Способ строительства горизонтальной скважины на девонские отложения


 


Владельцы патента RU 2421586:

Общество с ограниченной ответственностью "УПРАВЛЯЮЩАЯ КОМПАНИЯ "Татбурнефть" ООО "УК "Татбурнефть" (RU)

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения. Способ строительства горизонтальной скважины на девонские отложения включает проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола. Для уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом αвх менее 60°, причем если зенитный угол αвх составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол αвх составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю. Конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта αвх определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта А и радиусом искривления R при наборе кривизны в этом интервале до необходимого ее значения по формуле: αвх=arcsin(1-A/R), где αвх - зенитный угол входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта, в градусах, А - расстояние от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, R - радиус набора кривизны в интервале от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, обеспечивающий достижение значения А при допустимом значении интенсивности искривления для данной компоновки бурильного инструмента и обсадных труб. Обеспечивает уменьшение вероятности прихвата бурильного инструмента, сокращение сроков строительства скважины, а также сокращение материальных затрат. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения, а именно к способам предотвращения эррозионного разрушения и образования каверн в стволе скважин при проходке бурением интервалов кыновского горизонта наклонно-направленной скважиной.

Известен способ проходки горизонтальной скважины (см. статью "Особенности проектирования наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением от вертикали", журнал "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". М.: ВНИИОЭНГ, 1998 г., Выпуск 7, стр.6-9), включающий бурение вертикального участка, участка начального искривления и бурение проектного продуктивного пласта.

Недостатком известного способа является невозможность его использования при бурении скважины на продуктивный пласт, сложенный песчаниками, расположенными непосредственно под неустойчивыми горными породами.

Недостатки известного способа частично устранены в способе проходки горизонтальной скважины (см. описание к патенту RU №2159318, МПК7 Е21В 7/06, дата публикации 20.11.2000 г.), включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления и бурение горизонтального участка, при этом стабилизацию зенитного угла осуществляют до интервала устойчивых горных пород, расположенных ниже подошвы продуктивного пласта, а добор зенитного угла до 80°, и бурение горизонтального участка осуществляют на длину, обеспечивающую после набора зенитного угла более 90° вскрытие продуктивного пласта в проектной точке с последующей проходкой наклонного или горизонтального участка в продуктивном пласте.

Следует отметить, что в описании к этому патенту отсутствуют рекомендации по безаварийной проходке глинистых горных пород, в частности, кыновского горизонта при бурении горизонтальных скважин на девонские отложения.

Известен также способ бурения горизонтальных скважин с отдаленным забоем (см. описание к патенту RU №2278939, МПК Е21В 7/04, опубл. в БИ №18, 27.06.2006 г.).

Способ включает проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола.

Известный способ по технической сущности близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Общим недостатком способов по патенту №2159318 и принятого в качестве прототипа является то, что они не учитывают ряд проблем при вскрытии бурением кыновских глин при строительстве горизонтальных скважин на девонские отложения, которое сопровождается, как известно, осложнениями ствола скважины осыпаниями, обвалами и кавернообразованиями, в результате чего из-за обрушения свода наклонного ствола скважины перекрывается кольцевой канал горной породой, отсюда и прихват бурильного инструмента. Несмотря на большие затраты времени, труда и материальных ресурсов, связанные с проработкой, освобождение его бывает безуспешным. В частности, в технологии строительства наклонных и горизонтальных скважин по известным патентам не предусмотрено, под каким зенитным углом вскрываются кыновские глины, характер движения потока промывочной жидкости в кольцевом канале, какой промывочный буровой раствор использован при этом, поскольку под действием бурового раствора происходит также разрушение ствола скважины в результате ухудшения механических свойств кыновских аргиллитов и приводящий также к прихвату бурильной колонны. При этом также не предусмотрено создание и контролирование необходимой нагрузки на долото при бурении винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины для ускоренного прохода кыновских глин.

