Направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется для селективного входа бурового инструмента в боковой ствол (БС) после извлечения клина-отклонителя из основного ствола. Направляющее устройство включает соединенный с колонной труб ствол с механизмом изменения направления движения с полым хвостовиком для соединения с буровым инструментом. Ствол соединен с механизмом изменения направления движения с возможностью регулируемой передачи вращения, а хвостовик оснащен отклонителем, гидравлически связанным с внутренней полостью хвостовика и через канал механизма изменения направления движения с колонной труб. Механизм изменения направления движения выполнен в виде верхнего поршня с полым штоком, шарнирно соединенным с переводником хвостовика, а отклонитель - в виде радиального канала с тарированным отверстием. Поршень механизма изменения направления движения подпружинен вверх и вставлен в ствол с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с выходом шарнирного соединения из ствола. Шток поршня и верхняя часть переводника снабжены снаружи продольными проточками или выборками под соответствующие внутренние плоскости или выступы ствола для передачи вращения. Ниже радиального канала в хвостовике установлен жиклер с проходным каналом. Поперечное сечение канала механизма изменения направления движения и канала жиклера выполнены такой площади, чтобы обеспечить при прокачке жидкости перепад давлений, необходимый, соответственно, для выдвижения поршня из ствола и отклонения хвостовика при помощи радиального канала и шарнирного соединения. Обеспечивается сокращение числа аварийных ситуаций, связанных с непопаданием бурового инструмента в БС. 5 ил.

 

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется для селективного входа бурового инструмента в боковой ствол (БС), позволяющего производить проработку, шаблонировку или бурение БС многозабойной или многоствольной скважины после извлечения клина-отклонителя из основного ствола.

Известен извлекаемый клин-отклонитель, предназначенный для бурения многоствольных скважин (пат. RU №2006561, МПК 5 Е21В 7/08, опубл. 30.01.1994 в бюл. №2), включающий корпус, состоящий из верхней и нижней частей, и отклоняющий клин. Узел закрепления устройства в скважине, установленный под отклоняющим клином между частями корпуса, узел герметизации с механизмом фиксации и узел спуска устройства в скважину. При этом механизм фиксации узла герметизации выполнен в виде разрезной втулки с выступом, связанной с нижней частью корпуса, и связанного с верхней его частью патрубка с буртиком и прорезью в стенке, причем нижняя часть корпуса имеет фиксатор, расположенный в прорези патрубка, узел спуска выполнен в виде связанного в исходном положении срезными штифтами с клином кожуха с косыми вырезами и карманами, а клин имеет пальцы для размещения в последних.

Недостатками данного клина-отклонителя являются:

- необходимость спуска колонны бурильных труб и геофизических приборов для ориентированного отклонения клина-отклонителя и его закрепления в скважине, приводящего к большим материальным и временным затратам;

- отсутствие конструктивных элементов фиксации без упора на забой и элементов индивидуальной ориентации относительно уже пробуренного БС, что приводит к невозможности закрепления клина-отклонителя в скважине без перекрытия основного ствола и создания упора для его установки, например пакера, упорной пробки или цементного моста, которые необходимо разбуривать после извлечения клина-отклонителя из основного ствола, и к большим трудностям с повторной установкой извлекаемого клина-отклонителя с точной его установкой напротив «окна», для повторного входа в нужный БС многозабойной скважины, так как малейшие погрешности с ориентированием по азимуту и привязке по глубине перекрывают проходное сечение «окна» и не позволяют пройти буровому инструменту в БС, так как диаметр этого инструмента равен диаметру БС.

