Способ изоляции пластовых вод в скважине (варианты)

Авторы патента:

Галиев Тимур Ильдусович (RU)

Галимов Зульфат Фаузарович (RU)

Рахманов Айрат Рафкатович (RU)

Аслямов Айдар Ингелевич (RU)

E21B33/00 - Уплотнение или изоляция (тампонаж) буровых скважин

Владельцы патента RU 2531962:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при ремонте скважин. Способ изоляции пластовых вод в скважине включает спуск и цементирование каверны обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором. Формирование каверны ведут путем вырезания обсадной колонны и последующего извлечения его из скважины. Определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта. При толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают до подошвы продуктивного пласта. Затем в скважину до забоя спускают колонну технологических НКТ, проводят промывку забоя, затем производят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлекают из скважины НКТ и после затвердения цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки. Изобретение позволяет повысить эффективность и надежность изоляции между обводившимся и продуктивным пластами. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при ремонте скважин, если приток пластовой жидкости происходит из нижележащих пластов по заколонному пространству добывающей скважины либо происходит уход закачиваемой жидкости по заколонному пространству в нижележащий пласт нагнетательной скважины.

Известен способ изоляции подошвенной воды в нефтяной скважине, включающий создание дискообразной каверны в зоне водонефтяного контакта, ориентированной в горизонтальной плоскости, обработку ее крепящим составом, нагнетание рабочего агента под давлением, достаточным для гидравлического разрыва пласта, и последующее заполнение дискообразной каверны и образовавшихся трещин тампонажным раствором (авт. свид. №1206431, Е21В 33/138 за 1986 г.).

Недостатком способа является низкая эффективность из-за невозможности создания сплошного тампонажного кольца в интервале перемычки между продуктивным и водонапорным пластами, так как при проведении гидроразрыва ввиду трещиноватости и малого градиента давления гидроразрыва пород перемычки в перемычке будут образовываться трещины, по которым и будет происходить уход тампонажной смеси.

Наиболее близким к заявленному способу является способ изоляции пластовых вод в скважине, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором (авт. свид. №1546612, Е21В 33/12 за 1990 г.).

Недостатком известного способа является низкая эффективность из-за невозможности создания сплошного тампонажного кольца между обводнявшимся и продуктивным пластами, а также возможность попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт.

Указанные недостатки устраняются в описанных ниже способах изоляции пластовых вод в скважине (варианты).

Предлагаемый способ (вариант 1) изоляции пластовых вод в скважине, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором, согласно изобретению формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства соответствующего типоразмера с последующим извлечением его из скважины, определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводнившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, а при толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают непосредственно до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб, проводят промывку забоя, затем проводят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлекают из скважины насосно-компрессорные трубы и после затвердевания цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом, а после проработки его извлекают из обсадной колонны.

Отличительными признаками предложенного способа (вариант 1) являются: формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства соответствующего типоразмера и последующего извлечения его из скважины, определение наличия непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводнившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, а при толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают непосредственно до подошвы продуктивного пласта, спуск в скважину до забоя колонны технологических насосно-компрессорных труб, проведение промывки забоя, проведение заливки цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлечение из скважины насосно-компрессорных труб, проведение проработки обсадной колонны от цементной корки после затвердевания цементного раствора с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом и извлечения его из обсадной колонны после проработки.

В предлагаемом способе (вариант 2) изоляции пластовых вод в скважине, включающем спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором, согласно изобретению формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства соответствующего типоразмера с последующим извлечением его из скважины, определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводнившимся и продуктивным пластами перемычки менее 10 м, но более 2-3 м обсадную колонну вырезают с глубины 15-20 м ниже продуктивного пласта и на 1-2 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, после чего в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб, перед спуском на нижнюю трубу которой устанавливают хвостовик, выполненный в виде двух левосторонне соединенных с помощью резьбы труб разной длины большего диаметра и имеющий на нижней трубе зубья, проводят промывку забоя, затем проводят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, разгружают насосно-компрессорные трубы на забой и вращением освобождают колонну насосно-компрессорных труб от нижней части трубы хвостовика и от обсадной колонны, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины и после затвердевания цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом, а после проработки его извлекают из обсадной колонны.