Технической задачей настоящего изобретения является исключение вероятности прихвата бурильного инструмента при проходке кыновского горизонта, сокращение сроков строительства скважины на девонские отложения, а также сокращение материальных затрат и трудовых ресурсов.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекту, участка стабилизации зенитного угла, участка набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола.

Новым является то, что для уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом αвх менее 60°, при этом если зенитный угол αвх составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол αвх составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю, причем конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта αвх определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта А и радиусом искривления R при наборе кривизны в этом интервале до необходимого ее значения по формуле: αвх=arcsin(1-A/R),

где αвх - зенитный угол входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта, в градусах,

А - расстояние от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м,

R - радиус набора кривизны в интервале от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, обеспечивающий достижение значения А при допустимом значении интенсивности искривления для данной компоновки бурильного инструмента и обсадных труб, при этом для предотвращения кавернообразования проходку кыновского горизонта и ниже осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале вязкопластичного бурового раствора с крепящими свойствами, а для ускорения проходки кыновских глин используют способ создания и контролирования необходимой нагрузки на долото при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины, причем для бурения интервалов стабилизации зенитного угла малоинтенсивное увеличение или уменьшение его производят с использованием наддолотного центратора-стабилизатора для бурения забойными двигателями.

Предварительные патентные исследования по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью в 20 лет по определению технического уровня и на соответствие критерию «изобретательский уровень» показали, что объекты аналогичного назначения с такой совокупностью отличительных признаков с получением положительного технического результата не обнаружены, что позволяет сделать заключение о соответствии заявляемого объекта критерию «новизна» и «изобретательский уровень».

Представленный чертеж поясняет суть заявляемого способа, схематически изображает скважину, пробуренную на девонские отложения, где видны интервал кыновских глин, верхний известняк и продуктивный пласт на девонских отложениях.

Способ осуществляют следующим образом.

Бурение горизонтального ствола скважины осуществляют согласно регламенту на строительство боковых стволов, см. РД 152-39.0-343-04, г.Бугульма, 2004 г. В соответствии с этим регламентом на промыслах республики Татарстан принят 4-интервальный профиль с включением участков: первого набора кривизны (спада и набора), стабилизации (увеличения 0,2-0,6% на 10 метров), второго набора зенитного угла и горизонтального участка.

Как показала практика строительства горизонтальной скважины на девонские отложения, особую трудность, вызванную осложнением, в частности, осыпанием, кавернообразованием, обрушением и прихватом бурильного инструмента, представляет проходка кыновского горизонта, толщина которого составляет от 16 до 35 м, который является покрышкой нефтеносных залежей пашийского горизонта и живетского яруса нефтяных месторождений Татарстана. Он представлен пластинчатыми глинистыми сланцами (аргиллитами), которые относятся к категории хрупких пород, пластической деформации не подвергаются. Твердость по штампу колеблется от 0,4 до 0,8 кн/м2 [1], коэффициент Пуассона «µ» составляет 0,10-0,22 [2, 3]. Поскольку в горном массиве аргиллиты находятся под действием горного и порового давлений в равновесном состоянии, то при вскрытии бурением равновесие нарушается и на стенках скважины возникают напряжения. Последние определяются соотношением взаимодействующих горного, порового давлений и давления столба промывочной жидкости. Если напряжение превышает прочность - несущую способность горных пород, то стенки скважины мгновенно обрушиваются, см. также [2], отсюда как следствие прихват бурильного инструмента.

