Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама



Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама
Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама
Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама

 


Владельцы патента RU 2630497:

Райхерт Роман Сергеевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к устройствам для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама в процессе бурения на суше и море. Устройство включает толстостенную бурильную трубу (ТБТ), имеющую входные и выходные отверстия, располагающиеся под восходящим и нисходящим углами соответственно, при этом в области входных отверстий в ТБТ выполнена канавка для размещения подшипников, которые устанавливаются после надевания вращающейся втулки на ТБТ и выполняют роль запорного подшипника. Часть вращающейся втулки имеет гладкую поверхность, а на другой части смонтированы лопасти, которые не выступают за пределы рабочего диаметра ТБТ. Устройство также включает турбинные секции, часть из которых жестко соединена с вращающейся втулкой, а другая часть закреплена на теле ТБТ, и которые выполняют роль ротора и статора соответственно. Один конец ТБТ имеет муфтовое соединение для свинчивания с предыдущей бурильной трубой, а другой конец - ниппельное соединение для свинчивания с переводником, который в то же время является фиксирующим элементом для вращающейся втулки с лопастями. Устройство выполнено с возможностью частичного отвода потока бурового раствора во входные отверстия для взаимодействия с турбинными секциями, приводя их и вращающуюся втулку в движение. Повышается качество очистки скважин от шлама. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к устройствам для повышения качества очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама в процессе бурения на суше и море.

Из предшествующего уровня техники известно изобретение (Пат. RU 2178058, МПК Е21В 21/00. Лопастное колесо для удаления бурового шлама (варианты) / Джордж Свитлик. Заявл. 17.06.1997, опубл. 10.06.1999. - 5 с.), в составе которого имеется корпус и множество лопастей, выступающих от корпуса, одна или несколько лопастей имеет выемку на ее передней поверхности в направлении вращения лопастного колеса. Выемка на каждой лопасти действует в качестве "ковша" для подъема бурового шлама и твердых частиц из нижней части буровой скважины в главный поток буровой жидкости в верхней части буровой скважины.

Известно устройство (Пат. RU 2160818, МПК Е21В 21/00. Устройство для очистки скважин от шлама / Горшков Л.К., Слюсарев Н.И., Прокопенко B.C. и др. Заявл. 19.04.1999, опубл. 20.12.2000. - 3 с.), в составе которого имеются невращающиеся бурильные трубы, долото, забойный двигатель и центраторы с лопастями, расположенными под острым углом к оси бурильных труб. Устройство снабжено турбинами, установленными за центраторами с возможностью вращения вокруг своих продольных осей под действием потока промывочной жидкости, что обеспечивает принудительное механическое перемешивание промывочной жидкости с одновременным приданием потоку вращательно-поступательного движения и периодическим изменением угла закручивания потока с последующим направлением частиц шлама в область повышенных затрубных скоростей.

Известно устройство (Пат. RU 2119042, МПК Е21В 37/00, Е21В 21/00. Устройство для очистки забоя скважины от осадконакоплений / Корнев Б.П., Никифоров С.Н., Айнетдинов И.А.-К. и др. Заявл. 27.12.1996, опубл. 20.09.1998. - 4 с.), состоящее из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), подвешенной в скважине на талевой системе подъемного механизма. В верхней части колонны насосно-компрессорных труб имеются тройник с гибким шлангом и устьевой сальник. В нижней части колонны НКТ расположен откачивающий узел. Устройство снабжено хвостовиком с долотом на его нижнем конце, шламонакопителем, расположенным над долотом. В предложенном изобретении решается задача увеличения эффективности очистки забоя скважины от осадконакоплений путем предотвращения загрязнений призабойной зоны жидкостью, содержащей продукты разрушения осадконакоплений.

Известно устройство (Пат. RU 2026485, МПК Е21В 21/00. Устройство для промывки забоя скважины / Зверев А.С., Артамонов В.Ю., Крупин В.В. Заявл. 20.12.1990, опубл. 09.01.1995. - 4 с.). Также известны изобретения (Пат. 203,184 США, Int.Cl.5 Е21В 17/18; U.S.Cl. 175/215, 175/215, 320, 61, 314.) и Пат. 7,882,903 В2 США, Int. Cl.5 Е21В 21/00; U.S.Cl. 175/65; 175/207. Cuttings Bed Removal Tool / Robert Barnett - №11/752,052; заяв. 22.05.2007, опубл. 06.12.2007, 11 p.). Устройства предназначены для удаления шламовых подушек в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, в которых создаются осложненные условия для выноса выбуренной породы в связи с оседанием шлама вдоль нижней стенки трубы, вызывая осложнения.

