Установка для бурения скважин

Изобретение относится к установке для бурения скважин. Установка включает наземное оборудование и скважинный буровой инструмент, связанные гибкой непрерывной трубой, в которой скважинный буровой инструмент соединен с гибкой трубой через аварийный отсоединительный переходник и включает турбобур, гидроударник и породоразрушающий инструмент, причем валы турбобура и гидроударника соединены друг с другом через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения. На корпусе переходника размещен расширитель. На корпусе турбобура размещено не менее одного центратора, а между турбобуром и гидроударником размещен демпфер. Наземное оборудование включает первую лебедку для сматывания и наматывания и упорядоченной укладки гибкой трубы, вторую лебедку для обеспечения спуско-подъемных и вспомогательных операций, средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости, устьевой блок, устройство управления установкой с пультом управления и маслостанцией, маршевую лестницу, устройство для сбора и отвода промывочной жидкости, устройства для центрирования турбобура и гидроударника и средства для проведения спуско-подъемных операций, которые включают гидравлический держатель - спайдер гидроударника, турбобура и гибкой трубы и механизм их свинчивания-развинчивания между собой и с породоразрушающим наконечником. Устьевой блок содержит опору с кронблоком, на котором размещен откидной ролик для центрирования гибкой трубы с первой лебедки и троса второй лебедки. Блок управления включает средства управления первой лебедкой, насосом и держателем гибкой трубы, турбобура и гидроударника и механизмом свинчивания-развинчивания. Средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости включают промывочный насос с нагнетательной линией и промывочным сальником, всасывающую линию, технологически связанные желобами приемную емкость, емкости сбора и приготовления раствора. Обеспечивает увеличение производительности процесса бурения. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к средствам для бурения скважин и может быть использовано при бурении вертикальных и слабонаклонных направленных геологоразведочных и при бурении эксплуатационных скважин на углеводородное сырье и твердые полезные ископаемые с земной и с плавсредств как при бескерновом бурении, так и при бурении с отбором керна.

В настоящее время широко применяется технология, основанная на применении гибких непрерывных труб, - колтюбинг. Преимуществом колтюбинга является:

- исключение использования габаритного энергоемкого бурового оборудования, в том числе мачт и бурильных труб с муфтами и замками, отличающихся большой металлоемкостью, сложностью изготовления и эксплуатации, требующих больших трудозатрат по их транспортировке, монтажу-демонтажу и обслуживанию;

- значительное упрощение спуско-подъемных операций и технических средств для их проведения;

- снижение энергоемкости;

- существенное повышение безопасности ведения работ и улучшение их экологических условий;

- возможность полной автоматизации процесса бурения;

- повышение ресурса и надежности поверхностного оборудования из-за уменьшения нагрузки и отсутствия влияния вибрации.

Существующие колтюбинговые установки являются самоходными (легкого типа) и используют трубы малого диаметра. Колтюбинг используется только при проведении аварийных работ и бурении боковых добычных стволов в эксплуатационных скважинах на углеводородное сырье. Использование колтюбинга при бурении геологразведочных скважин неизвестно.

Кроме того, использование технологии колтюбинга для бурения скважин потребовало бы предварительного забуривания для размещения в скважине забойных механизмов. Для забуривания необходимо применение дополнительного традиционного бурового оборудования и инструмента.

Учитывая, что в отличие от обычной бурильной колонны труб гибкая непрерывная труба, двигаясь поступательно, передает энергию потока промывочной жидкости, но не передает крутящий момент на породоразрушающий инструмент, для бурения скважин необходим гидравлический забойный двигатель, создающий крутящий момент - турбобур. Кроме того, вес забойного двигателя не во всех случаях может обеспечить необходимую осевую нагрузку на породоразрушающий инструмент.

Эти ограничения могут быть устранены использованием в составе скважинного бурового инструмента турбобура совместно с гидроударником. Турбобур создает крутящий момент и передает его на гидроударник, который, в свою очередь, за счет наложения импульсов на забой скважины снижет необходимую величину осевой нагрузки на забой, которая создается суммарный массой турбобура и гидроударника.

Известно решение по патенту США №7836948, МПК Е21В 44/06, приор. 20.12.2007. В патенте упомянут вариант скважинной управляемой системы бурения, содержащей импульсное бурильное устройство и турбобур. Однако решение разработано для традиционной бурильной колонны из стальных труб. Кроме того, использование такого решения с применением серийно изготавливаемого инструмента затруднительно, поскольку наружные диаметры серийных турбобура и гидроударника могут существенно различаться, что приведет к образованию уступов в скважине и, как результат, «зависанию» турбобура на них, особенно при бурении крепких пород, поскольку нагрузка на породоразрушающий инструмент в этом случае будет недостаточна. Для устранения указанного недостатка требуется трудновыполнимая доработка этих серийных механизмов. Кроме того, учитывая большую длину турбобура и гидроударника, технически затруднительно обеспечить их соосность в скважине, отсутствие которой снижает надежность работы.