Каверны в основном образуются при проходке неустойчивых глинистых пород - глинистых сланцев кыновского, пашийского горизонтов в результате поверхностной, капиллярной и осмотической гидратации фильтратом бурового раствора, прочностные характеристики кыновских глин в приствольной зоне ухудшаются [2]. Несмотря на это при бурении в данных условиях в интервале кыновского горизонта с промывкой ствола скважины в ламинарном режиме течения каверны не образуются, а при промывке в турбулентном режиме - образуются интенсивно. Многолетним опытом бурения установлено, что при зенитных углах αвх не более 30-40° в интервале кыновских глин последние не осложняют углубление забоя скважины, выбуренная порода и пластинчато-оскольчатые кусочки аргиллитов со стенок ствола скважины выносятся потоком промывочной жидкости на земную поверхность. При зенитном угле αвх больше 55° в процессе углубления забоя в кыновском горизонте с промывкой ствола в турбулентном режиме происходит прихват бурильного инструмента [5, 6].

Например, при бурении горизонтальной скважины №24288 [4] на девонские отложения прихват бурильного инструмента произошел в процессе наращивания бурильной колонны при забое 1938 м через 140 ч с начала вскрытия и проходки 52,5 м по кыновскому горизонту долотом диаметром 215,9 мм при α=67-69° с промывкой забоя глинисто-меловым раствором (плотность ρф=1220-1260 кг/м3, условная вязкость 60 с, Ф=4,5-5,0 см3/30 мин, рН 8) с расходом 30-33 л/с. В процессе расхаживания бурильного инструмента циркуляцию восстановили. При промывке выходило много осколков кыновского шлама. После этого 3 раза закачали нефть с эмульгатором, однако бурильный инструмент освободить не удалось. С глубины 1661 м пробурили второй ствол. Скважину закончили бурением наклонно-направленным стволом.

В горизонтальной скважине №20367 [4] в процессе промывки глинистым раствором (плотность ρф=1280 кг/м3, условная вязкость 30-38 с, Ф=7 см3/30 мин, рН 8) с расходом 30-33 л/с при забое 1922 м внезапно возросло давление в линии нагнетания буровой установки, лопнула предохранительная диафрагма, и произошел прихват бурильного инструмента. По кыновскому горизонту при α=65° долотом диаметром 215,9 мм было пройдено 25 м, время от начала его вскрытия до прихвата бурильного инструмента составило 50 ч. Расхаживанием бурильного инструмента восстановили циркуляцию, но прихват ликвидировать не удалось. С глубины 1667 м пробурили второй ствол. Эту скважину закончили также бурением наклонно-направленным стволом.

Аналогичный случай, связанный с прихватом бурильного инструмента, произошел в скважине №7199 [4] в процессе роторного бурения с промывкой забоя полимерглинистым раствором с расходом 10 л/с (плотность ρф=1320 кг/м, условная вязкость 30-38 с, Ф=4-5 см3/30 мин). В КНБК входили долото диаметром 125 мм, центратор диаметром 124 мм, УБТ диаметром 108 мм и длиной 9 м, центратор диаметром 123 мм, УБТ диаметром 108 мм и длиной 81 м, бурильные трубы. Прихват сопровождался внезапным ростом давления, разрушением предохранительной диафрагмы и потерей циркуляции. По кыновскому горизонту под зенитным углом 64° за 41 ч было пройдено 25 м. Авария была ликвидирована бурением второго ствола, при этом кыновский горизонт пройден под зенитным углом 53° с промывкой в гарантированном ламинарном режиме течения бурового раствора в кольцевом канале скважины.

Как видно из приведенных примеров бурения горных пород в скважинах №№24288, 20367, 7199 на девонские отложения, возникшие напряжения в стволе скважины привели к разрушению стенок ствола, когда зенитный угол превысил 60°, что соответствует теоретическим исследованиям [2]. В частности при зенитных углах 67-69°, 65° и 64° соответственно произошел прихват бурильного инструмента. В скважинах №24288 и 20367 бурение до проектной глубины из-за отсутствия технологии бурения горизонтальных скважин на девонские отложения, как было отмечено выше, закончено вторым стволом обычным бурением, т.е. с малым зенитным углом, с большими затратами времени, материальных и трудовых ресурсов, кроме того, это отрицательно сказывалось на своевременном вводе скважины в эксплуатацию на девонские отложения.