Отличительными признаками предложенного способа (вариант 2) являются: формирование каверны в заданном интервале путем вырезания обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства соответствующего типоразмера и последующего извлечения его из скважины, определение наличия непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводнившимся и продуктивным пластами менее 10 м, но более 2-3 м обсадную колонну вырезают ниже продуктивного пласта на 1-2 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, спуск в скважину до забоя колонны технологических насосно-компрессорных труб с установкой перед спуском НКТ на нижней трубе колонны хвостовика, выполненного в виде двух левосторонне соединенных с помощью резьбы труб разной длины большего диаметра и имеющего на нижнем конце трубы зубья, проведение промывки забоя, проведение заливки цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, разгрузку насосно-компрессорных труб на забой, освобождение колонны насосно-компрессорных труб вращением от нижней части трубы хвостовика и от обсадной колонны, извлечение колонны насосно-компрессорных труб из скважины, проведение проработки обсадной колонны от цементной корки после затвердевания цементного раствора с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом и извлечения его из обсадной колонны после проработки.

Такие предлагаемые варианты способа изоляции пластовых вод в скважине позволяют повысить их эффективность и надежность изоляции между обводнявшимся и продуктивным пластами и исключить попадание тампонажного раствора в продуктивный пласт.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1-4.

На фиг.1 показано формирование каверны (вырезание части обсадной колонны);

на фиг.2 - заливка каверны цементом (1-й вариант);

на фиг.3 - заливка каверны цементом (2-й вариант);

на фиг.4 - скважина после окончания работ (2-й вариант).

После спуска обсадной (эксплуатационной) колонны 1 в скважину опускают «Универсальное вырезающее устройство» (УВУ) 2 соответствующего типоразмера, выпускаемое ООО «Октябрьский завод нефтепромыслового оборудования», затем производят вырезание эксплуатационной колонны 1 скважины (фиг.1) в заданном интервале, затем вырезающее устройство 2 из скважины извлекают. При этом возможны два варианта:

1-й вариант (фиг.2). Рекомендуется в случаях, когда между обводнившимся и продуктивным пластами 3 и 4 соответственно имеется непроницаемая перемычка более 10 м либо менее 2-3 м. Эксплуатационная колонна 1 вырезается на 5-6 метров не доходя до нижнего продуктивного пласта 4, а при толщине перемычки менее 2-3 метров эксплуатационная колонна 1 вырезается непосредственно до подошвы продуктивного пласта 4, затем в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб 5, производят промывку забоя, после чего производят заливку каверны цементным раствором 6 в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта 4, насосно-компрессорные трубы 5 из скважины извлекают, выдерживают время, необходимое для затвердевания цемента, спуском винтового забойного двигателя с долотом (на чертеже не показан) производят проработку эксплуатационной колонны 1 от цементной корки, затем двигатель с долотом из скважины извлекают. Скважина надежно изолирована от заколонных перетоков и от попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт 4.

2-й вариант (фиг.3). Рекомендуется в случаях, когда между обводнившимся и продуктивным пластами 3 и 4 соответственно имеется перемычка менее 10 метров, но более 2-3 метров. Эксплуатационная колонна 1 вырезается ниже продуктивного пласта 4 и на 1-2 метра не доходя до нижнего продуктивного пласта 4, затем в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб 5, предварительно перед спуском НКТ, на нижнюю трубу которой устанавливают хвостовик, выполненный в виде двух левосторонне соединенных с помощью резьбы труб 7 и 8 разной длины большего диаметра и имеющий на нижней трубе 8 зубья 9, производят промывку забоя, после чего производят заливку каверны цементным раствором 6 в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта 4, разгрузкой насосно-компрессорных труб 5 на забой и левым вращением колонна труб 5 освобождается от верхней части трубы 7 хвостовика, колонну насосно-компрессорных труб 5 вместе с верхней частью трубы 7 хвостовика из скважины извлекают, оставляя нижнюю часть трубы 8 хвостовика с зубьями 9 внизу скважины, выдерживают время, необходимое для затвердения цемента, спуском винтового забойного двигателя с долотом (на чертеже не показан) производят проработку эксплуатационной колонны 1 от цементной корки, затем двигатель с долотом из скважины извлекают. Скважина надежно изолирована от заколонных перетоков и от попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт 4 (фиг.4).

Таким образом, предлагаемый способ изоляции пластовых вод в скважине позволяет повысить эффективность и надежность изоляции между обводнившимся и продуктивными пластами при различных расстояниях между ними, а значит, исключить возможность попадания тампонажного раствора в продуктивный пласт.

1. Способ изоляции пластовых вод в скважине, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором, отличающийся тем, что формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны, определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, а при толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают непосредственно до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб, проводят промывку забоя, затем проводят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлекают из скважины насосно-компрессорные трубы и после затвердевания цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом, а после проработки его извлекают из обсадной колонны.