Для колтюбинговых установок совместное использование в скважинном буровом инструменте турбобура и гидроударника неизвестно.

Также заявителю неизвестны колтюбинговые буровые установки, которые могли бы быть использованы как при бурении вертикальных и слабонаклонных направленных геологоразведочных, так и при бурении эксплуатационных и технологических скважин, поэтому в качестве наиболее близкого аналога (прототипа) выбрана обычная схема установки для вращательного роторно-турбинного бурения нефтяных и газовых скважин (Вадецкий Ю.В. «Бурение нефтяных и газовых скважин», М.: «Akademia», 2003 г., с. 24-27). Установка содержит наземное оборудование, включающее вышку с талевым блоком с канатом, пропущенным через кронблок и наматываемым на лебедку, и крюком, вертлюг-сальник, соединенный буровым шлангом с промывочным насосом и с ведущей трубой (4-или 6-гранной), размещенной в роторе, двигатели лебедки и ротора, оборудование для спуско-подъемных операций, желоба, буровой насос, двигатель насоса, обвязку насоса, приемный резервуар (емкость), скважинный буровой инструмент, включающий гидравлический забойный двигатель и долото, соединенный колонной бурильных труб с замками с ведущей трубой.

Ставится задача создать установку для бурения скважин, которая может быть использована при бурении вертикальных и слабонаклонных направленных как геологоразведочных, так и эксплуатационных и технологических скважин, использующую для связи скважинного бурового инструмента с наземным оборудованием гибкую непрерывную трубу, причем в скважинном буровом инструменте должны быть совмещены турбобур и гидроударник, при этом не имеющую ограничений, присущих решению по патенту США №7836948.

Задача решается за счет того, что в установке для бурения скважин, включающей наземное оборудование и скважинный буровой инструмент, связанные гибкой непрерывной трубой, скважинный буровой инструмент соединен с гибкой трубой через аварийный отсоединительный переходник и включает турбобур, гидроударник и породоразрушающий инструмент. Валы турбобура и гидроударника соединены друг с другом через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения, на корпусе переходника размещен расширитель, на корпусе турбобура размещено не менее одного центратора, а между турбобуром и гидроударником размещен демпфер. Наземное оборудование включает первую лебедку для регулируемого сматывания (при углубке скважины) и наматывания (при подъеме бурового инструмента) и упорядоченной укладки гибкой трубы, вторую лебедку (для обеспечения спуско-подъемных и вспомогательных операций) с управлением, средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости, устьевой блок и устройство управления установкой с пультом управления и маслостанцией. Устьевой блок содержит опору с кронблоком, на котором размещен откидной ролик для центрирования с осью скважины гибкой трубы с первой лебедки и троса второй лебедки, маршевую лестницу, устройство для сбора и отвода промывочной жидкости, устройства для центрирования турбобура и гидроударника, средства для проведения спуско-подъемных операций, которые включают гидравлический держатель (спайдер) гидроударника, турбобура и гибкой трубы и механизм их свинчивания-развинчивания между собой и с породоразрушающим наконечником. Блок управления включает средства управления первой лебедкой, насосом и держателем гибкой трубы, турбобура и гидроударника и механизмом свинчивания-развинчивания. Средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости включают промывочный насос с нагнетательной линией и промывочным сальником, всасывающую линию, приемную емкость, емкость сбора и приготовления раствора, технологически связанные желобами.

Такая компоновка скважинного бурового устройства в сочетании с наземным оборудованием в отличие от решения по патенту США №7836948 дает возможность совместно использовать серийно изготавливаемые турбобуры и гидроударники, что позволяет выбирать тип низкочастотного или высокочастотного гидроударника и соответствующего породоразрушающего наконечника к нему и режимов бурения для получения максимальной производительности и выхода керна в конкретных геологических условиях.

Предлагаемое наземное оборудование позволяет использовать эффективное соединение в скважинном буровом инструменте турбобура с гидроударником в колтюбинговой установке.

В процессе бурения могут происходить выбросы газонефтяной субстанции, смешанной с промывочной жидкостью. Если есть опасность такого явления, в устьевой блок может быть введен превентор, перекрывающий межтрубное и внутритрубное пространство, а в аварийный отсоединительный переходник между гибкой трубой и турбобуром - противовыбросовый обратный клапан.

Осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, создаваемая суммарной массой турбобура и гидроударника, с учетом подпора промывочной жидкости может оказаться недостаточной для обеспечения эффективной работы породоразрушающего инструмента. Для увеличения массы до необходимой величины в состав скважинного бурового инструмента может быть введен утяжелитель.

Для удобства работы утяжелитель может быть разъемным, надеваемым на гибкую трубу.

Также в качестве утяжелителя возможно использовать серийные утяжеленные бурильные трубы, размещенные между гибкой трубой и турбобуром.