Авторами заявляемого технического решения многолетними промысловыми испытаниями установлены причины [4], приводящие к нарушению устойчивости кыновских глин, в частности, это:

1. Большой зенитный угол ствола.

2. Кавернообразование турбулентным потоком промывочной жидкости.

3. Разупрочнение глинистых сланцев в результате действия бурового раствора и последующее обрушение свода горизонтального ствола.

С устранением выявленных причин, была попытка пробурить горизонтальную скважину №3704 на девонские отложения. Бурение кыновского горизонта осуществляли под зенитным углом 67° с промывкой в ламинарном режиме течения в кольцевом канале безглинистым полимерным буровым раствором с плотностью 1300 кг/м3, обеспечивающим осмотическую сушку кыновских глин в процессе вскрытия, с водоотдачей 0,5 см3/30 мин с динамическим напряжением сдвига 60-80 dПа. Несмотря на это после вскрытия кыновского горизонта 27 м при зенитном угле 67° кыновские глины повалили и скважину далее углубить не смогли. Было принято решение в этой скважине установить цементный мост и вскрыть кыновский горизонт под зенитным углом 55-57° с промывкой гарантированным ламинарным течением в кольцевом канале полимерглинисто-меловым буровым раствором с плотностью 1280-1300 кг/м3 с крепящими свойствами. Этот план успешно был реализован, кыновский горизонт пройден без аварии. После углубления забоя бурением скважины в верхний известняк 1,5 м ее обсадили обсадной колонной диаметром 168 мм и цементировали. Дальнейшее углубление скважины по проектному профилю осуществили с долотом с диаметром 144 мм. Эта первая горизонтальная скважина на девонские отложения, пробуренная по новой технологии, т.е. заявляемым способом.

Таким образом, было показано безаварийное вскрытие кыновского горизонта с промывкой в гарантированном ламинарном режиме течения полимерглинисто-мелового раствора с плотностью 1280-1300 кг/м3 при зенитном угле меньше 60°. При этом конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта αвх определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта А и радиусом искривления R при наборе кривизны в этом интервале до необходимого его значения по формуле: αвх=arcsin(1-A/R), где

αвх - зенитный угол входа в верхний известняк или на подошве кыновского горизонта, в градусах,

А - расстояние от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м,

R - радиус набора кривизны в интервале от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, обеспечивающий достижение значения А при допустимом значении интенсивности искривления для данной компоновки бурильного инструмента и обсадных труб.

В случае, если зенитный угол αвх, определенный с учетом значений А и R по вышеупомянутой формуле, составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол αвх составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю, поскольку, как было отмечено выше, даже при турбулентном режиме течения промывочной жидкости прихват бурильной колонны не происходит.

Проходку кыновского горизонта и ниже осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале вязкопластичного бурового раствора с крепящими свойствами, с минимальной водоотдачей и с необходимой плотностью. Для ускорения проходки кыновских глин и ниже используют способ создания и контролирования необходимой нагрузки на долото при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины, а для бурения интервалов стабилизации зенитного угла малоинтенсивное увеличение или уменьшение его производят с использованием наддолотного центратора - стабилизатора для бурения забойными двигателями.

После обсаживания обсадной колонной с диаметром 168, 178 мм пробуренных интервалов бурение скважины продолжают по проектному профилю с меньшим диаметром долота, начиная от башмака эксплуатационной колонны.

Пример конкретной реализации способа

Заявляемым способом было построено 19 горизонтальных скважин на девонские отложения.