Задача, на решение которой направлено заявленное изобретение, заключается в необходимости создания устройства, которое бы позволяло поддерживать высокий уровень очистки скважины в отсутствие вращения бурильной колонны (далее БК) и создавало более благоприятные условия для беспрепятственной транспортировки шлама на поверхность. Основным положительным эффектом, который можно достичь, используя предлагаемое устройство - удаление шламовых подушек, которые образуются в скважине при возрастании зенитных углов наклона.

Для решения указанной задачи предложено устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама, включающее толстостенную бурильную трубу (далее ТБТ) 1, имеющую входные 8 и выходные 9 отверстия, располагающиеся под восходящим и нисходящим углами соответственно, при этом в области входных отверстий 8 в ТБТ 1 выполнена канавка 13 для размещения подшипников 4, которые устанавливаются после надевания вращающейся втулки 2 на ТБТ 1 и выполняют роль запорного подшипника, причем часть вращающейся втулки 2 имеет гладкую поверхность, а на другой части смонтированы лопасти 5, которые не выступают за пределы рабочего диаметра ТБТ 1, устройство также включает турбинные секции 3, часть из которых жестко соединена с вращающейся втулкой 2, а другая часть закреплена на теле ТБТ 1, и которые выполняют роль ротора и статора соответственно, один конец ТБТ 1 имеет муфтовое соединение 12 для свинчивания с предыдущей бурильной трубой, а другой конец - ниппельное соединение 11 для свинчивания с переводником 7, который в то же время является фиксирующим элементом для вращающейся втулки 2, с лопастями 5, при этом устройство выполнено с возможностью частичного отвода потока бурового раствора во входные отверстия 8 для взаимодействия с турбинными секциями 3, приводя их и вращающуюся втулку 2 в движение. Причем турбинные секции 3 крепятся на вращающейся втулке 2 и ТБТ 1 с помощью шлицевых соединений. Вращающаяся втулка 2 выполнена из того же материала, что и ТБТ 1.

Изобретение поясняется чертежами, на которых изображено следующее.

На фиг. 1 - принципиальная схема устройства для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама.

На фиг. - 2 наглядная схема работы устройства.

На фиг. 3 - внешний вид устройства.

За основу устройства была взята толстостенная бурильная труба ТБТ 1, имеющая входные 8 и выходные 9 отверстия, располагающиеся под восходящим и нисходящим углами соответственно. Отверстия 8, 9 высверливаются в теле ТБТ 1 непосредственно после ее изготовления под углом. С одного конца труба имеет муфтовое соединение 12 для свинчивания с предыдущей бурильной трубой, с другого - ниппельное соединение 11 для свинчивания с переводником 7, который в то же время является фиксирующим элементом для вращающейся втулки 2 с лопастями 5. В области входных отверстий 8 в ТБТ 1 сделана канавка 13, которая предназначена для размещения подшипников 4, которые устанавливаются после надевания вращающейся втулки 2 на ТБТ 1 и выполняют роль запорного подшипника.

Устройство также включает турбинные секции 3, часть из которых жестко соединяется с вращающейся втулкой 2, а другая часть закрепляется на теле ТБТ 1, и выполняют роль ротора и статора соответственно, как на традиционных турбобурах. Турбинные секции 3 могут закрепляться на вращающейся втулке 2 и ТБТ 1 с использованием шлицевых соединений, или при помощи других способов.

Вращающаяся втулка 2 выполняется из того же материала, что и ТБТ 1, в соответствии с необходимым запасом прочности и ориентировочным количеством шлама в скважине. Часть вращающейся втулки 2 имеет гладкую поверхность, а на другой части монтируются лопасти 5 особой формы. Лопасти могут иметь множество различных форм, однако должны обладать той особенностью, что в отсутствие расположенных вблизи стабилизаторов и центраторов, которые используются для уменьшения площади контакта бурильной колонны (БК) со стенками скважины, не выступают за пределы рабочего диаметра толстостенной бурильной трубы 1.

После установки на ТБТ 1 необходимого числа турбинных секций 3 и вращающейся втулки 2 с лопастями 5 производят монтаж подшипника качения 6. В зависимости от испытываемых нагрузок при работе вращающаяся втулка 2 может быть снабжена и роликовыми подшипниками в требуемом количестве.

Для фиксации конструкции используется переводник 7, имеющий наружный диаметр, равный диаметру используемой ТБТ 1. Муфтовая часть переводника 7 соединяется с ниппелем 11 ТБТ 1, а ниппельной частью 10 переводник свинчивается с БК.