Крутящий момент турбобура определяется параметрами и величиной расхода промывочной жидкости, глубиной и диаметром скважины. При большой глубине скважины, ее большом диаметре и повышенной вязкости промывочной жидкости величина крутящего момента может оказаться недостаточной для обеспечения оптимальных режимов бурения. Для увеличения крутящего момента в состав турбобура может быть введен закручиватель потока промывочной жидкости, обеспечивающий предварительное закручивание потока промывочной жидкости, входящей в турбобур.

Для снижения влияния возможных крутильных колебаний, создаваемых турбобуром и передаваемых на гибкую трубу, что создает риск нештатной работы трубы, в турбобуре может быть предусмотрен компенсатор крутильных колебаний.

На чертеже схематически изображен вариант предлагаемой установки для случая использования съемного утяжелителя, надеваемого на гибкую трубу. Показаны только узловые элементы установки.

Установка содержит наземное оборудование и скважинный буровой инструмент. Наземное оборудование включает первую лебедку 1 с барабаном, системой упорядоченного сматывания-наматывания и плавно-регулируемым приводом, промывочный сальник 2, нагнетательную линию, промывочный насос 4 с плавно-регулируемым приводом, всасывающую линию, приемную емкость, емкость сбора и приготовления промывочной жидкости, связанные желобами, устьевой блок, содержащий опору 5, в верхней части которой размещен кронблок с видеокамерой и откидным центрирующим роликом 6, укомплектованным указателем глубины скважины, в средней части внутри опоры 5 размещены центраторы для работы с буровым инструментом, в нижней части внутри опоры 5 размещено удерживающее устройство (спайдер) 7 с узлом свинчивания-развинчивания и видеокамерой, фиксирующей работу спайдера и видеокамерой устьевого обзора, а в нижней части опоры 5 снаружи находятся выдвижные лапы для обеспечения вертикального положения опоры 5, вторую лебедку 8 с ручным управлением, укомплектованную тросом и захватными устройствами, пульт дистанционного управления с маслостанцией, фланец 9, жестко соединенный с кондуктором 10. Наземное оборудование связано со скважинным буровым инструментом гибкой трубой 11. Скважинный буровой инструмент включает утяжелитель 12, турбобур 13, гидроударник 14, породоразрушающий наконечник 15. Для размещения скважинного бурового инструмента и работы с ним предусмотрен стеллаж с тельфером. Опора 6 представляет собой пирамидальную конструкцию, образованную ребрами из трубчатых элементов, жестко связанных между собой. Устойчивость опоры 5 обеспечивается растяжками. Высота, прочностные характеристики и устойчивость опоры 5 должны быть согласованы с габаритными размерами, грузоподъемностью и мощностью привода первой лебедки 1. Высота второй лебедки 8 согласуется с суммарной высотой опоры 5 и турбобура 13. Грузоподъемность второй лебедки 8 должна обеспечить работу с турбобуром 13 и в случае надобности с утяжелителем 12.

Установку собирают на месте бурения. Опору 5 устьевого блока с помощью выдвижных лап устанавливают на месте бурения скважины. Приемную емкость, емкость сбора и приготовления промывочной жидкости и желоба заполняют промывочной жидкостью. Со стеллажа с помощью тельфера и второй лебедки 8 захватывают турбобур 13, соединенный с породоразрушающим наконечником 15, пропускают его через опору 5 с центраторами, откинув ролик 6 на кронблоке, и закрепляют турбобур 13 в спайдере 7. Работа спайдера 7 регулируется маслостанцией пульта управления. От турбобура 13 отсоединяют трос второй лебедки 8, откидной ролик 6 закрепляют в исходном положении на кронблоке, пропускают через ролик 6 гибкую трубу 11 и присоединяют ее к турбобуру 13. Включают насос 4 и производят промывку скважины. Раскрепляют турбобур 13 в спайдере 7.

Ведут забуривание скважины на глубину, достаточную для размещения в ней скважинного бурового инструмента, регулируя работу первой лебедки 1 с пульта управления. На пульт управления поступают сигналы с видеокамер кронблока и спайдера 7. Бурение нижних 1,5-2 метров производят с отбором керна для определения крепости пород. В зависимости от крепости пород выбирают типы гидроударника и породоразрушающего наконечника. С использованием системы упорядоченного сматывания-наматывания гибкой трубы 11 при помощи лебедки 1 поднимают турбобур 13 до момента его поднятия над слайдером 7. В зависимости от устойчивости стенок скважины возможен подъем скважинного бурового снаряда с непрерывной промывкой скважины. В прототипе подъем возможен только с остановкой для промывки. Отсоединяют от турбобура 13 гибкую трубу 11. Второй лебедкой 8 извлекают турбобур 13, откинув ролик 6, и размещают с помощью тельфера на стеллаже. Отсоединяют от турбобура 13 породоразрушающий наконечник 15. Далее по обычной технологии с помощью второй лебедки 8 обсаживают пробуренную скважину и производят ее цементирование. Тем самым формируется кондуктор 10. На устье кондуктора 10 жестко закрепляют фланец 9. Опору 5 жестко закрепляют на фланце 9 кондуктора 10.

Таким образом, забуривание и обсаживание скважины производят без применения дополнительного оборудования и инструмента.