Известно «Устройство для многозабойного вскрытия продуктивных пластов одной скважиной» (пат. RU №2197593, МПК 7 Е21В 7/08, опубл. 27.01.2003 в бюл. №3), включающее корпус, жестко связанный с патрубком, оснащенным посадочным местом под извлекаемый клин и имеющий паз под шпонку, взаимодействующую с пазом патрубка, и переводник. Корпус выполнен в виде продольно-гофрированной трубы, заглушенной с нижней стороны, и установленным с другой стороны переводником, соединяющим его с патрубком и снабженным втулкой из легкоразбуриваемого материала для соединения с технологической колонной, а посадочное место патрубка выполнено в виде наклонной поверхности, переходящей в продольный паз под шпонку, установленную в посадочной втулке ориентирующего фиксатора, одна из поверхностей которой соответствует посадочной наклонной поверхности патрубка корпуса, а другая снабжена зубчатой поверхностью, взаимодействующей с зубчатой поверхностью опорной втулки, жестко закрепленной на валу ориентирующего фиксатора, причем посадочная втулка выполнена с возможностью поворота на валу фиксатора и фиксацией в зубчатом соединении с опорной втулкой посредством зажимной втулки, имеющей резьбовое соединение с валом ориентирующего фиксатора, а извлекаемый клин выполнен с возможностью регулирования глубины установки в скважине посредством сменного удлинителя, размещенного между фиксатором и извлекаемым клином.

Недостатками данного устройства являются:

- необходимость спуска колонны бурильных труб и геофизических приборов для ориентированного отклонения клина-отклонителя и его закрепления в скважине, приводящего к большим материальным и временным затратам;

- наличие неизвлекаемого якоря, который перекрывает основной ствол скважины;

- сложность конструкции и, как следствие, высокие материальные затраты на изготовление устройства.

Известен гидравлический отклонитель (пат. RU №2311522, МПК Е21В 7/08, опубл. 27.11.2007 в бюл. №33), включающий клин-отклонитель с наклонной рабочей поверхностью, выполненной в виде желоба, узел опоры, включающий цилиндрический полый корпус с окнами для плашек, расположенный в упомянутом полом корпусе распорный элемент с наклонными поверхностями, на которых с возможностью перемещения размещены плашки, имеющие на лицевой поверхности зубья, а с тыльной стороны - паз, соответствующий Т-образному выступу на наклонной поверхности распорного элемента, гидравлическую камеру и гибкий шланг высокого давления для подачи жидкости в гидравлическую камеру, снабженный размещенными между клином-отклонителем и цилиндрическим полым корпусом узла опоры переходником и пакерами, при этом распорный элемент имеет направляющую часть, выполненную внизу в виде поршня и переходящую в распорную часть, выполненную в виде правильной трехгранной усеченной суженной книзу пирамиды, ребра которой образованы наклонной поверхностью и имеют выступы под плашки, зубья которых выполнены с наклоном вниз, а плашки радиально размещены в окнах, выполненных в нижней части цилиндрического полого корпуса узла опоры под углом 120° относительно друг друга, при этом в верхней части корпуса узла опоры выполнена кольцевая расточка и упор, образующие с цилиндрической поверхностью направляющей части распорного элемента гидравлическую камеру, которая связана с гибким шлангом посредством выполненных соответственно в переходнике и в направляющей части распорного элемента полостей, последняя из которых связана с гидравлической камерой через распределитель, выполненный в направляющей части в виде трех сквозных под углом 120° относительно друг друга отверстий, а корпус узла опоры установлен с возможностью перемещения вдоль направляющей части распорного элемента с одновременным изменением объема гидравлической камеры, на торце цилиндрического полого корпуса узла опоры надета заглушка, закрепленная резьбовым соединением с распорной частью распорного элемента, между внутренней поверхностью полого цилиндрического корпуса узла опоры и внешней поверхностью распорного элемента установлены уплотнители.

