается управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике 11. После извлечения модуля инклинометрии 24 при прокачке необходимого объема цемента производят сброс шара 25 и посадку его в центральное отверстие 26 обратного клапана 15 для повышения давления промывочной жидкости с целью открытия отверстий 27 для вымывания излишков цемента после цементирования. Далее производят отцеп бурильной колонны 6 от обсадного хвостовика 11 за счет сброса шара 28 с устья в седло 29 при повышении давления в хвостовике 11 и срезе штифта 30.The drilling of the
Долото 13 снабжено заглушенным отверстием 31 для цементирования, заглушка 32 которого открывается при засорении отверстий 33 долота 13 во время цементирования. Благодаря снабжению долота 13 заглушенным отверстием 31 для цементирования, заглушка 32 которого открывается при засорении отверстий 33 долота 13 во время цементирования исключается аварийная ситуация при засорении промывочных отверстий 33 долота 13 при цементировании.The
Предлагаемый способ обеспечивает управление и контроль траектории во время бурения секции скважины на обсадном хвостовике, позволяет исключить аварийную ситуацию из-за засорения промывочных отверстий долота при цементировании за счет снабжения долота заглушенным отверстием для цементирования, заглушка которого открывается при засорении отверстий долота во время цементирования.The proposed method provides control and monitoring of the trajectory during drilling of a well section on a casing liner, eliminates an emergency situation due to clogging of the drilling holes of the bit during cementing by providing the bit with a plugged hole for cementing, the plug of which opens when the holes of the bit are clogged during cementing.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2798542C1 true RU2798542C1 (en) | 2023-06-23 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2278236C1 (en) * | 2004-11-11 | 2006-06-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Controlled directional well and horizontal well drilling device |
RU2344263C1 (en) * | 2007-04-06 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of incompetent rocks driving in well drilling |
RU2441130C2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Hydraulic calibrator-centraliser |
US20160312574A1 (en) * | 2014-01-20 | 2016-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | One trip liner drilling and cementing |
RU2671369C1 (en) * | 2014-10-08 | 2018-10-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Drilling with liner using a withdrawable guide assembly of the bottom |
RU2714397C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Unstable rocks driving method during drilling of offshoot with horizontal end |
RU2719875C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Assembly of drill string bottom for drilling of offshoots from horizontal part of uncased well |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2278236C1 (en) * | 2004-11-11 | 2006-06-20 | Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие "Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НПП "ВНИИГИС") | Controlled directional well and horizontal well drilling device |
RU2344263C1 (en) * | 2007-04-06 | 2009-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of incompetent rocks driving in well drilling |
RU2441130C2 (en) * | 2009-11-30 | 2012-01-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Hydraulic calibrator-centraliser |
US20160312574A1 (en) * | 2014-01-20 | 2016-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | One trip liner drilling and cementing |
RU2671369C1 (en) * | 2014-10-08 | 2018-10-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Drilling with liner using a withdrawable guide assembly of the bottom |
RU2719875C1 (en) * | 2019-05-14 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Assembly of drill string bottom for drilling of offshoots from horizontal part of uncased well |
RU2714397C1 (en) * | 2019-07-31 | 2020-02-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Unstable rocks driving method during drilling of offshoot with horizontal end |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6457525B1 (en) | Method and apparatus for completing multiple production zones from a single wellbore | |
CA2454496C (en) | Expandable bit with a secondary release device | |
CA2518283C (en) | Pressure activated release member for an expandable drillbit | |
US10267092B2 (en) | Single-assembly system and method for one-trip drilling, casing, cementing and perforating | |
US20040003944A1 (en) | Drilling and cementing casing system | |
EP2935771B1 (en) | Method and apparatus for treating a subterranean region | |
US9022114B2 (en) | Cement shoe and method of cementing well with open hole below the shoe | |
EP3538739B1 (en) | Production tubing conversion device and methods of use | |
RU2798542C1 (en) | Method for drilling a sidetrack of a well with unstable rocks | |
CA2999197C (en) | Method of well completion | |
RU2714397C1 (en) | Unstable rocks driving method during drilling of offshoot with horizontal end | |
CA1196570A (en) | Method for controlling subsurface blowout | |
US10465478B2 (en) | Toe valve | |
US11933174B2 (en) | Modified whipstock design integrating cleanout and setting mechanisms | |
RU2785164C1 (en) | Method for drilling of lateral trunk with unstable rocks | |
RU2796156C1 (en) | Casing drilling method with retrievable bottomhole assembly (rba) | |
US9181759B1 (en) | Method and apparatus for increasing load bearing capacity of a tubular string | |
RU2708743C1 (en) | Method of drilling offshoots from an openhole well horizontal part | |
RU2779682C1 (en) | Casing reamer bit | |
RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes | |
US11702904B1 (en) | Toe valve having integral valve body sub and sleeve | |
RU2815898C1 (en) | Method for construction and operation of well with extraction of part of liner | |
RU2774455C1 (en) | Method for completing a well with a horizontal completion using a production column of one diameter from head to bottomhouse and subsequent carrying out large-volume, speed and multi-stage hydraulic fracturing | |
RU2779869C1 (en) | Method for constructing a well with an extended horizontal or inclined section in unstable rocks | |
CN111535746B (en) | Cage type connecting device suitable for fishbone branch well sand prevention or well wall support and using method thereof |