После забуривания при необходимости очищают или заменяют промывочную жидкость. Гидроударник 14 с присоединенным к нему породоразрушающим наконечником 15 захватывают с помощью тельфера и второй лебедкой 8 пропускают через опору устьевого блока 5 и центраторы и закрепляют в спайдере 7. Отсоединяют трос лебедки 8 от гидроударника 14. С помощью тельфера и второй лебедки 8 захватывают со стеллажа турбобур 13, пропускают его через опору устьевого блока 5 и присоединяют к гидроударнику 14. При этом вал турбобура 13 соединяют с валом гидроударника 14 через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения. На корпусе переходника закреплен расширитель, а на корпусе турбобура размещено 2-3 центратора. Между турбобуром 13 и гидроударником 14 размещают демпфер. Собранный таким образом скважинный буровой инструмент раскрепляют в спайдере 7 и с помощью второй лебедки 8 опускают в скважину, закрепляют верхнюю часть турбобура 13 в спайдере 7 и отсоединяют вторую лебедку 8. Возвращают ролик 6 в исходное положение. К верхнему концу турбобура 13 присоединяют через узел аварийного отсоединения гибкую трубу 11, проходящую через ролик 6. Включают насос 4 и после установления непрерывной циркуляции потока промывочной жидкости раскрепляют спайдер 7 и ведут углубку скважины, управляя с пульта скоростью сматывания гибкой трубы 11 с барабана лебедки 1 и расходом промывочной жидкости. Это значительно упрощает процесс управления по сравнению с прототипом за счет исключения регулирования частоты вращения бурильной колонны по величине затрат мощности на вращение и фиксации глубины скважины счетчиком оборотов на откидном ролике. Кроме того, это облегчает автоматизацию и программирование работы, что снижает вероятность аварий.

В процессе бурения промывочная жидкость проходит через статоры турбобура 13, происходит закручивание потока и увеличение скорости его движения. В роторах турбобура 13 кинетическая энергия потока жидкости, закрученного в статорах, превращается в энергию вращения вала, соединенного с гидроударником 14 через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения и расширителем. При вращении гидроударника 14 при посредстве клапана, периодически перекрывающего поток промывочной жидкости, возникает кратковременный гидроимпульс, который передается на вращающийся породоразрушающий наконечник 15. Кроме того, наконечник 15 воспринимает осевую нагрузку, создаваемую суммарной массой турбобура 13 и гидроударника 14. Одновременно происходит разбуривание (расширение) уступа ствола скважины, вызванного разностью диаметров турбобура 13 и гидроударника 14, с одновременной калибровкой скважины по диаметру. Импульсы, возникающие в гидроударнике 14, гасятся в демпфере и не передаются на турбобур, что повышает надежность и ресурс турбобура.

При недостаточной скорости проходки над турбобуром 13 размещают утяжелитель 12 для увеличения осевой нагрузки на породоразрушающий наконечник. Его наружный диаметр и длина не должны превышать соответствующие параметры турбобура.

В одном варианте закрепляют на гибкой трубе 11 съемный утяжелитель 12. Он может быть установлен при монтаже скважинного инструмента на поверхности или оперативно введен в скважину в процессе углубки без прекращения промывки скважины. Для возможности оперативного применения утяжелитель должен быть составлен из двух жестко соединенных половин. Утяжелитель может быть укомплектован фонарем-центратором гибкой трубы в скважине. Конструкция утяжелителя должна обеспечить работу со вспомогательной лебедкой и возможность свободного перемещения по гибкой трубе. Торцевые поверхности могут иметь конусные заходы.

В другом варианте между гибкой трубой 11 и турбобуром 13 устанавливают утяжеленную бурильную трубу.

Углубку скважины ведут до момента прекращения рейса из-за снижения скорости проходки, определяемого в зависимости от глубины бурения, крепости горных пород и ресурса породоразрушающего наконечника. Производят подъем скважинного бурового инструмента для замены породоразрушающего наконечника.

Если скважина геологоразведочная и требуется вести бурение с отбором керна, между гидроударником и породоразрушающим наконечником размещают колонковый набор. В этом случае критерием прекращения рейса является момент заполнения керном колонкового набора.

Колонковый набор может быть одинарным, двойным или эжекторным, а породоразрушающий инструмент - алмазным или твердосплавным.

После окончания рейса производят подъем скважинного бурового инструмента аналогично описанному выше подъему после забуривания с добавлением работ по извлечению гидроударника.

Для исключения возможности выброса в атмосферу газонефтяной субстанции, смешанной с промывочной жидкостью, может быть использован превентор, аналогичный серийному, располагаемый в устьевом блоке, совместно с обратным клапаном, размещенным в турбобуре.

В отсутствие обратного клапана напорный рукав может служить каналом транспортирования газонефтяной субстанции на земную поверхность. При отключении промывочного сальника она может быть собрана в специальные ловушки-сепараторы.