Недостатками данного устройства являются:

- отсутствие узла отклонения и прижатия к стенке эксплуатационной колонны клина обратной рабочей поверхностью, что не позволяет использовать устройство в наклонных и горизонтальных скважинах;

- возможность несрабатывания узла закрепления отклонителя в скважине, т.к. усилия, создаваемого на его корпус жидкостью, проходящей через распределитель, может быть недостаточно для перемещения корпуса вверх относительно направляюще-распорного элемента, поэтому для его установки необходимо создание упора в основном стволе, например пакера, упорной пробки или цементного моста, которые необходимо разбуривать после извлечения клина-отклонителя из основного ствола, что ведет к загрязнению скважины и снижению ее добычных возможностей;

- ненадежность закрепления отклонителя в скважине, т.к. при работе фрез и бурении БС возникают вибрации, и сцепление плашек со стенкой эксплуатационной колонны может ослабнуть, что приведет к провороту клина-отклонителя и потере «окна»;

- возможность раскрепления отклонителя в связи с тем, что после отсоединения гибкого шланга высокого давления в рабочей камере снизится давление, и нет фиксаторов, удерживающих плашки в рабочем положении, они могут раскрепиться;

- сложность конструкции и, как следствие, высокие материальные затраты на изготовление устройства.

Известны устройства для безориентированного бурения БС из необсаженных скважин роторным способом: центраторы, калибраторы, стабилизаторы и утяжеленные бурильные трубы, которые при различном расположении в бурильной компоновке позволяют с различной интенсивностью изменять угол направления бурения для зарезки и бурения БС (Бурение наклонных и горизонтальных скважин: справочник / А.Г. Калинин [и др.]; под ред. А.Г. Калинина. - М: Недра, 1997. - С. 239-277).

Недостатками этих устройств являются:

- невозможность отклонения бурильных компоновок, составленных в различном сочетании из этих устройств без упора на забой, так как при отклонении бурового инструмента используется упругий изгиб бурильных труб;

- неконтролируемость отклонения бурильного инструмента в процессе бурения БС, так как для его отклонения используется упругость бурильных труб, на которую влияет множество факторов, например падение или твердость пласта, скорость вращения компоновки, нагрузка на долото и конструкция шарошек и т.п.;

- невозможность направления бурового инструмента в БС после бурения основного ствола, так как бурильная компоновка для бурения БС свободно проходит по основному стволу, не встречая упора и не отклоняясь.

Известен винтовой забойный двигатель (ВЗД) (пат. RU №2324803, МПК Е21В 7/06, Е21В 4/02, Е21В 7/08, опубл. 20.05.2008 в бюл. №14), состоящий из рабочей секции, содержащей героторный механизм, включающий статор и ротор, шпиндель, содержащий в своем составе подшипниковый узел с радиальными и осевой опорами вращения, вал и корпус шпинделя, приводной вал и переводники, при этом корпус шпинделя в нижней части сопряжен с долотным переводником, а в верхней части корпуса шпинделя, на его внутренней поверхности, выполнена упругоэластичная обкладка, охватывающая статор, причем корпус статора совместно с упругоэластичной обкладкой корпуса шпинделя составляют радиальную опору вращения, при этом внизу статор соединен с валом шпинделя с закрепленным на нем подшипниковым узлом, а вверху с переводником для соединения с бурильной колонной, кроме того, ротор и долотный переводник кинематически соединены приводным валом, размещенным во внутренней полости вала шпинделя.

Недостатками данного устройства являются:

- угол отклонения шпиндельной части ВЗД небольшой и устанавливается на устье скважины. Для его изменения необходимо каждый раз извлекать бурильную компоновку из скважины, что увеличивает время бурения многозабойных и многоствольных скважин;

- габаритные размеры ВЗД после установки угла отклонения шпиндельной части и соединения с буровым инструментом (долотом, калибратором, фрезой и т.п.) меньше диаметра основного ствола скважины, поэтому не позволяют ВЗД направить буровой инструмент в пробуренный БС, компоновка скользит по основному стволу и не направляет буровой инструмент в БС, поэтому для ввода бурового инструмента в БС необходимо использовать клин-отклонитель, что увеличивает затраты времени и материалов на строительство многозабойных скважин;

- центраторы, установленные на верхнем переводнике и на долотном переводнике внизу устройства, увеличивают габаритные размеры ВЗД и уменьшают угол отклонения шпиндельной части, что в свою очередь уменьшает угол отклонения бурового инструмента, соединенного с ВЗД, и вероятность его ввода в БС. Для ввода бурового инструмента в компоновке с ВЗД из основного ствола в БС требуется установка клина-отклонителя.