2. Способ изоляции пластовых вод в скважине, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором, отличающийся тем, что формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны, определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводившимся и продуктивным пластами перемычки менее 10 м, но более 2-3 м обсадную колонну вырезают ниже продуктивного пласта и на 1-2 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, после чего в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб, перед спуском на нижнюю трубу которой устанавливают хвостовик, выполненный в виде двух левосторонне соединенных с помощью резьбы труб разной длины большего диаметра и имеющий на нижней трубе зубья, проводят промывку забоя, затем проводят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, разгружают насосно-компрессорные трубы на забой и освобождают колонну насосно-компрессорных труб от нижней части трубы хвостовика и от обсадной колонны, извлекают колонну насосно-компрессорных труб из скважины и после затвердевания цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом, а после проработки его извлекают из обсадной колонны.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.

Рукав уплотнительный // 2522367

Изобретение относится к производству резинотехнических изделий, а именно к изготовлению рукавов уплотнительных, которые за счет изменения своих геометрических размеров под давлением во внутренней полости используются для герметизации/перекрытия/пакеровке скважин в буровых работах, а также для использования в качестве съемной опалубки при некоторых видах бетонных работ.

Способ герметизации эксплуатационной колонны // 2513374

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Система сбора и транспортировки газа на газовых промыслах // 2509870

Изобретение относится к процессам наземного сбора и транспортировки газа на газовых промыслах, к технологии контроля и, более конкретно, к системе сбора и транспортировки, адаптированной, в частности, к нетрадиционным газовым промыслам и к промыслам с низким давлением и низкой производительностью.

Способ и оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления // 2501937

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах.

Состав для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине и способ его применения // 2483093

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.

Способ консервации газовой скважины // 2442877

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.

Состав для блокирования водоносных пластов // 2391487

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Способ консервации многозабойной низкодебитной скважины в условиях аномально низких пластовых давлений // 2379467

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации многозабойных низкодебитных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

Способ обработки продуктивного пласта водоизолирующей композицией // 2374425

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для проведения водоизоляционных работ, и может быть использовано для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах в процессе разработки и при капитальном ремонте скважин.

Способ ликвидации водопритока в скважину // 2536904

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации водопритока в скважину или заколонного перетока. Способ включает вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны. Для заполнения каверны используют систему водонабухающих пакеров, состоящую из не менее 4 водонабухающих элементов, по крайней мере 2 из которых располагают напротив вырезанного интервала с возможностью при набухании заполнять каверну, проводят технологическую выдержку для набухания пакеров. 1 ил.

Способ консервации промысловых трубопроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород // 2547355

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к консервации промысловых нефтепроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород. В трубопровод закачивают товарную нефть, предварительно обработанную нейтрализатором сероводорода до полной нейтрализации последнего. Замену транспортируемой продукции в трубопроводе проводят проталкиванием консервационной жидкостью двух эластичных разделителей, между которыми размещен концентрированный раствор нейтрализатора. Заменяемую жидкость вытесняют в накопительную емкость под уровень раствора нейтрализатора сероводорода, например нейтрализатора Дарсан-Н. Способ обладает экологической чистотой, обеспечивает безопасность персонала при консервации и расконсервации трубопровода, не затрудняет утилизацию продуктов нейтрализации. 2 ил.

Способ устранения проблемных участков в скважине // 2555686

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин. Способ включает изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них. Предварительно определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство. В состав устройства входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, элементы второго заканчивания и подвеска. Изолирующие элементы и подвеска содержат средства уплотнения, изолирующие по внутренней поверхности скважинной колонны. Изобретение обеспечивает повышение эффективности ликвидации проблемных участков при одновременном уменьшении временных затрат. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ герметизации противофильтрационного экрана под водоемом после отработки карьера // 2568452

Способ герметизации противофильтрационного экрана под водоемом после отработки карьера предназначен для ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии. Технической задачей является повышение прочности и усиление противофильтрационных свойств экрана при заполнении (консервации) карьера для безопасного проведения подземных горных работ. Для этого в нижнюю часть уже созданного противофильтрационного экрана, содержащего долеритовые породы, закачивают цементный раствор на основе сульфатостойкого или глиноземистого цемента с 2% добавкой хлористого кальция под давлением 0,7-0,8 МПа, превышающим гидростатическое, через скважины, пробуренные из подземных выработок. Выдерживают до затвердевания. После затвердевания созданный породоцементный слой противофильтрационного экрана и верхнюю часть рудного целика дополнительно тампонируют локальными инъекциями гелеобразующих составов ГАЛКА® под давлением 0,5-0,6 МПа, меньшим давления разрыва толщи рудного предохранительного целика, оставленного под противофильтрационным экраном. Гелеобразующий состав ГАЛКА® имеет следующее соотношение компонентов, мас. % : соль алюминия 5-15; карбамид 20-35; уротропин 3-10; вода - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Лубрикаторная установка с интеллектуальными исполнительными механизмами // 2598666