Канавки 13 и 14 могут быть использованы в качестве масляных ванн, в которые под давлением закачивается смазка. Роль ограничителя вытекания смазки из масляных ванн играют специальные уплотнительные элементы 15 и 16. Другой вариант устройства предполагает использование вместо масляных ванн и уплотнительных элементов специального покрытия PDC (Polycristalline Diamond Composite, или Стратопакс), которое позволяет ввести в соприкосновение две поверхности без нанесения смазочного материала. То же покрытие планируется нанести и на торцевые части ТБТ 1 и переводника 7, т.к. вращающаяся втулка 2 также соприкасается и с ними.

Принцип работы устройства заключается в следующем. Устройство включается в колонну бурильных труб в том месте, где по некоторым расчетам ожидается выпадение частичек бурового шлама из области высоких скоростей потока промывочной жидкости, в результате чего происходит образование шламовой подушки. После того как устройство установлено в колонне бурильных труб, бурение проводится обычным способом, т.е. буровой раствор, нагнетаемый под большим давлением в БК, проходит через все элементы компоновки, выходит через насадки долота и вытекает через затрубное пространство между стенкой скважины и наружной поверхностью бурильных труб. При этом вместе с буровым раствором за счет наличия в нем реологических свойств происходит вынос обломков выбуренной породы.

Поток бурового раствора, проходя участок 18 бурильных труб с устройством, частично отводится по входным отверстиям 8, взаимодействует с турбинными секциями 3, заставляя их вращаться, как показано в 21, и приводит в движение вращающуюся втулку 2. В свою очередь лопасти 5, смонтированные на вращающейся втулке 2, начинают взаимодействовать со шламовой подушкой и с потоком бурового раствора в затрубном пространстве. Результирующий эффект взаимодействия рабочих лопастей со шламовой подушкой будет проявляться во взрыхлении шлама и поднятии его в область повышенных скоростей циркуляции, откуда он сможет быть без труда вынесен на поверхность.

Буровой раствор, сработав в турбинной секции 3, выводится через выходные отверстия 9 и вновь соединяется с потоком в области 19. Подразумевается, что количество турбинных секций 3 должно подбираться с условием ожидаемой высоты шламовой подушки и ожидаемым сопротивлением при вращении втулки 2 с лопастями 5. Аналогичным образом должна быть рассчитана и подача насосов, чтобы мощности насосов хватало для обеспечения гидравлической энергией как предлагаемого устройства, так и входящих в состав компоновки бурильной колонны других устройств.

Вращение лопастей 5 должно производиться по часовой стрелке, то есть в сторону движения долота, для исключения случаев отвинчивания резьбовых соединений.

После соединения отработавшей промывочной жидкости с основным потоком буровой раствор движется далее по направлению 20 в сторону породоразрушающего инструмента.

Изобретение позволяет поддерживать высокий уровень очистки скважины при взаимодействии вращающихся лопастей со шламом, поднимая его в область повышенных скоростей циркуляции, а также позволяет создавать более благоприятные условия для беспрепятственной транспортировки шлама на поверхность. Вращающиеся лопасти взмучивают шлам и поднимают его в область высоких скоростей циркуляции, и впоследствии он сможет быть вынесен до поверхности. Вращение втулки с лопастями оказывает воздействие на поток, приводя к образованию зоны турбулентного течения, которое является крайне приемлемым для беспрепятственного выноса шлама из скважины.

1. Устройство для очистки наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин от шлама, включающее толстостенную бурильную трубу (ТБТ), имеющую входные и выходные отверстия, располагающиеся под восходящим и нисходящим углами соответственно, при этом в области входных отверстий в ТБТ выполнена канавка для размещения подшипников, которые устанавливаются после надевания вращающейся втулки на ТБТ и выполняют роль запорного подшипника, причем часть вращающейся втулки имеет гладкую поверхность, а на другой части смонтированы лопасти, которые не выступают за пределы рабочего диаметра ТБТ, устройство также включает турбинные секции, часть из которых жестко соединена с вращающейся втулкой, а другая часть закреплена на теле ТБТ, и которые выполняют роль ротора и статора соответственно, один конец ТБТ имеет муфтовое соединение для свинчивания с предыдущей бурильной трубой, а другой конец - ниппельное соединение для свинчивания с переводником, который в то же время является фиксирующим элементом для вращающейся втулки с лопастями, при этом устройство выполнено с возможностью частичного отвода потока бурового раствора во входные отверстия для взаимодействия с турбинными секциями, приводя их и вращающуюся втулку в движение.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что турбинные секции крепятся на вращающейся втулке и ТБТ с помощью шлицевых соединений.