Известна шарнирная муфта (Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин. / А.С. Повалихин [и др.]; под общей ред. д.т.н., проф. А.Г. Калинина. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. - С. 379-382), состоящая из верхнего и нижнего переводников для соединения ротора ВЗД с долотом соответственно и корпуса, в котором установлен шаровой шарнир с опорной пятой, при этом корпус соединен с верхним переводником кулачковой муфтой посредством шпонки.

Недостатками данного устройства являются:

- отсутствие механизма принудительного изменения угла отклонения бурового инструмента относительно оси бурильной компоновки (узла отклонения) для селективного ввода бурового инструмента в БС, отклонение бурового инструмента происходит под действием упора его о забой скважины;

- отсутствие конструктивных элементов фиксации подвижных частей по оси устройства при движении бурильного инструмента в БС, что может привести к забуриванию нового ствола и аварийной ситуации;

- наличие сложно изготавливаемых и дорогостоящих в изготовлении сопрягаемых сферических поверхностей, сложность их герметизации и, как следствие, высокая стоимость устройства.

Известен управляемый роторный инструмент (пат. RU №2435015, МПК Е21В 7/06, Е21В 44/00, опубл. 27.11.2011 в бюл. №33), встраиваемый в буровое устройство для корректировки направления бурения БС в режиме реального времени по командам с земли, состоящий из внешнего трубчатого корпуса, по меньшей мере одного управляемого толкателя, подвижно закрепленного на корпусе для перемещения между выдвинутым и убранным положениями, трубчатого вала, смонтированного внутри корпуса и выполненного с возможностью присоединения к бурильной колонне для передачи вращающего усилия к буровому долоту, при этом вал образует канал для прохождения бурового раствора к буровому долоту, камеру давления, образованную между валом и корпусом, соединяющуюся по меньшей мере с одним упомянутым толкателем для осуществления управления его выдвижением.

Недостатками этого инструмента являются:

- недостаточная величина выдвижения управляемого толкателя для направления бурового инструмента в БС, так как для гарантированного захода бурового инструмента в БС его необходимо сместить от оси устройства не менее чем на двойную величину диаметра БС, а толкатель смещает долото для бурения основного ствола только на несколько миллиметров от его оси, основное отклонение долота осуществляется за счет упругого изгиба бурильных труб при упоре долота в забой скважины. Бурение, проработка и шаблонировка БС многозабойной или многоствольной скважины осуществляется буровым инструментом меньшего диаметра, поэтому габаритные размеры таких компоновок с полностью выдвинутыми толкателями меньше диаметра основного ствола, и бурильные компоновки свободно проходят по основному стволу, не встречая упора и не отклоняясь. Для ввода бурового инструмента в компоновке с роторными управляемыми системами в БС требуется установка клина-отклонителя;