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к устройствам, обеспечивающим проведение геофизических исследований и работ в действующих газовых скважинах приборами и инструментами на геофизическом кабеле. Техническим результатом является снижение рисков возникновения аварийных ситуаций и обеспечение контроля утечек скважинного флюида в атмосферу, предотвращение осложнений, вызываемых образованием ледово-гидратных пробок, контроля герметичности лубрикатора после смены скважинного прибора и контроля за расходом жидкостей в процессе проведения работ. Предложена лубрикаторная установка, в состав которой дополнительно включаются испытательное устройство и инжектор ингибитора гидратообразования, в состав гидравлической системы - линия подачи ингибитора, а в состав информационно-управляющего комплекса - датчики давления ингибитора, положения плашек превенторов, давления в приемной камере лубрикатора, положения ловушки сигнализирующего устройства, температуры скважинного флюида, регистрации утечек газа и датчики уровня в баках с уплотнительной смазкой, рабочей жидкостью и ингибитором. 1 ил.

Инструмент для извлечения и набивки сальников в устьевой сальник устьевой арматуры скважины // 2630008

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к инструментам для обслуживания устьевого сальника нефтяных скважин. Предложен инструмент для извлечения и набивки сальников в устьевом сальнике устьевой арматуры скважины, включающий устройство для удержания крышки устьевого сальника на полированном штоке, набивную втулку, закрепленную на рычаге с ручкой и имеющую наружный диаметр согласно внутреннему диаметру сальниковой камеры устьевого сальника, паз под полированный шток, вставку с элементом для извлечения сальников. При этом рычаг с ручкой упирается через регулируемое по высоте винтовое соединение винт-гайка на механизм крепления инструмента к устьевому сальнику, состоящий из двух полусфер, соединенных между собой осью и фиксируемых друг с другом посредством зажимного винта и прижимной гайки. Набивная втулка в зависимости от задачи - извлечение или набивка сальников - оборудуется в своей нижней части съемной вставкой, которая одновременно выполняет роль фиксатора набивной втулки относительно полированного штока от горизонтального перемещения и может иметь в своем составе элемент для извлечения сальников. При этом в верхней части набивной втулки установлен дополнительный фиксатор, который фиксирует набивную втулку относительно полированного штока от горизонтального перемещения. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Скважинная разжимная труба // 2639344

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к разжимным трубам, применяемым для перекрывания отверстия в обсадной колонне или для образования барьера для потока. Устройство предназначено для разжимания в скважине от первого наружного диаметра до второго наружного диаметра так, чтобы примыкать к внутренней поверхности обсадной колонны или ствола скважины. Разжимная труба имеет наружную поверхность, вытянута в продольном направлении и содержит по меньшей мере одну первую круговую кромку и по меньшей мере одну вторую круговую кромку, выполненные на наружной поверхности на расстоянии друг от друга в продольном направлении. Между первой и второй круговыми кромками расположен уплотняющий элемент и удерживающий элемент в виде разрезного кольца, который образует упор для уплотняющего элемента, и имеет более одного витка, так что при разжимании разжимной трубы от первого наружного диаметра до второго наружного диаметра обеспечивается частичное раскручивание удерживающего элемента в виде разрезного кольца. Повышается надежность герметизации и улучшаются уплотнительные свойства. 4 н. 16 з.п. ф-лы, 18 ил.

Способ установки геотермальных теплообменников для извлечения низкопотенциального тепла // 2641439

Изобретение относится к способам извлечения и использования геотермального тепла. Способ установки геотермальных теплообменников для извлечения низкопотенциального тепла включает бурение скважин с использованием буровой колонны. Бурение скважин для установки зондов осуществляют без переноса бурового станка с одного места и под углом 20-45 градусов к горизонту. В грунт устанавливают железобетонное кольцо диаметром 1,5 м, его верхний торец заглубляют на 0,3-0,4 м от поверхности. На этом же уровне устраивают кольцевую площадку шириной 0,5 м. Дно кольца заливают бетонной стяжкой. Сверху на железобетонное кольцо устанавливают колодезную опору бурового станка, определяют наклон оси бурения, монтируют буровой станок на колодезной опоре, в процессе бурения используют бетонное кольцо в качестве зумпфа, а после окончания бурения - в качестве кессонной камеры геотермального коллектора. При достижении заданной глубины бурения в колонну бурильных труб опускается на жестком тросе извлекатель съемного пилота. После извлечения пилота в колонну бурильных труб, выполняющих роль обсадной трубы, опускают подготовленный геотермальный зонд, колонну бурильных труб свинчивают с вращателем буровой установки и приподнимают на 0,5 м. Технический результат заключается в уменьшении количества операций, в частности подъема бурового снаряда, обсаживания ствола скважины обсадной трубой, выкапывания дополнительного приямка или зумпфа для циркуляции бурового раствора, переноса бурового станка на новое место бурения. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.