Если крутящий момент, подаваемый на породоразрушающий наконечник, особенно при разбуривании крепких пород и в случае глубоких скважин большого диаметра и/или при применении промывочной жидкости повышенной вязкости в геологически осложненных условиях недостаточен, над турбобуром может быть размещен промышленно изготавливаемый закручиватель потока промывочной жидкости турбинного типа, обеспечивающий подачу в турбобур потока предварительно закрученной промывочной жидкости.

В случае использования турбобура и гидроударника малых диаметров, длины и массы для исключения влияния возможных крутильных колебаний, повышающих риск нештатной работы гибкой трубы и узла ее присоединения к турбобуру, следует предусмотреть компенсатор крутильных колебаний. Возможным вариантом такого компенсатора могут быть реборды на наружной поверхности турбобура, препятствующие его проворачиванию.

Величина крутящего момента также может быть снижена введением в промывочную жидкость антивибрационных добавок. Для этого на всасывающей линии промывочного насоса располагают дозатор подачи концентрата антивибрационной эмульсии и устанавливают на линии обратный клапан и фильтр. Антивибрационные добавки могут содержать компоненты для стабилизации и гидроизоляции стенок скважины.

При совмещении бурения скважины с геофизическими исследованиями может быть предусмотрено размещение внутри гибкой трубы оптоволоконного кабеля, передающего сигнал от геофизического прибора на коллектор, размещенный на валу первой лебедки, для последующей передачи на геофизическую станцию. Этот же кабель может быть использован для передачи данных от датчиков, размещенных в скважинном буровом инструменте на тот же коллектор для автоматизации процесса углубки скважины. Преимуществом колтюбинга при проведении геофизических исследований является возможность промывки скважины во время работы.

Предлагаемая установка по отношению к прототипу обладает всеми указанными выше преимуществами известных колтюбинговых установок. При этом расширяется область применения колтюбинга на бурение геологоразведочных скважин и, помимо забуривания боковых, на бурение основных стволов эксплуатационных скважин.

Предлагаемая конструкция может быть использована при глубоководном бурении и на шельфе. В этом случае она должна быть разработана в антикоррозийном исполнении.

Установка может быть использована в программах импортозамещения, поскольку вся установка может быть изготовлена только из отечественных комплектующих и материалов.

1. Установка для бурения скважин, включающая наземное оборудование и скважинный буровой инструмент, связанные гибкой непрерывной трубой, в которой скважинный буровой инструмент соединен с гибкой трубой через аварийный отсоединительный переходник и включает турбобур, гидроударник и породоразрушающий инструмент, причем валы турбобура и гидроударника соединены друг с другом через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения, на корпусе переходника размещен расширитель, на корпусе турбобура размещено не менее одного центратора, а между турбобуром и гидроударником размещен демпфер, наземное оборудование включает первую лебедку для сматывания и наматывания и упорядоченной укладки гибкой трубы, вторую лебедку для обеспечения спуско-подъемных и вспомогательных операций, средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости, устьевой блок, устройство управления установкой с пультом управления и маслостанцией, причем устьевой блок содержит опору с кронблоком, на котором размещен откидной ролик для центрирования гибкой трубы с первой лебедки и троса второй лебедки, маршевую лестницу, устройство для сбора и отвода промывочной жидкости, устройства для центрирования турбобура и гидроударника и средства для проведения спуско-подъемных операций, которые включают гидравлический держатель - спайдер гидроударника, турбобура и гибкой трубы и механизм их свинчивания-развинчивания между собой и с породоразрушающим наконечником, блок управления включает средства управления первой лебедкой, насосом и держателем гибкой трубы, турбобура и гидроударника и механизмом свинчивания-развинчивания, а средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости включают промывочный насос с нагнетательной линией и промывочным сальником, всасывающую линию, технологически связанные желобами приемную емкость, емкости сбора и приготовления раствора.

2. Установка для бурения скважин по п. 1, в которой устьевой блок включает дистанционно управляемый противовыбросовый превентор, а аварийный отсоединительный переходник между гибкой трубой и турбобуром содержит противовыбросовый обратный клапан.

3. Установка для бурения скважин по п. 1, в которой над турбобуром размещен утяжелитель.

4. Установка для бурения скважин по п. 4, в которой утяжелитель является разъемным, надеваемым на гибкую трубу.

5. Установка для бурения скважин по п. 4, в которой в качестве утяжелителя использованы утяжеленные бурильные трубы, размещенные между гибкой трубой и турбобуром.

6. Установка для бурения скважин по п. 1, в которой скважинный буровой инструмент включает устройство, увеличивающее крутящий момент вала турбобура и компенсатор крутильных колебаний турбобура.

7. Установка для бурения скважин по п. 1, в которой скважинный буровой инструмент включает компенсатор крутильных колебаний турбобура.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области строительства глубоких скважин, в частности к способам создания депрессии на пласт, и может быть использовано при углублении скважины для сохранения естественных коллекторских свойств разреза.

Изобретение относится к вариантам способа создания колебаний бурильной колонны. Техническим результатом является повышение эффективности бурения.