- сложность конструкции и, как следствие, высокая стоимость изготовления инструмента, в эксплуатации требующая присутствия команды высококвалифицированных специалистов на скважине, что увеличивает стоимость строительства многозабойных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является «Направляющее устройство для адресного ввода технологического инструмента в боковой ствол скважины в процессе ее эксплуатации» (пат. RU №2302510, МПК Е21В 23/03, опубл. 10.07.2007 в бюл. №19), включающее транспортирующий орган с механизмом изменения направления движения. При этом транспортирующий орган с механизмом изменения направления движения состоит из ствола, на котором при помощи втулочной гайки подвешен шатун с хвостовиком, к стволу по резьбе присоединен вращатель шатуна, имеющий шлицевые выступы и кольцевую проточку, между торцом ствола и шлицевыми выступами вращателя шатуна установлена опорная шайба, а в кольцевой проточке вращателя шатуна установлены пружинные элементы, которые находятся в постоянном контакте с хвостовиком шатуна, шатун посредством промежуточного переводника соединен с плашечно-клапанным узлом, в корпусе которого размещена втулка с вмонтированным узлом фиксации попадания технологического инструмента (бурового инструмента) в БС, втулка зафиксирована в корпусе плашечно-клапанного узла срезным штифтом, втулка оканчивается перегородкой с отверстиями и закрепленной на перегородке пробкой с фиксатором, а узел фиксации состоит из корпуса, на наклонной поверхности которого срезным штифтом и фиксатором закреплена плашка, при этом корпус плашечно-клапанного узла и втулка имеют совмещенное отверстие.

Недостатками данного устройства являются:

- невозможность передачи крутящего момента от колонны бурильных труб к технологическому инструменту (буровому инструменту), так как пружины удерживают хвостовик шатуна от вращения только за счет сил трения, в скважинных условиях, когда через устройство прокачиваются промывочные жидкости, снижающие коэффициент трения, пружины просто будут проскальзывать по хвостовику шатуна, не передавая ему крутящий момент;

- низкая функциональность устройства, связанная с невозможностью производить проработку, шаблонировку или бурение БС многозабойной скважины, когда БС многозабойной скважины забуриваются из необсаженной части основного ствола. В этом случае переходный участок между основным и БС не имеет четкой границы, как в случае вырезания «окна» в стенке обсадной колонны и забуривания БС из обсадной колонны основного ствола, и плашечный узел узла фиксации попадания технологического инструмента в БС, не встречая достаточного сопротивления, не сдвинется вверх и не откроет центральный промывочный канал в нижней перегородке, и промывочная жидкость не будет поступать в технологический инструмент и на забой БС;

- наличие сложно изготавливаемых и дорогостоящих в изготовлении сопрягаемых сферических поверхностей, шлицевого соединения деталей, сложность их герметизации и, как следствие, высокая стоимость устройства.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются создание простой надежной конструкции направляющего устройства бурового инструмента для селективного входа в БС с гидравлическим отклонением, позволяющего производить проработку, шаблонировку или бурение БС многозабойной скважины после извлечения клина-отклонителя из основного ствола, расширение функциональных возможностей направляющего устройства, позволяющего вводить буровой инструмент в БС многозабойных скважин, пробуренных из необсаженной части основного ствола, что позволит сократить число аварийных ситуаций, связанных с непопаданием бурового инструмента в БС, и в конечном счете снизит общие время и стоимость строительства многозабойных и многоствольных скважин.

Технические задачи решаются направляющим устройством бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол, включающим соединенный с колонной труб ствол с механизмом изменения направления движения с полым хвостовиком для соединения с буровым инструментом, причем ствол соединен с механизмом изменения направления движения с возможностью регулируемой передачи вращения, а хвостовик оснащен отклонителем, гидравлически связанным с внутренней полостью хвостовика и через канал механизма изменения направления движения с колонной труб.

Новым является то, что механизм изменения направления движения выполнен в виде верхнего поршня с полым штоком, шарнирно соединенным с переводником хвостовика, а отклонитель - в виде радиального канала с тарированным отверстием, при этом поршень механизма изменения направления движения подпружинен вверх и вставлен в ствол с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с выходом шарнирного соединения из ствола, причем шток поршня и верхняя часть переводника снабжены снаружи продольными проточками или выборками под соответствующие внутренние плоскости или выступы ствола для передачи вращения, ниже радиального канала в хвостовике установлен жиклер с проходным каналом, причем поперечное сечение канала механизма изменения направления движения и канала жиклера выполнены такой площади, чтобы обеспечить при прокачке жидкости перепад давлений, необходимый соответственно для выдвижения поршня из ствола и отклонения хвостовика при помощи радиального канала и шарнирного соединения.