Ниже приводим другой пример бурения горизонтальной скважины №7336 на девонские отложения со спуском обсадной колонны на кровлю продуктивного пласта на промыслах ОАО "Татнефть". Для составления проекта строительства скважины с использованием данных по ранее пробуренным соседним скважинам выявляли интервал кыновского горизонта, а также верхнего известняка и проектного нефтяного пласта скважины. Так, кровля кыновского горизонта залегает на глубине 2028 м. Глубина залегания верхнего известняка - 2050 м, толщина которого составляет 1,5-2,0 м. Вертикальную часть скважины пробурили на глубину 90 м по обычной технологии. В интервале 110-310 м набрали зенитный угол 15° (14°49'). Далее интервал 310-1580 м пробурили прямой компоновкой со снижением зенитного угла до 3°51'. В интервале 1580-2020 м набрали зенитный угол αвх 42°30', подсчитанный с использованием вышеупомянутой формулы, при радиусе искривления R=234 м и А=78 м, который является зенитным углом входа в кыновский горизонт. Приготовили вязкопластичный полимерглинистый меловой буровой раствор (промывочную жидкость), используя способ приготовления полимерглинистого раствора по патенту [7] с плотностью 1280-1300 кг/м3, с фильтроотдачей 5 см3/30 мин, с условной вязкостью 46 с, с пластической вязкостью 17 мПа·с, с динамическим напряжением сдвига 60-80 dПa.

С использованием этого раствора интервал 2020-2050 м, т.е. до верхнего известняка прошли со стабилизацией зенитного угла 42°35'. Интервал 2050-2215 м пробурили, набрав зенитный угол 81°, после чего скважину обсадили обсадной колонной и цементировали с использованием цементировочных агрегатов по обычной технологии. Для предотвращения кавернообразования бурение интервала 2020-2215 осуществили в гарантированном ламинарном режиме течения в заколонном кольцевом канале с использованием изобретения по патенту [8], при этом для ускорения проходки кыновских глин и ниже использовали способ создания и контроля нагрузки на долото при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин винтовым забойным двигателем с большими смещениями забоев от устья скважины в соответствии с изобретением по патенту [9]. А для обеспечения бурением интервалов стабилизации зенитного угла малоинтенсивное увеличение или уменьшение его использовали наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойными двигателями согласно изобретению по патенту [10]. Таким образом, совокупное использование известных вышеупомянутых изобретений с заявляемым обеспечило проходку кыновского горизонта без каверн в стволе скважины и прихвата бурильного инструмента. Далее проходку скважины, начиная с башмака эксплуатационной колонны, продолжили с долотом меньшего диаметра ф 144 мм. В интервале 2215-2305 м набрали зенитный угол 90°, бурили полимерглинистым буровым раствором плотностью 1060 кг/м3. Интервал горизонтального участка 2305-2450 м пробурили снижением зенитнго угла до 86°, при котором достигли проектной глубины, пробурив таким образом горизонтальный ствол скважины длиной 235 м по песчаникам в двухметровом коридоре. После промывки скважины и проведения геофизических исследований открытую часть ствола скважины, начиная от башмака эксплуатационной колонны, обсадили фильтром с диаметром 114 мм. После вызова притока скважину сдали в эксплуатацию с дебитом 100 т/сут.

Технико-экономические преимущество предложения заключается в следующем.

Использованием предлагаемого способа впервые на месторождениях нефти Республики Татарстан построено 19 горизонтальных скважин на девонские отложения, которое увеличило добывные возможности продукции горизонтальных скважин в 2-3 и более раз в сравнении с добывными возможностями скважин, пробуренных на девонские отложения вертикально и наклонно-направленными стволами, что обеспечило получение ОАО Татнефти ощутимой экономической выгоды.

Источники информации

1. Матвеева A.M. Механические свойства горных пород нефтяных месторождений Татарской АССР. В сб. Механические свойства горных пород при вдавливании и их практическое использование. - М.: ВНИИОЭНГ, 1966. - 130 с.

2. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. - М.: Недра, 1989. - 200 с.

3. Спивак А.И., Попов А.К. Разрушение горных пород при бурении скважин. - М. Недра, 1986. - 240 с.