3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что вращающаяся втулка выполнена из того же материала, что и ТБТ.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к оборудованию для очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных и газовых скважин от отложений асфальтенов, смол, парафинов, гидратов, солей кальция (АСПО) и т.д.

Изобретение относится к нефтегазобывающей промышленности, в частности к технологиям промывки проппантовых пробок в скважинах. Способ включает спуск в скважину в интервал пласта колонны труб с пакером, установку пакера над пластом, закачку жидкости гидроразрыва в продуктивный пласт, проведение дренирования пласта с удалением из него жидкости гидроразрыва и незакрепленного в пласте проппанта в скважину, затем спуск колонны гибких труб - ГТ через колонну труб и промывку проппанта из скважины.

Изобретение относится к устройствам для магнитной обработки скважинной жидкости в призабойной зоне пласта. Технический результат заключается в предотвращении асфальтеносмолопарафиновых отложений и снижении коррозионной активности флюида в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Технический результат - повышение эффективности расклинивания и очистки установки электроцентробежного насоса от отложений механических примесей и солей, образовавшихся в процессе отбора пластового флюида и, как следствие, увеличение межремонтного периода эксплуатации насосных установок данного типа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для очистки забоя от песчаных и гипсовых пробок при текущем ремонте вертикальной скважины.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в телеметрических системах в качестве устройства для передачи измеренной забойной информации в процессе бурения по гидравлическому каналу связи на поверхность.

Изобретение относится к оборудованию для освоения и ремонта нефтяных и газо-конденсатных скважин и предназначено для повышения нефтеотдачи нефтяных и газо-конденсатных пластов при эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к очистке призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для очистки и освоения пласта. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенную снизу фильтром, а выше - пакером, установленным выше пласта, седло и сваб, установленные в колонне НКТ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти с пескопроявлениями в добывающих скважинах. Технический результат - снижение пескопроявления нефтяных скважин за счет создания внутрискважинного противопесочного фильтра.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

Изобретение относится к оборудованию для горных разработок. Устройство содержит цилиндр (7) наддувочного воздуха, двигатель (8), рычаг (9) управления, регулятор (11) крутящего момента и глушитель (12).
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и представляет собой один из узлов системы непрерывной промывки скважин, которая обеспечивает циркуляцию бурового раствора без перерывов на наращивание бурильной колонны и на ее разборку при подъеме.
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.

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.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки ствола наклонно направленных скважин. Устройство содержит лопастные центраторы, установленные между соединениями бурильных труб на расстоянии 25-50 метров друг от друга.
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Группа изобретений относится к горной промышленности, а именно к очистке ствола скважины при бурении, преимущественно ее горизонтальных участков. При осуществлении способа в процессе бурения движение потока промывочной жидкости в затрубном пространстве создают путем «активации его винтового движения», посредством энергии вращения трубы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов. Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума включает спуск в скважину колонны гибких труб (ГТ) и фиксацию глубины спуска, закачивание по колонне ГТ аэрированной промывочной жидкости, очистку призабойной зоны от кольматирующих отложений промывкой и транспортирование их циркуляцией в желобную емкость. При этом спуск колонны ГТ, оснащенной грушевидной насадкой на конце, осуществляют в скважину до глубины на 50 м ниже устья скважины. Запускают азотный компрессор в линию колонны ГТ и проводят аэрирование промывочной жидкости, находящейся в скважине, с одновременным доспуском колонны ГТ до глубины начала фильтровой части хвостовика. После чего запускают насосный агрегат с подачей промывочной жидкости в линию ГТ. Затем производят очистку призабойной зоны скважины промывкой аэрированной жидкостью в четыре цикла. Причем каждый цикл состоит из перемещения колонны ГТ со скоростью 1 м/с до забоя с одновременной промывкой аэрированной жидкостью. По достижении забоя перемещение колонны ГТ прекращают. Промывают скважину аэрированной жидкостью в течение 30 мин. Затем отключают насосный агрегат и азотный компрессор. Выдерживают технологическую паузу в течение 30 мин. При этом отбивают уровень жидкости в скважине эхолотом. Далее производят подъем колонны ГТ до глубины на 50 м ниже устья скважины. После чего вышеописанный цикл повторяют три раза. Затем производят обработку призабойной зоны пласта закачкой 8% соляной кислоты в интервале горизонтальной части ствола от начала фильтровой части хвостовика до забоя по 0,2 м3 на каждые 50 м с последующей продавкой соляной кислоты в пласт пресной водой. Техническим результатом является повышение качества очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и повышение эффективности очистки призабойной зоны скважины. 2 ил.
Наверх