На фиг. 1 показан общий вид устройства с продольным разрезом в транспортном положении; на фиг. 2 - общий вид устройства с продольным разрезом в процессе отклонения и входа в БС; на фиг. 3 - сечение А-А фиг. 2; на фиг. 4 - сечение Б-Б фиг. 2, на фиг. 5 - вид В фиг. 1.

Направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол содержит ствол 1 (фиг. 1 и 2), соединенный сверху с колонной труб (не показаны) и с механизмом изменения направления движения 2 с полым хвостовиком 3 для соединения с буровым инструментом 4 (долотом, калибратором, фрезой и т.п.). Ствол 1 соединен с механизмом изменения направления движения 2 с возможностью регулируемой передачи вращения. Хвостовик 3 оснащен отклонителем 5 (фиг. 5), гидравлически связанным с внутренней полостью хвостовика 3 (фиг. 1) и через канал 6 механизма изменения направления движения 2 с колонной труб. При этом механизм изменения направления движения 2 выполнен в виде верхнего поршня 2 с полым штоком 7, соединенным с помощью шарнирного соединения 8 с переводником 9 хвостовика 3, а отклонитель 5 (фиг. 5) - в виде радиального канала 10 с тарированным отверстием 11, при этом поршень 2 поджат вверх, например, пружиной сжатия 12 (пружиной растяжения, резиновым элементом, газовой камерой и т.п. - не показаны) и вставлен в ствол 1 с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с выходом шарнирного соединения 8 (фиг. 2) из ствола 1. Шток 7 поршня 2 и верхняя часть 13 переводника 9 снабжены снаружи продольными проточками 14 (фиг. 3 и 4) или выборками (не показаны, которые могут быть самой разнообразной конфигурации) под соответствующие внутренние плоскости 15 или выступы (не показаны, которые могут быть самой разнообразной конфигурации и соответствовать проточкам 14 или выборкам соответственно) ствола 1 (фиг. 1) для передачи вращения. Ниже радиального канала 10 отклонителя 5 в хвостовике 3 установлен жиклер 16 с проходным каналом 17. Поперечное сечение канала 6 механизма изменения направления движения 2 и канала 6 жиклера 16 выполнены такой площади, чтобы обеспечить при прокачке жидкости с определенным расходом перепад давлений, необходимый для выдвижения поршня 2 (фиг. 2) с полым штоком 7 из ствола 1 и отклонения хвостовика 3 на заданный угол при помощи радиального канала 10 и шарнирного соединения 8. Для предотвращения загрязнения и сохранения работоспособности (подвижности) шарнирное соединение 8 снаружи может быть защищено, например, резиновым чехлом, гофрированным шлангом и т.п. (не показаны), а изнутри - рукавом 18.

Устройство работает следующим образом.