Группа изобретений относится к области фрезерования. Компоновка для работы инструмента на устройстве в подземном местоположении на несущей колонне содержит инструмент, закрепленный на колонне; башмачную трубу, которую несет колонна, установленную с возможностью перемещения относительно инструмента; смещающий узел, приводимый в действие с помощью относительного перемещения между инструментом и башмачной трубой.
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 способу бурения нефтяной скважины. Технический результат - повышение эффективности бурения скважины.

Изобретение относится к космической технике, а именно к устройствам для забора проб грунта, выполнения каналов для установки исследовательских датчиков и иных устройств на заданной глубине, и может быть использовано при изучении планет, комет и других небесных тел.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для бурения скважин. Устройство содержит спускаемый на рукаве в скважину корпус с буровым инструментом, установленным с возможностью вращения от механического привода и осевого перемещения относительно корпуса.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для бурения скважин. Устройство содержит спускаемый на рукаве в скважину корпус с буровым инструментом, установленным с возможностью осевого перемещения относительно него на полом валу.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для бурения скважин. Устройство содержит спускаемый на рукаве в скважину корпус с буровым инструментом, установленным с возможностью вращения от привода вращения и осевого перемещения относительно корпуса.

Регулируемый скважинный изогнутый инструмент для присоединения к бурильной колонне содержит цилиндрический первый корпус, определяющий первую продольную ось, цилиндрический второй корпус, определяющий вторую продольную ось, подшипниковый узел, содержащий внутреннее кольцо и наружное кольцо, присоединенное к указанному первому корпусу, причем внутреннее кольцо присоединено к указанному второму корпусу, подшипниковый узел содержит поворотное соединение между внутренним и наружным кольцами, обеспечивающее возможность поворота указанного второго корпуса относительно указанного первого корпуса вокруг оси, перпендикулярной первой продольной оси, и первый линейный привод, закрепленный в пределах указанного первого корпуса на первом радиальном расстоянии от первой продольной оси и направленный для перемещения, параллельного первой продольной оси. Первый линейный привод функционально присоединен к внутреннему кольцу для приложения осевого усилия к нему таким образом, чтобы приведением в действие первого линейного привода обеспечивать поворот указанного второго корпуса относительно указанного первого корпуса. Обеспечивает возможность управления углом изгиба во время нахождения инструмента в скважине. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройствам для теплового бурения скважин во льду и может быть использовано для исследования внутреннего строения ледников и нагромождений морского льда - торосов и стамух. Устройство содержит полый корпус в виде трубы, к верхнему концу которого присоединен буровой шланг, подводящий горячую воду к корпусу, к нижнему концу корпуса присоединена буровая коронка. Буровая коронка состоит из наконечника и вкладыша. Наконечник имеет небольшую параболическую заточку длиной около одного сантиметра снаружи и конусную расточку внутри. Вкладыш с осевым отверстием по всей длине имеет в нижней части конусную проточку снаружи и конусную проточку внутри, на наружной конусной поверхности вкладыша нарезаны прямоугольные пазы в виде резьбы. Наконечник с помощью резьбы присоединяется к корпусу. Вкладыш установлен в наконечник соосно. Конусная поверхность вкладыша входит в конусное отверстие наконечника так, чтобы их торцы находились на одном уровне заподлицо, при этом пазы на конической поверхности вкладыша образуют каналы для выпуска воды из коронки в виде расходящихся закрученных струй. Вкладыш прижат к наконечнику с помощью пружины, удерживаемой вкрученной внутрь верхней части наконечника гайкой, и имеет свободный ход перемещения вверх с увеличением зазора между его наружной конусной поверхностью и внутренней конусной поверхностью наконечника. Изобретение позволяет повысить чувствительность для определения положения границ и размеров пустот в ледяных нагромождениях при сохранении высокой скорости бурения. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к отклоняющим устройствам для вырезки окна в обсадной колонне с целью последующего бурения бокового ствола. Устройство содержит закрепленный на колонне бурильных труб полый фрезер-райбер. К фрезеру-райберу на срезном элементе подвешен отклоняющий клин, снабженный узлом гидравлического крепления с распорным элементом и, по меньшей мере, одной плашкой, имеющей на внешней поверхности зубья. Канал подачи текучей среды выполнен в виде трубопровода, соединяющего внутреннюю полость фрезера-райбера и узел гидравлического крепления, содержащий ловильную гильзу с внутренним буртом и циркуляционными отверстиями и сопловой жиклер с центральным каналом и направленным против потока седлом для сбросового шара. Сопловой жиклер размещен внутри ловильной гильзы. Узел гидравлического крепления содержит гильзу цилиндра, скрепленную с распорным элементом отклоняющего клина, полый шток внутри гильзы цилиндра, резьбовой колпак, скрепленный с нижней частью гильзы цилиндра, кольцевой поршень, опорную втулку, в расточке нижней части гильзы цилиндра, упругую тягу, скрепленную с кольцевым поршнем и плашкой. Полый шток сообщен с трубопроводом, соединяющим внутреннюю полость фрезера-райбера и узел гидравлического крепления. Ловильная гильза снабжена собственным каналом для текучей среды, расположенным внутри ее боковой стенки и внутреннего бурта, вход канала внутри боковой стенки расположен на торце ловильной гильзы, направленном против потока текучей среды, выход канала во внутреннем бурте ловильной гильзы расположен на торце, направленном в сторону узла гидравлического крепления. Трубопровод для подачи текучей среды в узел гидравлического крепления соединен с выходом канала на торце ловильной гильзы через промывочное отверстие. Трубопровод в месте присоединения к ловильной гильзе снабжен штуцером, содержащим кольцевую канавку с уменьшенным поперечным сечением стенки штуцера, с возможностью отрыва трубопровода от штуцера натяжением бурильной колонны. Повышается надежность закрепления отклоняющего устройства, снижается аварийность, уровень вибрации, повышается режущая способность фрезера-райбера, обеспечивается чистое фрезерование с гладкими кромками, повышается точность вырезки окна за одну спуско-подъемную операцию. 