Патенты автора Шаяхметова Гузель Зиннуровна (RU)

Изобретение относится к строительству скважины и может найти применение при проводке ствола скважины через зоны обрушений породы. Способ бурения скважины включает бурение ствола скважины бурильной компоновкой с забойным двигателем с применением гидравлического забойного двигателя, в зоне горизонта с осыпающимися породами периодическое расхаживание бурильной колонны с одновременным вращением бурильной колонны, разбуривание горизонта с осыпающимися породами с использованием бурового раствора, подъем бурильной компоновки выше горизонта с осыпающимися породами, шаблонировку или проработку пробуренного интервала, подъем бурильной компоновки из скважины, спуск бурильной компоновки в скважину, определение интервалов посадки бурильной компоновки, проведение проработки интервалов посадки, подъем бурильной компоновки из скважины. При спуске бурильной компоновки первую промывку производят на глубине 400 м в течение 1,5 циклов, последующие промывки производят через каждые 300 м спуска в течение 1,5 циклов. При бурении проводят контрольный отрыв бурильной компоновки на длину ведущей трубы не реже 1 раза в час. При появлении затяжек останавливают углубление скважины, проводят интенсивную промывку с расхаживанием бурового инструмента с перекрытием муфт до прекращения затяжек, прорабатывают пробуренный интервал, продолжают углубление, проводят контрольные отрывы не реже, чем через каждые 0,5 часа бурения. При продолжении затяжек проводят очистительный рейс ствола скважины бурильной компоновкой, через каждые 50 м бурения поднимают бурильную компоновку до интервала зенитных углов 35°, прорабатывают ствол скважины до забоя для снятия корки и удаления шлама. Перед наращиванием бурильной компоновки проводят промывку не менее 1,5 цикла, скорость спускоподъемных операций в интервале горизонта с осыпающимися породами устанавливают не более 0,2 м/с, вынос шлама при бурении устанавливают в объеме 0,4-0,6 м3 шлама на каждые 9 м бурения. После вскрытия продуктивного пласта проводят расхаживание с промывкой до прекращения выноса шлама. Подъем бурильной компоновки производят с доливом через каждые 250-300 м. После спуска компоновки и проработки интервала осложнений прокачивают с забоя вязкоупругий состав, шаблонируют и прорабатывают ствол скважины. Обеспечивается исключение прихватов бурильной компоновки при проведении скважины через зоны с осыпающимися породами. 1 пр.

Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. При осуществлении способа спускают колонну труб с пакером, размещают пакер над нижним интервалом зоны поглощения. При спуске колонны труб с пакером при появлении посадок до 3 т останавливают спуск, производят промывку скважины без расхаживания колонны труб с расходом до 15 л/с в течение 1,5 цикла, продолжают спуск. Перед каждой закачкой по колонне труб в зону поглощения перед каждой пакеровкой пакера производят промывку скважины в течение 1,0-1,5 цикла естественной водной суспензией. Пакеровку проводят в среде естественной водной суспензии, после пакеровки проводят исследование скважины закачкой технической воды не менее чем на двух режимах, увеличивают давление нагнетания при каждом последующем режиме, поддерживают постоянным давление нагнетания, фиксируют давление нагнетания и объем закачки для каждого режима, вычисляют коэффициент приемистости скважины как частное от деления разности объемов закаченной жидкости на последующем и предыдущем режимах к разности давлений закачки жидкости на последующем и предыдущем режимах. При коэффициенте приемистости до 0,4 изоляционные работы не проводят. При коэффициенте приемистости от 0,4 до 1,0 производят закачку бурового раствора с опилками или резиновой крошкой, при коэффициенте приемистости от 1,0 до 1,5 производят закачку бурового раствора с опилками и/или кордным волокном, при коэффициенте приемистости от 1,5 до 2,0 производят закачку бурового раствора с кордным волокном и улюком, при коэффициенте приемистости от 2,0 до 2,5 производят закачку бурового раствора с улюком с последующей закачкой бурового раствора с кордным волокном, закачку производят до давления прекращения поглощения, а перед спуском бурильной компоновки и добуривании скважины скважину заполняют буровым раствором с плотностью 1,35 г/см3, условной вязкостью 25-60 с, фильтрацией 1-2 см3/30 мин, рН=8-9, содержащим нефть до 10%, проводят промывку в течение 1,5 циклов и поднимают бурильный инструмент с доливом скважины через каждые 250-300 м подъема. Расширяется интервал изоляции поглощения в скважине.
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин и вторых стволов с горизонтальным окончанием. Техническим результатом является забуривание бокового ствола без прихватов бурового инструмента. В способе бурения горизонтальной скважины с пилотным стволом, включающем бурение пилотного ствола с заданным зенитным углом для вскрытия продуктивного пласта, проведение геофизических исследований, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, установка отклонителя, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте, согласно изобретению, перед установкой клина-отклонителя выполняют 3-кратную проработку и шаблонировку ствола скважины в интервале пилотного ствола в течение 2-3 часов с промывкой на технической воде при давлении 5-7 МПа роторной компоновкой со скоростью не более 20 м/час, поднимают роторную компоновку с доливом скважины естественной водной суспензией до устья, спускают бурильную компоновку, не допуская посадок свыше 2 т от собственного веса, внутрь бурильной компоновки спускают на кабеле телеметрию на скорости не более 12,5 м/мин, с контрольным доливом технической водой через каждые 200-300 м, проводят гамма-каротаж в интервале постановки клина-отклонителя, по данным гамма-каротажа устанавливают клин-отклонитель и устанавливают бурильную компоновку, заякоривают компоновку, отсоединяют фрезы от клина, переводят скважину на промывку раствором плотностью 1150-1250 г/см3, вращают компоновку при 25-35 об/мин, устанавливают магниты в желобах циркуляционной системы, вырезают окно с промывкой раствором плотностью 1150-1250 г/см3 фрезеровкой обсадной колонны при начальной осевой нагрузке 0-0,5 т и оборотах не более 60 об/мин, после фрезерования 0,4-0,6 м колонны осевую нагрузку увеличивают до 3,5-4,5 т при оборотах 70-80 об/мин, расход устанавливают 12-16 л/с, продолжают до выхода расширяющей части фрезера за обсадную колонну, прорабатывают интервал фрезерования, проводят очистку забоя спуском магнита на буровом инструменте. 3 пр.
Мы будем признательны, если вы окажете нашему проекту финансовую поддержку!

 


Наверх