Устройство поднимают с мостков и устанавливают на столе ротора буровой установки (не показаны). С помощью резьбы 19 (фиг. 1) ствола 1 соединяют с колонной труб. Затем к хвостовику 3 присоединяют буровой инструмент 4 (долото, калибратор, фрезу и т.п.), необходимый для проведения определенной (запланированной) технологической операции в БС (не показан). Собранную компоновку на колонне труб спускают в интервал «окна» (не показано), вырезанного в стенке обсадной колонны или в стенке основного ствола, когда БС многозабойной скважины забуривается из необсаженной части основного ствола. Расстояние определяют суммированием длин труб в колонне или геофизическим оборудованием (не показано). Поршень 2 поджат пружиной 12 в крайнее верхнее положение до упора переводника 9 хвостовика 3 в ствол 1 устройства, поэтому все детали находятся в зафиксированном по оси устройства положении. Устройство свободно движется по основному стволу (не показан) скважины. В интервале «окна» включают буровой насос на устье скважины (не показаны) с определенным расходом жидкости и создают давление в колонне труб. Под действием перепада давлений жидкости благодаря каналу 6 верхний поршень 2 (фиг. 2) сжимает пружину 12 и выдвигает полый шток 7 до упора вниз так, чтобы шарнирное соединение 8 вышло за нижний край ствола 1 и освободилось. При этом часть жидкости, проходя по каналу 6, создает перепад давлений благодаря жиклеру 16 с отверстием 17 между внутренним и наружным пространством хвостовика 3, обеспечивая создание реактивной силы струи жидкости, вытекающей из радиального канала 10 с тарированным отверстием 11 отклонителя 5. В результате хвостовик 3 с буровым инструментом 4 поворачивается в шарнирном соединении 8 на угол, достаточный для ввода бурового инструмента 4 в БС. Устройство с колонной труб прижимается к стенке основного ствола, в котором вырезано «окно», способствуя полному вхождению бурового инструмента 4 в БС. Для проверки попадания устройства в БС, не сбрасывая давления жидкости, производят медленный проворот колонны труб ротором вокруг оси. При движении бурового инструмента по стенке основного ствола крутящий момент на роторе будет небольшим за счет трения его о стенку скважины. Увеличение крутящего момента на роторе будет являться показателем того, что хвостовик 3 с буровым инструментом 4 отклонился от оси устройства и вошел в БС, стенка которого создает препятствие вращению устройства с колонной труб, в этот момент ротор останавливают. Затем останавливают буровой насос, при этом верхний поршень 2 с полым штоком 7 шарнирным соединением 8, а также переводник 9 со своей верхней частью 13 и хвостовик 2 под действием пружины 12 и реакции стенки БС поднимаются вверх и фиксируют подвижные детали по оси устройства, переводя его в транспортное положение (фиг. 1). В таком положении продольные проточки 14 (фиг. 3 и 4) или выборки взаимодействуют с соответствующими внутренними плоскостями 15 или выступами ствола 1 (фиг. 1) для передачи вращения. Устройство движется по БС, пока не достигнет зоны осложнения (зоны осыпания, налипшей на стенки глинистой корки и т.п.), когда буровой инструмент 4 упрется в препятствие. Включают буровой насос и ротор буровой установки, передавая вращение буровому инструменту 4 и поддерживая небольшую осевую нагрузку, которая не позволяет верхнему поршню 2 преодолеть усилие пружины 12 и вывести шарнирное соединение 8 за нижний край ствола 1. При этом все подвижные детали - 2, 7, 8, 13, 9 и 3 - устройства находятся в зафиксированном по его оси положении и не отклоняются от оси БС. Прорабатывают, шаблонируют или при необходимости углубляют БС до свободного прохождения бурового инструмента 4, не опасаясь зарезки нового ствола в БС. При этом струя жидкости, вытекающая из радиального канала 10 с тарированным отверстием 11 отклонителя 5, выполненным в хвостовике 3 дополнительно к буровому инструменту, разрушает буровой шлам, лежащий на нижней стенке горизонтальной части БС, подхватывает и выносит его на поверхность, улучшая очистку горизонтальной части БС многозабойной скважины.

Предлагаемое направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в БС многозабойной скважины имеет простую надежную конструкцию направляющего устройства и позволяет производить проработку, шаблонировку или бурение БС многозабойной скважины после извлечения клина-отклонителя из основного ствола, вводить буровой инструмент в БС многозабойных скважин, пробуренных из необсаженной части основного ствола, что позволяет сократить число аварийных ситуаций, связанных с непопаданием бурового инструмента в БС, и в конечном счете снизит общие время и стоимость строительства многозабойных и многоствольных скважин.