4. Тахаутдинов Ш.Ф., Бикчурин Т.Н. и др. «Исследования по разработке технологии вскрытия кыновского горизонта под большим зенитным углом», // Нефтяное хозяйство. 2003 г., №3, с.35-39.

5. Исследование технико-технологических факторов, определяющих устойчивость кыновских аргиллитов при бурении скважин. Т.Н.Бикчурин, И.Г.Юсупов, Р.С.Габидуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2000 г., №12, с.25-27.

6. Бикчурин Т.Н., Козлов Ф.А., Габидуллин Р.С.«Технический прогресс в строительстве скважин». - Казань: Таткнигоиздат, 1982. - 280 с.

7. Патент РФ №2231535 «Способ приготовления полимерглинистого бурового раствора».

8. Патент РФ №2256762 «Способ проходки неустойчивых глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин».

9. Патент РФ №2313667 «Способ создания и контроля необходимой нагрузки на долото при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин винтовым забойным двигателем с большими смещениями забоев от устья скважины».

10. Патент РФ №2233962 «Наддолотный центратор-стабилизатор для бурения забойным двигателем».

1. Способ строительства горизонтальной скважины на девонские отложения, включающий проходку вертикального участка, участка начального искривления с набором зенитного угла согласно проекта, участков набора зенитного угла с выходом на горизонталь и бурение горизонтального ствола, отличающийся тем, что для уменьшения вероятности прихвата бурильного инструмента глины кыновского горизонта проходят под зенитным углом αвх менее 60°, при этом если зенитный угол αвх, составляет 50-60°, тогда обсадную колонну спускают в скважину с входом в верхний известняк и цементируют, а если зенитный угол αвх составляет 45-40° и менее, тогда скважину обсаживают обсадной колонной и цементируют после достижения забоя скважины продуктивного горизонта бурением по проектному профилю, причем конкретное значение зенитного угла входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта αвх определяют расстоянием от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта А и радиусом искривления R при наборе кривизны в этом интервале до необходимого ее значения по формуле:
αвх=arcsin(1-A/R),
где αвх - зенитный угол входа в верхний известняк на подошве кыновского горизонта, в градусах.
А - расстояние от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м.
R - радиус набора кривизны в интервале от верхнего известняка до проектного нефтяного пласта, м, обеспечивающий достижение значения А при допустимом значении интенсивности искривления для данной компоновки бурильного инструмента и обсадных труб.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для предотвращения кавернообразования проходку кыновского горизонта осуществляют в режиме гарантированного ламинарного течения в заколонном кольцевом канале вязкопластичного бурового раствора с крепящими свойствами, при этом для ускорения проходки кыновских глин используют способ создания и контролирования необходимой нагрузки на долото при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем с большим смещением забоев от устья скважины, а для бурения интервалов стабилизации зенитного угла малоинтенсивное увеличение или уменьшение его производят с использованием наддолотного центратора - стабилизатора для бурения забойными двигателями.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к бесклиновым способам бурения многозабойных скважин. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к технологии бурения скважин, а именно к способам проведения, крепления и освоения многозабойных нефтяных скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предохранения безмуфтовой длинномерной трубы колтюбинговых установок от воздействия максимального крутящего момента при работе с винтовыми забойными двигателями.

Изобретение относится к области разработки месторождений жидких и газообразных полезных ископаемых путем бурения эксплуатационных горизонтальных скважин в продуктивном пласте.