2 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство. Через отклонитель в контакт с горной породой производят проводку плановой протяженности радиального ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории. После проходки по пласту рабочих гибких НКТ с насадкой извлекают из пласта и проводят промывку скважины до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование отдельного окна для каждого бокового ствола проводят непосредственно перед проведением основной операции по проходке боковых стволов через отклонитель. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочих гибких НКТ узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. Для проводки радиальных стволов на последующих уровнях извлекают подающие и рабочие гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочие гибкие НКТ с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов повторяют. Обеспечивается повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов, возможность адресного воздействия на пласт, возможность проведения интенсификации без воздействия на цементную крепь колонны значительным перепадом давления и химическим разрушением, возможность проведения интенсификации с воздействием на пласт значительным перепадом давления или химическим разрушением, очистка ствола скважины при ее проводке. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов. Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом включает спуск в горизонтальный ствол скважины колонны гибких труб, закачку геля с плотностью, большей плотности воды, и заполнением гелем части горизонтального ствола скважины, а также рабочей жидкости для обработки коллектора с заполнением другой части горизонтального ствола скважины, последовательную поинтервальную обработку пласта, по окончании выполнения обработки проведение освоения скважины свабированием, отбор продукции из горизонтальной скважины. Причем бурят или выбирают уже пробуренную, находящуюся в эксплуатации горизонтальную скважину в продуктивном карбонатном коллекторе с открытым условно горизонтальным стволом, на профиле условно горизонтального ствола выделяют один или несколько участков А, расположенных ближе к кровле пласта, длиной не менее 5 м, а также соответствующие соседние участки В, расположенные ближе к водонефтяному контакту. В середину участка А, расположенного ближе к «носку» условно горизонтального ствола, спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленной на конце трубы гидромониторной насадкой, через которую закачивают раствор поверхностно-активного вещества в объеме из расчета 0,1-1,1 м3 на метр длины суммы соответствующего участка А и соседнего одного или двух В, проводят технологическую выдержку в течение 0,4-3 часов. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении Рк, при котором затем будут закачивать кислоту, объем геля определяют как 0,4-0,8 от объема соответствующего одного или двух участков В, являющихся соседними к участку А, в котором проводят операцию. Гель доводят до соответствующего участка А, продавливая по гибким трубам жидкостью, не растворяющей гель, проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемом для оседания геля в нижнюю часть участков В. После закачивают кислоту под давлением Рк и в объеме в м3, равном (0,02-0,5)h на метр длины соответствующего участка А, где h - средняя толщина пласта вдоль участка А в метрах, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором, закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Затем переходят к обработке следующего участка А, перемещая трубу с гидромониторной насадкой в сторону «пятки» условно горизонтального ствола. После завершения обработки всех участков А условно горизонтальный ствол скважины промывают и пускают в эксплуатацию. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения при разработке залежей тяжелой нефти или природного битума, увеличение темпа выработки залежей, снижение количества очищенной пресной воды, необходимой для генерации пара. Способ разработки залежей тяжелой нефти или природного битума включает бурение горизонтальной добывающей скважины вблизи подошвы пласта, бурение выше нее в той же вертикальной плоскости параллельно добывающей скважине нагнетательной горизонтальной скважины на расстоянии, обеспечивающем возможность создания гидродинамической связи между скважинами для инициирования процесса дренирования, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор жидкости из добывающей скважины. В способе также бурят дополнительную нагнетательную скважину над горизонтальной нагнетательной скважиной параллельно ей в вертикальной плоскости на минимальном расстоянии от кровли пласта с учетом технической возможности выдержать траекторию скважины без проходки по вышележащим породам, фиксируют момент установления гидродинамической связи между верхней нагнетательной и добывающей скважинами, после чего прекращают закачку пара в нижнюю нагнетательную скважину и начинают закачивать пар в верхнюю нагнетательную скважину до завершения периода выработки элемента вытеснения. 3 ил.