Направляющее устройство бурового инструмента для селективного входа в боковой ствол, включающее соединенный с колонной труб ствол с механизмом изменения направления движения с полым хвостовиком для соединения с буровым инструментом, причем ствол соединен с механизмом изменения направления движения с возможностью регулируемой передачи вращения, а хвостовик оснащен отклонителем, гидравлически связанным с внутренней полостью хвостовика и через канал механизма изменения направления движения с колонной труб, отличающееся тем, что механизм изменения направления движения выполнен в виде верхнего поршня с полым штоком, шарнирно соединенным с переводником хвостовика, а отклонитель - в виде радиального канала с тарированным отверстием, при этом поршень механизма изменения направления движения подпружинен вверх и вставлен в ствол с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с выходом шарнирного соединения из ствола, причем шток поршня и верхняя часть переводника снабжены снаружи продольными проточками или выборками под соответствующие внутренние плоскости или выступы ствола для передачи вращения, ниже радиального канала в хвостовике установлен жиклер с проходным каналом, причем поперечное сечение канала механизма изменения направления движения и канала жиклера выполнены такой площади, чтобы обеспечить при прокачке жидкости перепад давлений, необходимый соответственно для выдвижения поршня из ствола и отклонения хвостовика при помощи радиального канала и шарнирного соединения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Группа изобретений относится к созданию колебаний в скважине с помощью генераторов для обеспечения осевого перемещения бурильной колонны. Технический результат – повышение надежности работы генератора с обеспечением эффективности его применения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления между скважинами.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к буровой технике. Мобильная буровая установка содержит многоосное транспортное средство, горизонтально расположенную на раме в транспортном положении буровую вышку, состоящую из верхней стволовой секции и нижней опорной секции, рабочую площадку, кабину бурильщика, устройство для подъема вышки, опорные устройства вышки, гидравлический привод вспомогательных механизмов, силовой привод с вращателем, трубный манипулятор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. В частности, предложенный способ бурения включает сбор данных инклинометрии на буровой площадке и определение точки маршрута или трассы ствола скважины на основании данных инклинометрии.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Описывается узел и способ заканчивания боковых стволов скважин. Данная компоновка заканчивания скважины содержит установку сопряжения с главной и боковой секциями, а также боковую колонну заканчивания и фиксирующее устройство, присоединенные к концу боковой секции, расположенной со стороны ниже по стволу скважины, и концу установки сопряжения, расположенной со стороны выше по стволу скважины, соответственно.

Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин, а именно используется для селективного входа бурового инструмента в боковой ствол после извлечения клина-отклонителя из основного ствола. Направляющее устройство включает соединенный с колонной труб ствол с механизмом изменения направления движения с полым хвостовиком для соединения с буровым инструментом. Ствол соединен с механизмом изменения направления движения с возможностью регулируемой передачи вращения, а хвостовик оснащен отклонителем, гидравлически связанным с внутренней полостью хвостовика и через канал механизма изменения направления движения с колонной труб. Механизм изменения направления движения выполнен в виде верхнего поршня с полым штоком, шарнирно соединенным с переводником хвостовика, а отклонитель - в виде радиального канала с тарированным отверстием. Поршень механизма изменения направления движения подпружинен вверх и вставлен в ствол с возможностью ограниченного продольного перемещения вниз с выходом шарнирного соединения из ствола. Шток поршня и верхняя часть переводника снабжены снаружи продольными проточками или выборками под соответствующие внутренние плоскости или выступы ствола для передачи вращения. Ниже радиального канала в хвостовике установлен жиклер с проходным каналом. Поперечное сечение канала механизма изменения направления движения и канала жиклера выполнены такой площади, чтобы обеспечить при прокачке жидкости перепад давлений, необходимый, соответственно, для выдвижения поршня из ствола и отклонения хвостовика при помощи радиального канала и шарнирного соединения. Обеспечивается сокращение числа аварийных ситуаций, связанных с непопаданием бурового инструмента в БС. 5 ил.

Наверх