Изобретение относится к строительству многозабойных скважин, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной скважины. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу вскрытия нефтегазовых пластов многоствольными горизонтальными скважинами. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству многоствольных скважин в залежах тяжелой нефти. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии бурения дополнительного ствола из эксплуатационной колонны скважины

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин на девонские отложения

Изобретение относится к области бурения, а именно к буровой системе, используемой при строительстве ствола скважины для последующей добычи углеводородов

Изобретение относится к буровому инструменту и может быть использовано при наклонно-направленном бурении скважин. Предложен корпус долота, содержащий задний конец, направляющую секцию и разбуривающую секцию. При этом задний конец выполнен с возможностью разъемного скрепления с бурильной колонной. Направляющая секция размещена на ведущем, противоположном конце корпуса долота. Разбуривающая секция размещена между ведущим и задним концами. Причем задний конец, направляющая секция и разбуривающая секция соединены в единый корпус долота. При этом направляющая секция содержит, по меньшей мере, одно устройство управления для управления направляющей секцией корпуса долота и, таким образом, управления всем корпусом долота. Кроме того, корпус долота содержит стабилизирующее кольцо, соединенное с разбуривающей секцией для регулирования перемещения направляющей секции относительно оси вращения. В другом варианте осуществления изобретения создана система оборудования буровой площадки, содержащая бурильную колонну, ведущую бурильную трубу, соединенную с бурильной колонной, и корпус долота, описанный выше. Также предложен способ бурения криволинейного ствола скважины в подземном пласте, с применением указанных выше корпуса долота и системы оборудования буровой площадки. Предложенное изобретение обеспечивает возможность отталкивания всей компоновки долота для отклонения траектории скважины в ограниченном пространстве. 3 н. и 31 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройствам для направленного бурения. Техническим результатом является создание компактной системы бурения скважины, содержащей универсальный шарнир с высокой несущей способностью. Высокая несущая способность достигается методами, применяющими уникальные механизмы передачи нагрузки. Например, более высокая несущая способность может обеспечиваться с использованием принципа распределения нагрузки, согласно которому скручивающие напряжения передаются совместно через штифты универсального шарнира и боковые грани крестовины универсального шарнира. Более высокая несущая способность может также достигаться путем передачи нагрузки через монолитную крестовину, имеющую штифты, составляющие с ней единое целое, и блок разъемная вилка/хомут. В другом варианте воплощения более высокая несущая способность является результатом использования штифтов универсального шарнира, вставленных с внутренней стороны универсального шарнира и завинченных наружу до достижения полного соединения с вилками шарнира. Каждый из вариантов воплощения универсального шарнира может быть также спроектирован с возможностью герметизированного прохождения бурового раствора через шарнир. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 14 ил.

Группа изобретений относится к области бурения направленных скважин. Система обеспечения изгиба в стволе скважины содержит гибкий соединитель, имеющий первый компонент, образующий угол изгиба относительно второго компонента посредством универсального соединителя, и пружинный узел, регулируемый для изменения изгибной жесткости первого компонента относительно второго компонента. Гибкий соединитель дополнительно содержит датчик для измерения перемещения первого компонента относительно второго компонента. Система обеспечения изгиба дополнительно содержит систему привода, которая получает данные с датчика и реагирует для снижения вибрации. Обеспечивается повышение возможности отклонения скважины. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при проводке горизонтальной скважины в продуктивном пласте малой толщины. При осуществлении способа определяют средний угол наклона пласта к горизонту, по каротажным кривым соседних скважин и данным бурения на входе в пласт определяют значения показателей каротажа в районе кровли пласта, срединной части и районе подошвы пласта, после входа в продуктивный пласт назначают направление бурения по восходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по восходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа. При достижении показателей каротажа в районе кровли пласта меняют направление бурения, назначают направление бурения по нисходящей траектории с углом к горизонту, отличающимся от среднего угла наклона пласта к горизонту на 5-10%, бурят горизонтальный ствол по нисходящей траектории под углом наклона к горизонту в указанных пределах и одновременно определяют показатели каротажа, при достижении показателей каротажа в районе срединной части пласта меняют направление бурения на восходящее, повторяют бурение по нисходящей и восходящей траектории до достижения проектной отметки. Повышается надежность и эффективность проводки скважины по пласту малой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта. Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами включает бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, определяют оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, а также оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости, и при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной изменяют траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей путем уменьшения расстояния между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами. 2 табл., 1 пр., 3 ил.
Наверх