Группа изобретений относится к области бурения. Срезной болт с двумя состояниями, содержащий корпус, образующий камеру и имеющий срезную часть, и штифт, который размещен в камере и который выполнен с возможностью перемещения между срезаемым положением и несрезаемым положением, удержания внутри срезной части с помощью удерживающего механизма в несрезаемом положении и перемещения из несрезаемого в срезаемое положение для срезания болта. Корпус дополнительно образует канал подачи текучей среды в камеру для приложения давления, перемещающего штифт из несрезаемого положения в срезаемое положение. Обеспечивается исключение преждевременного разъединения компонентов инструментального узла скважины. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к области бурения. Забойное бурильное устройство содержит корпус блока подшипников, образующий продольную ось и верхнюю и нижнюю части, причем верхняя часть корпуса блока подшипников выполнена с возможностью соединения с бурильной колонной, по меньшей мере один блок кольцевых подшипников, установленный в корпусе блока подшипников, и центральную часть бурового долота, по существу расположенную у нижнего конца корпуса блока подшипников и соединенную с ним, при этом центральная часть выполнена с возможностью вращения относительно продольной оси и имеет лопасти, присоединенные к ней, причем лопасти несут на себе множество резцов, при этом резцы выполнены с возможностью входа в контакт с подземным пластом породы, хвостовик, выступающий из центральной части, причем хвостовик выполнен интегральным или как одно целое с центральной частью или неразъемно соединен с центральной частью, и шпиндель, сцепляющийся с хвостовиком и образующий неразъемное соединение с ним. Неразъемное соединение не включает в себя повторно раскрепляемое соединение. Шпиндель проходит продольно в корпус блока подшипников и через по меньшей мере один блок кольцевых подшипников. Обеспечивается уменьшение длины устройства, а также увеличение срока эффективной службы долота. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к горному и строительному делу и может быть использовано при вращательном забойном колонковом бурении вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин среднего и большого диаметра, добыче полезных ископаемых, прокладке подземных переходов и туннелей с возможностью изменения направления проходки в процессе выполнения работ. Бур внешнероторный забойный содержит по меньшей мере две соосные роторные секции, соединенные между собой межсекционной втулкой, выполненной с каналами перехода рабочего тела, и заглушки, расположенные с торцов роторных секций. Заглушка, расположенная на торцевой части роторной секции по направлению забоя, содержит породоразрушающие элементы и выполнена с выходным каналом для рабочего тела. Заглушка, расположенная на торцевой части роторной секции по направлению к устью, выполнена с входным каналом для рабочего тела. Каждая роторная секция содержит статор с каналами для рабочего тела, являющийся осью, и внешний ротор с расположенными на его внешней поверхности шнеками. Во внутренней части статора установлен полый керноприемный корпус. На внутренней поверхности внешнего ротора установлены наклонные зажимы, в которых установлен ролик ротора, а на наружной поверхности статора выполнена радиальная выточка, в которой расположена подпружиненная заслонка с роликом статора. Ролик статора и ролик ротора, расположенные между внутренней поверхностью ротора и наружной поверхностью статора, образуют рабочую камеру. Каналы для рабочего тела, выполненные в статоре, соединены с рабочей камерой каждой роторной секции каналами для перехода рабочего тела. Обеспечивается увеличение удельной мощности за счет увеличения крутящего момента при повышении надежности и работоспособности устройства. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к установке для бурения скважин. Установка включает наземное оборудование и скважинный буровой инструмент, связанные гибкой непрерывной трубой, в которой скважинный буровой инструмент соединен с гибкой трубой через аварийный отсоединительный переходник и включает турбобур, гидроударник и породоразрушающий инструмент, причем валы турбобура и гидроударника соединены друг с другом через шарнирный переходник с узлом аварийного отсоединения. На корпусе переходника размещен расширитель. На корпусе турбобура размещено не менее одного центратора, а между турбобуром и гидроударником размещен демпфер. Наземное оборудование включает первую лебедку для сматывания и наматывания и упорядоченной укладки гибкой трубы, вторую лебедку для обеспечения спуско-подъемных и вспомогательных операций, средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости, устьевой блок, устройство управления установкой с пультом управления и маслостанцией, маршевую лестницу, устройство для сбора и отвода промывочной жидкости, устройства для центрирования турбобура и гидроударника и средства для проведения спуско-подъемных операций, которые включают гидравлический держатель - спайдер гидроударника, турбобура и гибкой трубы и механизм их свинчивания-развинчивания между собой и с породоразрушающим наконечником. Устьевой блок содержит опору с кронблоком, на котором размещен откидной ролик для центрирования гибкой трубы с первой лебедки и троса второй лебедки. Блок управления включает средства управления первой лебедкой, насосом и держателем гибкой трубы, турбобура и гидроударника и механизмом свинчивания-развинчивания. Средства подачи в гибкую трубу промывочной жидкости включают промывочный насос с нагнетательной линией и промывочным сальником, всасывающую линию, технологически связанные желобами приемную емкость, емкости сбора и приготовления раствора. Обеспечивает увеличение производительности процесса бурения. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх